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Disposiciones generales sobre el servicio público de energía eléctrica

ARTÍCULO 1.1.1. ÁMBITO DE APLICACION. Esta resolución se aplica a todas las personas que, estando organizadas en alguna de las formas dispuestas por el artículo 15 de la Ley 142 de 1994, generan electricidad, o la transmiten, o la distribuyen, o la comercializan, o realizan mas de una de esas actividades.

Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 15 de la Ley 142 de 1994, la presente resolución no se aplica a los generadores que tienen una capacidad instalada inferior a 10MW; y a los autogeneradores.

(Fuente: R CREG 056/94, art. 2)

ARTÍCULO 1.1.2. PRESTADORES DEL SERVICIO. Solo las empresas de servicios públicos, o los otros agentes económicos a los que se refiere el artículo 15 de la Ley 142 de 1994, pueden prestar el servicio público de energía eléctrica.

La Comisión, en cumplimiento del numeral 73.18 la Ley 142 de 1994, solicitará a la Superintendencia que aplique las sanciones a que hubiere lugar a las personas que presten el servicio de energía eléctrica bajo otra forma de organización.

(Fuente: R CREG 056/94, art. 3)

ARTÍCULO 1.1.3. OBLIGACION DE REGISTRO. Todas las empresas que vayan a realizar cualquier actividad comprendida dentro del servicio público de electricidad o energía eléctrica, deben dar noticia del inicio de sus actividades a la Comisión.

Con la noticia incluirán los estatutos, el nombre de los socios o propietarios de mas del 10% del patrimonio, y los estados financieros en el momento de constitución o los del último año, según el caso. También remitirán una descripción del mercado al cual orienta la empresa sus servicios, los principales activos y permisos con los que cuenta la empresa, o que están en trámite de obtención o construcción, y en el caso de empresas de distribución, del contrato de servicios públicos de condiciones uniformes que la empresa se propone adoptar.

(Fuente: R CREG 056/94, art. 4)

ARTÍCULO 1.1.4. SEPARACION DE ACTIVIDADES. Las empresas que se constituyan con posterioridad a la vigencia de la Ley 143 de 1994 con el objeto de prestar el servicio público de electricidad, y que hagan parte del sistema interconectado nacional, no podrán tener mas de una de las actividades complementarias relacionadas con el mismo, salvo la de comercialización que puede realizarse en forma combinada con una de las actividades de generación y distribución.

En consecuencia, cualquiera de estas empresas que destine a la generación de energía una capacidad que exceda de 50 MW, no puede tener como objeto social actividades distintas a la misma generación, y la comercialización.

Para tales efectos, se atribuirán a estas empresas:

1. Toda la capacidad de generación neta que posean directamente;

2. La parte proporcional que les corresponda en la capacidad de generación de otras empresas con las cuales tengan una vinculación económica.

Se considera que existe vinculación económica, en los siguientes casos:

a) Cuando estas empresas o sus filiales son parte en un contrato para compartir utilidades o reducir costos, o en cualquier clase de contrato de riesgo compartido con la empresa generadora, o con quienes tengan las mismas relaciones con la empresa generadora; o

b) Cuando estas empresas tienen:

- Acciones o partes de capital en la empresa generadora;

- Créditos a cargo de la empresa generadora, contratados en condiciones distintas de las prevalecientes en el mercado;

- Contratos de suministro de combustible o cualquier influjo en la determinación del precio del combustible utilizado por la empresa generadora.

Estas empresas deben proporcionar a la Comisión, cuando esta lo solicite:

- Un certificado que acredite el cumplimiento de las obligaciones que este artículo consagra en la fecha de su expedición, y que ha cumplido con ellas durante el período que siguió al último certificado expedido de esta clase.

- Un certificado en el que identifique en detalle la capacidad de generación que posee, o a que se refiere interés económico.

Las empresas a que se refiere el inciso primero de este artículo, que tengan por objeto la actividad de transmisión de electricidad, no pueden incluir en su objeto otra actividad; pero las que presten el servicio de distribución, pueden incluir, además de ésta, la de comercialización.

Las empresas de servicios públicos constituidas con anterioridad a la vigencia de la Ley 142 de 1994, podrán continuar prestando en forma combinada las actividades que desarrollaban en la fecha que entró en vigor, más la actividad de comercialización, siempre y cuando, establezcan contabilidades separadas para cada una de sus actividades, antes del 1o. de enero de 1996, de acuerdo con los sistemas uniformes que establezca la Superintendencia.

(Fuente: R CREG 056/94, art. 5)

ARTÍCULO 1.1.5. PROTECCION DE LA COMPETENCIA EN EL SERVICIO DE ELECTRICIDAD. Se consideran prácticas restrictivas de la competencia, y capaces de reducir la competencia entre las empresas que prestan el servicio público de electricidad; las siguientes conductas:

a) Realizar actos o contratos en condiciones distintas a las usuales en el mercado, entre empresas que prestan el servicio de electricidad y sus matrices, o con las filiales de estas, o con los propietarios de unas y otras.

b) Romper el principio de neutralidad en materia tarifaria y de tratamiento a los clientes o usuarios de las empresas que prestan el servicio público de electricidad. Para aplicar el principio de neutralidad y definir, en consecuencia, si los costos que ocasiona la prestación del servicio de electricidad a un cliente o usuario son sustancialmente iguales a los que ocasiona prestarlo a otro, y las características técnicas de prestación del servicio, debe atenderse a factores tales como los volúmenes, voltajes, carga, interruptibilidad, sitio, fechas y duración de los actos o contratos convenidos.

Para analizar la condición social del cliente o usuario, cuando la Ley obligue a ello, debe examinarse el estrato al que aquel pertenece.

c) Hacer en una empresa que presta el servicio público de electricidad registros contables que no reflejen en forma razonable la separación que debe existir entre los diversos servicios que preste la misma empresa, o la que debe existir con otras empresas que tengan propietarios comunes o actividades complementarias en el servicio de energía eléctrica.

d) Aprovechar en una empresa que presta el servicio público de electricidad información reservada de una empresa matriz, o filial, o en la que hay propietarios comunes, para obtener ventajas comerciales injustas al realizar actos o contratos, es decir, ventajas que no se habrían obtenido sin una información que debía permanecer reservada.

e) Permitir en una empresa que presta el servicio público de electricidad, que la información que debe mantenerse en reserva según la ley, se comunique a quienes no tienen derecho a ella, y especialmente a la matriz, a las filiales, o a empresas que tienen propietarios comunes con la que divulga la información; o no tomar las medidas adecuadas para que la información se mantenga en reserva, inclusive por quienes actúan como consultores.

(Fuente: R CREG 056/94, art. 6)

ARTÍCULO 1.1.6. TRANSPARENCIA EN LAS TARIFAS. Las empresas que ofrezcan servicios de transmisión o de distribución de energía deben publicar, en forma masiva, y mantener a disposición de sus clientes eventuales, y de las autoridades, documentos en los que aparezcan las tarifas que cobrarán por sus servicios, y los diversos componentes de ellas, de modo que cualquier interesado pueda hacer un estimativo correcto de lo que tendría que pagar por recibir tales servicios.

(Fuente: R CREG 056/94, art. 7)

ARTÍCULO 1.1.7. CESION DE CONTRATOS. Los contratos de energía celebrados entre los prestadores del servicio podrán ser cedidos parcial o totalmente, conforme a las reglas establecidos en el Código de Comercio.

(Fuente: R CREG 056/94, art. 8)

ARTÍCULO 1.1.8. INFORMACION. Las empresas a las que se aplica esta resolución deberán enviar mensualmente a la Comisión, una relación de los contratos celebrados entre empresas generadoras, entre distribuidoras, entre aquellas y estas, y entre todas ellas y las empresas dedicadas a la comercialización de electricidad, y los usuarios no regulados, incluyendo los contratos que deben cumplirse a través de interconexiones internacionales. En tales informes deben aparecer los siguientes datos: nombre de las partes, sitio de entrega de la energía, precios, cantidades, condiciones de la entrega, sanciones y compensaciones.

Conforme lo establecido en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, estas empresas también deberán suministrar a la Comisión en forma oportuna la información que esta le solicite, necesaria para el cumplimiento de sus funciones.

Las empresas no están obligadas a proporcionar a los usuarios aquella información que la ley en forma expresa califica como secreta o reservada; pero no podrán invocar tal carácter ante el solicitante si la Comisión no ha definido, para el caso particular, o por regla general, que la información requerida lo tiene. La información que se refiere a tarifas nunca tendrá tal carácter.

(Fuente: R CREG 056/94, art. 9)

ARTÍCULO 1.1.9. OBLIGACIONES EN CASO DE EMERGENCIA. Las empresas sujetas a esta resolución, están obligadas en caso de emergencia, declarada por la Comisión de Regulación o la Superintendencia, a prestar colaboración a las autoridades, a otras empresas, o a los usuarios. Esta colaboración puede consistir, entre otras acciones, en posponer el cierre de plantas de generación o la no disminución de su capacidad disponible

En el momento mismo de producir el acto que ordena dar la ayuda, la respectiva autoridad tendrá el deber de tomar las medidas del caso para estimar y probar el monto de la indemnización que debe darse a la empresa que presta el auxilio, y para impulsar los procedimientos presupuestales necesarios para su pago.

Lo aquí dispuesto no limita, en forma alguna, las facultades que la ley otorga a la empresa que preste el auxilio para solicitar y conseguir la indemnización debida.

(Fuente: R CREG 056/94, art. 10)

ARTÍCULO 1.1.10. ACATAMIENTO DEL CODIGO DE REDES. Las personas a las cuales se aplica esta resolución, deben ceñir sus actividades, en lo pertinente, a lo dispuesto en el Código de Redes y en el Reglamento de Operación.

(Fuente: R CREG 056/94, art. 11)

ARTÍCULO 1.1.11. ACATAMIENTO DE OTROS REQUISITOS. Las personas a las cuales se aplica esta resolución, deben obtener todos los permisos y autorizaciones que la Ley 142, y la Ley 143 de 1994, preveen como indispensables en lo pertinente, contemplan para ejercer actividades en el sector; y, en particular, los relativos a aspectos ambientales, sanitarios, de uso de aguas, técnicos, y de orden municipal.

(Fuente: R CREG 056/94, art. 12)

Reglas generales de comportamiento de mercado para los agentes que desarrollen las actividades de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible

Objeto y alcance

ARTÍCULO 1.2.1.1. OBJETO. El establecimiento de reglas generales de comportamiento de mercado para prestadores de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible tiene como objeto proveer una base normativa integral que guíe el actuar de los prestadores, congruente con los principios y las obligaciones establecidas en la ley.

En los casos en que exista regulación específica vigente sobre los temas de esta resolución, dicha regulación prevalecerá sobre las reglas de carácter general aquí contenidas.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 1)

ARTÍCULO 1.2.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a los agentes mencionados en los artículos 15 y 16 de la Ley 142 de 1994, o cualquier norma que los modifique, sustituya o complemente, que desarrollen las actividades propias de la prestación de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible y sus actividades complementarias.

Estas reglas también aplican a cualquier otra empresa que la CREG someta a su regulación en los términos del numeral 2 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994 y el artículo 290 de la Ley 1955 de 2019, o cualquier norma que las modifique, sustituya o complemente.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 2)

Comportamientos que propenden por el cumplimiento de los fines de la regulación

ARTÍCULO 1.2.2.1. SUJECIÓN DE LOS AGENTES A LOS FINES REGULATORIOS. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben desarrollar sus actividades en cumplimiento de los principios y fines regulatorios establecidos en la Constitución Política y en la ley.

Para esto, los agentes deben:

4.1. Aplicar la regulación expedida por la CREG de manera diligente y honorable, atendiendo la finalidad para la cual fue expedida y en observancia de los principios generales del régimen de servicios públicos domiciliarios.

4.2. En el entendimiento de la regulación debe primar el fondo sobre la forma, procurando la protección del usuario y el funcionamiento eficiente y transparente del mercado.

4.3. Abstenerse de participar en actos, contratos o prácticas que tengan la capacidad, el propósito o el efecto de eludir los fines previstos en la regulación.

4.4. Abstenerse de participar en actos, contratos o prácticas que tengan la capacidad, el propósito o el efecto de confundir o engañar a usuarios, a otros agentes del mercado o a las autoridades.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 4)

ARTÍCULO 1.2.2.2. COMPROMISOS Y DECLARACIONES FRENTE A TERCEROS Y AL MERCADO. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben cumplir los compromisos y declaraciones que realicen frente a terceros o frente al mercado en el marco de la prestación del servicio.

Esta obligación incluye el deber de que la participación en los distintos mecanismos de transacción que disponga la regulación sea de manera diligente y honorable, evitando adquirir compromisos u obligaciones que no tenga la intención o capacidad de cumplir.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 5)

ARTÍCULO 1.2.2.3. ACTUACIÓN A TRAVÉS DE TERCEROS. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución no podrán utilizar a persona alguna como conducto para evitar las obligaciones contenidas en el ordenamiento jurídico.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 6)

Comportamientos que propenden por la transparencia del mercado

ARTÍCULO 1.2.3.1. INFORMACIÓN PARA LA TOMA DE DECISIONES POR PARTE DE LOS USUARIOS. La información suministrada por los agentes mencionados en el artículo 2o de la presente resolución debe permitir y facilitar su comparación y comprensión por parte de los usuarios frente a los diferentes productos y servicios ofrecidos en el mercado.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 7)

ARTÍCULO 1.2.3.2. ENTREGA Y REPORTE DE INFORMACIÓN. La información que suministren, divulguen o reporten los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución debe ser cierta, suficiente, clara, oportuna y verificable, debe garantizar la finalidad para la cual fue solicitada y no debe tener ni el propósito ni el efecto de inducir a error.

Los agentes deben asegurar que la información cumpla estas características cuando suministren, divulguen o reporten información a:

a) Usuarios o empresas.

b) Al público general.

c) A las autoridades.

d) A los entes responsables de la gestión centralizada de información de los sectores regulados.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 8)

ARTÍCULO 1.2.3.3. PUBLICACIÓN DE PROCEDIMIENTOS. Los procedimientos de los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución, asociados a la prestación del servicio deben estar a disposición del público.

Para esto, los agentes deben:

9.1. Publicar en su portal web oficial, con acceso desde la página de inicio, de manera permanente y visible, los plazos y los requisitos de la totalidad de los procedimientos relacionados con el acceso a un bien esencial empleado para la organización y la prestación del servicio por parte de usuarios o empresas de los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible, con el fin de que los interesados los puedan conocer de forma previa a la iniciación del procedimiento.

9.2. Publicar en su portal web oficial, con acceso desde la página de inicio, de manera permanente y visible, los plazos y requisitos de la totalidad de los procedimientos relacionados con el cambio de prestador por parte de usuarios o empresas de los servicios públicos de energía y gas combustible, con el fin de que los interesados los puedan conocer de forma previa a la iniciación del procedimiento.

9.3 Enviar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios una copia de los procedimientos vigentes de los que trata este artículo, para que esta los mantenga a disposición de quienes los soliciten.

PARÁGRAFO. Los agentes deberán publicar la información de la que trata este artículo en los formatos que determine la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios que garanticen el acceso a la misma.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 9)

ARTÍCULO 1.2.3.4. COBROS NO PREVISTOS EN LA REGULACIÓN VIGENTE. Los cobros realizados por los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución, que no se encuentren previstos en la regulación vigente, deben obedecer a parámetros explícitos, objetivos y verificables.

Para esto, los agentes deben:

10.1. Tener a disposición de las autoridades competentes los comprobantes o soportes de los costos asociados a los cobros realizados, atendiendo las disposiciones de ley sobre los tiempos de conservación de dichos documentos.

10.2. Informar dichos precios a los interesados de forma clara, desagregada y previa a la iniciación del procedimiento.

10.3. Abstenerse de hacer cobros no pactados o no informados previamente al solicitante.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 10)

Comportamientos que propenden por la independencia en la toma de decisiones por parte de los agentes

ARTÍCULO 1.2.4.1. FLUJOS DE INFORMACIÓN CON TERCEROS. El manejo de la información por parte de los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución debe garantizar un uso adecuado de la misma de cara a terceros, en línea con los fines de la regulación y en concordancia con los numerales 11.1 y 11.2 del presente artículo.

Para esto, los agentes deben:

11.1. Abstenerse de compartir información propia o de un tercero cuya divulgación tenga el propósito, la capacidad o el efecto de restringir la oferta disponible en el mercado, restringir el acceso al mercado, discriminar entre agentes, poner en riesgo la prestación del servicio o distorsionar el funcionamiento eficiente del mercado.

11.2. Abstenerse de compartir con cualquier agente del mercado aquella información, propia o de un tercero, que se refiere directa o indirectamente a la prestación de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica o gas combustible y que: i) tenga valor comercial para la estrategia competitiva del titular; ii) no sea de conocimiento público; y iii) su divulgación total o parcial tenga efectos sobre el nivel de competencia en el mercado.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 11)

ARTÍCULO 1.2.4.2. MANEJO DE INFORMACIÓN CENTRALIZADA SOBRE EL MERCADO O LA OPERACIÓN. Los agentes mencionados en el artículo 2o que conforman o pertenecen a entes con acceso a información centralizada sobre el mercado o sobre la operación de las actividades de los servicios regulados deben asegurar el manejo adecuado de esta información, en los términos de los numerales 12.1 y 12.2 de este artículo.

Para ello, estos agentes deben:

12.1. Definir protocolos que garanticen una administración de la información centralizada neutral y transparente hacia los usuarios.

12.2. Abstenerse de compartir total o parcialmente la información centralizada con terceros o con quienes tenga una situación de control y que i) no sea de conocimiento público; ii) tenga valor comercial para la estrategia competitiva del titular; y iii) su divulgación total o parcial tenga efectos sobre el nivel de competencia en el mercado.

12.3. Garantizar el acceso a la información que requieran las autoridades para el desarrollo de sus funciones.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 12)

Comportamientos en procura de los intereses de los usuarios ante el mercado

ARTÍCULO 1.2.5.1. PROCURA DE LOS INTERESES DE LOS USUARIOS. Los agentes que realicen la actividad de comercialización de energía eléctrica, comercialización de gas combustible o comercialización de capacidad de transporte de gas combustible, deben realizar la gestión de sus compras destinadas a atender a los usuarios a quienes prestan el servicio, garantizando que sus actuaciones no tengan la capacidad, el propósito o el efecto de ir en detrimento de los intereses de estos últimos.

Para esto, los comercializadores deben:

13.1. Emplear la debida diligencia en la gestión que realizan para la compra de energía eléctrica, de gas combustible o de capacidad de transporte de gas combustible, destinada a atender a los usuarios.

13.2. Consolidar al interior de la empresa una cultura de atención y respeto de los derechos de los usuarios que conforman la demanda atendida.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 13)

ARTÍCULO 1.2.5.2. MANEJO ADECUADO DE CONFLICTOS DE INTERESES QUE AFECTEN A LOS USUARIOS. Los agentes que se dediquen al desarrollo de la actividad de comercialización de energía eléctrica, comercialización de gas combustible o comercialización de capacidad de transporte de gas combustible, deben administrar los conflictos que surjan entre sus intereses y los intereses de los usuarios, de manera que en sus actuaciones se salvaguarden estos últimos, acorde con lo que sería el resultado esperado en un mercado transparente, eficiente y en condiciones de competencia.

Es un deber de los agentes revelar de forma efectiva a sus usuarios, entidades de regulación, inspección, vigilancia y control, las situaciones de conflicto de interés ya sea que estos se originen en razón de su posición dentro de los mercados de energía eléctrica o gas combustible, de su estructura societaria o como resultado de situaciones particulares y específicas que surjan durante el desarrollo de sus actividades.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 14)

ARTÍCULO 1.2.5.3. ATENCIÓN DE LOS USUARIOS. Los agentes que se dediquen al desarrollo de la actividad de comercialización de energía eléctrica, comercialización de gas combustible o comercialización de capacidad de transporte de gas combustible, deben actuar de manera que propenda por la satisfacción de las necesidades de sus usuarios, de acuerdo con los compromisos y las obligaciones acordadas entre las partes y las disposiciones legales vigentes.

Para ello, los agentes comercializadores deben:

15.1. Emplear la debida diligencia en la prestación del servicio, garantizando la protección y el respeto de los derechos de los usuarios.

15.2. Proveer información cierta, suficiente, clara y oportuna a los usuarios que componen la demanda respecto de:

a) Los productos y servicios ofrecidos

b) Los derechos y obligaciones de los usuarios

c) Los precios que se cobran por los productos y servicios ofrecidos

d) La actividad que desarrollan los comercializadores dentro del mercado

e) Los mecanismos de protección establecidos para la defensa de sus derechos

El comercializador debe proveer la información a la que hace referencia el presente artículo por medios que garanticen que cualquier usuario puede tener acceso a la misma.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 15)

Comportamientos que propenden por el libre acceso a los bienes esenciales empleados para la organización y prestación de los servicios y el libre acceso a los mercados

ARTÍCULO 1.2.6.1. LIBRE ACCESO A BIENES ESENCIALES EMPLEADOS PARA LA ORGANIZACIÓN Y PRESTACIÓN DE LOS SERVICIOS. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben permitir el acceso y la movilidad dentro de los bienes esenciales empleados para la organización y prestación de los servicios a quienes lo soliciten, en condiciones razonables para los involucrados y en concordancia con los requisitos previstos en la regulación.

Para esto, los agentes deben:

16.1. Abstenerse de utilizar mecanismos, estrategias o cualquier otro instrumento que tenga la capacidad, el propósito o el efecto restringir el acceso o la movilidad dentro del bien esencial empleado para la organización y prestación del servicio al solicitante.

16.2. Cuando el acceso o la movilidad en el bien esencial empleado para la organización y prestación del servicio requiera incurrir en costos por parte del prestador, estos costos deben ser explícitos, objetivos y verificables.

16.3. Cuando el prestador no esté en capacidad técnica o financiera de asumir los costos asociados a la solicitud de acceso o de movilidad en el bien esencial empleado para la organización y prestación del servicio en la oportunidad y plazos establecidos en la regulación o en el procedimiento particular, dicho prestador deberá permitir que el solicitante los asuma por cuenta propia.

16.4. Tanto el prestador como el solicitante deben cumplir con la normatividad técnica, legal y regulatoria sobre las condiciones de acceso a los bienes esenciales empleados para la organización y prestación del servicio.

PARÁGRAFO. Las empresas de servicios públicos que operen bienes esenciales empleados para la organización y la prestación del servicio que la regulación ha definido como de uso exclusivo o limitado están exceptuadas de cumplir con las obligaciones contenidas en el presente artículo.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 16)

ARTÍCULO 1.2.6.2. LIBRE ACCESO A MERCADOS. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben permitir el acceso a mercados a otros agentes o usuarios en concordancia con los requisitos previstos en la regulación.

Para esto, los agentes deben:

17.1. Abstenerse de utilizar mecanismos, estrategias o cualquier otro instrumento que tengan la capacidad, el propósito o el efecto de restringir el acceso al mercado por parte de otros agentes.

17.2. Abstenerse de utilizar mecanismos, estrategias o cualquier otro instrumento que tengan la capacidad, el propósito o el efecto de restringir a los usuarios la libre elección del prestador del servicio o del proveedor de los bienes necesarios para su obtención o utilización.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 17)

ARTÍCULO 1.2.6.3. CESIÓN O TERMINACIÓN DE VÍNCULOS CONTRACTUALES. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben pactar requisitos explícitos, objetivos, verificables y previamente definidos para la cesión o terminación de sus vínculos contractuales, en concordancia con los requisitos previstos en la regulación vigente. Asimismo, deben abstenerse de utilizar mecanismos, estrategias o cualquier otro instrumento no previsto en el contrato que tengan la capacidad, el propósito o el efecto de obstaculizar la cesión o la terminación de vínculos contractuales.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 18)

Comportamientos que propenden por la competencia efectiva en el mercado

ARTÍCULO 1.2.7.1. TRATAMIENTO NEUTRAL A USUARIOS O PRESTADORES CON CARACTERÍSTICAS ANÁLOGAS. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben otorgar el mismo tratamiento, jurídica y fácticamente, a usuarios o prestadores con quienes realicen procedimientos o con quienes negocien o sostengan relaciones comerciales asociadas a la ejecución de actividades propias de la prestación de los servicios públicos de los que trata esta resolución y que se encuentren en condiciones análogas.

Para esto, los agentes deben abstenerse de utilizar mecanismos, estrategias o cualquier otro instrumento que tenga la capacidad, el propósito o el efecto de discriminar entre usuarios o entre prestadores con características análogas.

Excepcionalmente, si existen razones explícitas, objetivas, verificables y previamente definidas, los agentes podrán apartarse del cumplimiento de las obligaciones contenidas en este artículo. Dichas razones deben estar documentadas y ser verificables por parte de las autoridades de vigilancia y control.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 19)

ARTÍCULO 1.2.7.2. SUBSIDIOS CRUZADOS. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben abstenerse de imputar costos a una actividad de la cadena de prestación del servicio público de energía eléctrica o de gas combustible que no sean propios de dicha actividad.

Cuando existan costos compartidos entre distintas actividades, la repartición de dichos costos entre las actividades debe responder a parámetros explícitos, objetivos y verificables. El soporte documental correspondiente debe estar disponible para su verificación por parte de las autoridades.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 20)

ARTÍCULO 1.2.7.3. CONDICIONES DE OFERTA. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben desarrollar sus actividades de manera honorable y transparente, sin utilizar mecanismos, estrategias o cualquier otro instrumento que tenga la capacidad, el propósito o el efecto de acaparar o restringir la oferta disponible en el mercado.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 21)

Comportamientos que propenden por la adecuada prestación del servicio público

ARTÍCULO 1.2.8.1. GESTIÓN DE RIESGOS. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben gestionar diligentemente los riesgos financieros y operativos, incluyendo la realización de mantenimientos preventivos, predictivos y correctivos, que aseguren la disponibilidad de la oferta y la continuidad de la prestación de los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 22)

ARTÍCULO 1.2.8.2. DISTORSIONES AL FUNCIONAMIENTO EFICIENTE DEL MERCADO. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben desarrollar sus actividades en las que participa con: lealtad, idoneidad, profesionalismo, honorabilidad y diligencia, lo cual implica el sometimiento de su conducta a las diversas normas que regulan su actividad, sin utilizar mecanismos, estrategias o cualquier otro instrumento que tenga la capacidad, el propósito o el efecto de distorsionar el funcionamiento eficiente del mercado.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 23)

ARTÍCULO 1.2.8.3. RIESGO EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben desarrollar sus actividades con diligencia y seguridad, sin utilizar mecanismos, estrategias o cualquier otro instrumento que tenga la capacidad, el propósito o el efecto de poner en riesgo la prestación del servicio público.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 24)

Disposiciones finales

ARTÍCULO 1.2.9.1. DECLARACIÓN DE CUMPLIMIENTO DE REGLAS DE COMPORTAMIENTO. Publicar en su portal web oficial, con acceso desde la página de inicio, de manera permanente, visible e irrestricta, una declaración suscrita por el representante legal en la cual manifiesta la adhesión y cumplimiento de las reglas de comportamiento establecidas en esta resolución.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 25)

LIBRO 2

Reglamento de Operación - Componente generación y mercado mayorista

Generación

Actividad de generación de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.1.1.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución se aplica a todos los generadores que estén organizados en alguna de las formas dispuestas por el artículo 15 de la Ley 142 de 1994.

Sin perjuicio de lo previsto en el artículo 15 de la Ley 142 de 1994, se exceptúan de lo dispuesto en esta resolución, los generadores que tienen una capacidad efectiva total en centrales de generación inferior a 10 MW, y los autogeneradores.

(Fuente: R CREG 055/94, art. 2)

Obligaciones de los generadores

ARTÍCULO 2.1.1.2.1. PRESTADORES DEL SERVICIO. Todos los agentes económicos pueden construir plantas generadoras con sus respectivas líneas de conexión a las redes de interconexión, transmisión y distribución.

La Comisión, en cumplimiento del numeral 73.18 de la Ley 142 de 1994, pedirá a la Superintendencia que sancione a quienes presten el servicio público de generación de energía eléctrica sin cumplir los requisitos dispuestos en las Leyes que rigen la materia y en esta resolución.

(Fuente: R CREG 055/94, art. 3)

ARTÍCULO 2.1.1.2.2. OBLIGACIÓN DE VINCULARSE AL SISTEMA INTERCONECTADO. Todos los generadores que se conecten al sistema interconectado nacional realizarán en el mercado mayorista de energía las transacciones de venta y compra de la energía que producen o que requieran, y se sujetarán al Reglamento de Operación y a los acuerdos del Consejo Nacional de Operación.

Los generadores deben someter al despacho central coordinado por el Centro Nacional de Despacho (CND), todas las unidades de sus centrales de generación, conectadas al Sistema Interconectado Nacional y con una capacidad efectiva total en la central superior a 20 MW.

Para estos efectos se considera que las centrales de generación son las de propiedad del generador, las centrales de propiedad de otras empresas que represente por medio de un mandato y las centrales de otras empresas con las cuales el generador tenga un contrato de energía por la totalidad de la capacidad efectiva.

Los generadores pueden conferir mandatos a otras empresas, preferiblemente que tengan el mismo objeto social, para que las representen ante el CND y el mercado mayorista y para que cumplan todas sus obligaciones respecto al Reglamento de Operación y a los acuerdos de operación. El mandatario deberá acreditar su condición ante el CND, el cual deberá suministrar la información correspondiente a la Comisión cuando la Comisión así lo solicite.

Igualmente, cualquier empresa de generación que tenga un contrato de energía con otro generador por la totalidad de la capacidad efectiva en una unidad de generación de propiedad de este último, representará y se hará responsable para todos los efectos de la unidad generadora ante el CND y el mercado mayorista. Los contratos respectivos no estarán sometidos a las reglas del mercado mayorista.

Los generadores tienen la obligación de proporcionar al CND y al Administrador del SIC en forma oportuna y fiel la información que estos les soliciten para efectuar el despacho central, la operación integrada del Sistema Interconectado Nacional y la administración del SIC.

(Fuente: R CREG 055/94, art. 4)

ARTÍCULO 2.1.1.2.3. COTIZACIONES PARA PRESTAR SERVICIOS ASOCIADOS DE GENERACIÓN. Cuando el Centro Nacional del Despacho lo requiera, las empresas generadoras están obligadas a cotizar los términos en los cuales prestarían servicios asociados de generación, para la operación del Sistema Interconectado Nacional, con cualquier unidad de generación que posea la empresa y que esté operando.

La empresa generadora debe, cuando la Comisión o la Superintendencia así lo requiera, proporcionar detalles de los precios cotizados por los servicios asociados de generación, incluyendo la justificación de los mismos y detalles de los costos en los que se incurriría al proveerlos. Tales costos pueden comprender una rentabilidad razonable sobre su capital.

(Fuente: R CREG 055/94, art. 7)

ARTÍCULO 2.1.1.2.4. OBLIGACIÓN DE NO DISCRIMINAR. Las empresas generadoras no podrán discriminar o preferir a una persona o grupo de personas en las transacciones de energía en el mercado mayorista.

(Fuente: R CREG 055/94, art. 8)

ARTÍCULO 2.1.1.2.5. OBLIGACIÓN DE INFORMAR SOBRE EL CIERRE DE PLANTAS. Las empresas generadoras deben dar aviso a la Comisión, con 6 meses de anticipación a la fecha de aplicación de la medida, del cierre de una planta que tenga capacidad efectiva de más de 20 MW, o de la disminución permanente de su capacidad disponible por mas de 20 MW. La empresa generadora dará a la Comisión cualquier información adicional que esta requiera en relación con dicha medida, que permita evaluar, entre otros aspectos, si la medida no implica una ruptura de los principios sobre competencia. En todo caso, el artículo 10 de la resolución CREG-056 de 1994 se aplicará en lo allí previsto.

(Fuente: R CREG 055/94, art. 9)

ARTÍCULO 2.1.1.2.6. COMERCIALIZACIÓN DE LA ENERGÍA PROVENIENTE DE PRODUCTORES MARGINALES, INDEPENDIENTES O PARA USO PARTICULAR. En el caso de empresas que operen plantas de generación o cogeneración que generen energía en forma marginal o para uso particular, se aplicarán las disposiciones de esta resolución y las normas pertinentes establecidas en las normas legales vigentes a todos los actos y contratos que celebren para la venta de energía a terceros a través de la red pública, en exceso de la electricidad que se use en sus propias operaciones, a cambio de cualquier clase de remuneración, o gratuitamente con quienes tengan vinculación económica con ellas, o en cualquier manera que pueda reducir la libre competencia en el sector eléctrico.

(Fuente: R CREG 055/94, art. 10)

ARTÍCULO 2.1.1.2.7. COMERCIALIZACIÓN DE LA ENERGÍA DE GENERADORES CON UNA CAPACIDAD INFERIOR A 20 MW. Los generadores con una capacidad efectiva inferior a 20 MW que deseen vender y comprar energía a través de la red pública, podrán acogerse a las disposiciones de esta resolución o podrán realizar contratos especiales con comercializadores o generadores para colocar sus excedentes o para comprar servicios de respaldo para lograr una confiabilidad adecuada en su operación. La Comisión definirá las normas aplicables a estos casos.

(Fuente: R CREG 055/94, art. 11)

Operación integrada y el Centro Nacional de Despacho

ARTÍCULO 2.1.1.3.1. OBLIGACIONES DEL CENTRO NACIONAL DE DESPACHO. El Centro Nacional de Despacho (CND) hará la planeación de la operación a largo y mediano plazo de todos los recursos de generación sometidos al despacho central, incluyendo las interconexiones internacionales, para atender la demanda de energía eléctrica del sistema interconectado nacional en la forma más económica y cumpliendo con los criterios aprobados de seguridad, confiabilidad y calidad de servicio. La planeación indicativa de la operación se hará de acuerdo con los procedimientos establecidos en el Reglamento de Operación, teniendo en cuenta:

1. Las proyecciones de demanda de energía eléctrica adoptadas para el planeamiento de la operación,

2. Los pronósticos hidrológicos preparados con base en la información climatológica disponible,

3. La disponibilidad de las unidades de generación e interconexiones internacionales;

4. Las restricciones operativas impuestas por razones técnicas,

5. La energía entregada al Sistema Interconectado Nacional por unidades de generación no sujetas al despacho central; y

6. La disponibilidad del sistema de transmisión y distribución de acuerdo a las necesidades de salida de servicio de redes para mantenimiento, reparaciones, extensiones o refuerzos. La programación de la salida del servicio se hará de acuerdo con lo previsto en el Código de Redes, y en forma tal que no discrimine o prefiera indebidamente a ninguna empresa, y que no se utilice como instrumento para limitar la competencia.

Como resultado de la planeación operativa se determinarán las funciones de los costos incrementales de los embalses para generación de energía eléctrica y estimativos de los valores esperados de los precios en la bolsa de energía, de los niveles de los embalses, de la generación de las unidades térmicas e hidráulicas, de los vertimientos de los embalses, de los índices de confiabilidad, y otras variables de interés. La información correspondiente se suministrará a las empresas que participan en el mercado mayorista.

(Fuente: R CREG 055/94, art. 12)

ARTÍCULO 2.1.1.3.2. CRITERIOS PARA EL DESPACHO ECONÓMICO. El CND debe efectuar el despacho económico horario de los recursos de generación sujetos a despacho central y de las transferencias de energía por interconexiones internacionales, según se establece en el Código de Redes y en el Reglamento de Operación, teniendo en cuenta los siguientes factores:

1. La predicción de demanda horaria preparada por el CND,

2. Los precios incrementales ofrecidos por las unidades generadoras,

3. Las restricciones técnicas que se imponen sobre el sistema o una parte de él, incluyendo la generación obligada por criterios de seguridad eléctrica,

4. La disponibilidad de las unidades de generación sujetas a despacho central,

5. Las proyecciones de importación o exportación de electricidad a través de alguna interconexión internacional,

6. El costo de las pérdidas en transmisión y distribución,

7. El margen de reserva de generación de acuerdo a los criterios de confiabilidad y calidad de servicio adoptados y

8. Otros aspectos previstos en el Código de Redes y en el Reglamento de Operación.

El Centro Nacional de Despacho (CND) establecerá el despacho horario de las unidades de generación sujetas a despacho en orden ascendente del precio ofrecido al Centro Nacional de Despacho (CND) por cada unidad, de tal forma que se atienda la demanda horaria y se minimicen los costos de operación cumpliendo con los criterios adoptados de confiabilidad y seguridad de suministro. El CND comunicará el despacho horario a los generadores sujetos al despacho central y supervisará su cumplimiento.

(Fuente: R CREG 055/94, art. 13)

ARTÍCULO 2.1.1.3.3. CRITERIOS DE SEGURIDAD EN LA GENERACIÓN. Al cumplir sus funciones de programación y despacho establecidas en el artículo 34 de la Ley 143 de 1994, el CND tendrá en cuenta los criterios de confiabilidad y seguridad en la operación establecidos en el Código de Redes, y supervisará su cumplimiento.

Esos criterios deben cumplirse asegurando que en condiciones normales de operación y cuando haya suficiente capacidad de generación, se despache la capacidad disponible de tal manera que se satisfaga la demanda proyectada y los requisitos de reserva en la generación.

Sin embargo, el CND puede interrumpir o suspender la oferta de electricidad en las siguientes circunstancias:

1. Cuando sea necesario hacerlo por razones de mantenimiento, o por una falla que afecte los sistemas de transmisión o de generación; o

2. Cuando sea necesario hacerlo para mantener la seguridad y estabilidad del sistema total por una pérdida repentina y no planeada en los sistemas de generación y transmisión, hasta el momento en el que el CND pueda ser capaz de coordinar la operación para satisfacer de nuevo la demanda total del sistema; o

3. Cuando el Consejo Nacional de Operación produzca un acuerdo sobre racionamiento preventivo, en consonancia con el código o estatuto de racionamiento, que producirá la Comisión de acuerdo a lo previsto en el artículo 88 de la Ley 143 de 1994.

Interconexión Eléctrica S.A, por medio del Centro Nacional de Despacho (CND), debe proveer a la Comisión y a la Superintendencia, previa solicitud, la información que requieren para vigilar el cumplimiento de lo aquí dispuesto, y para permitir la revisión a ambas entidades de cómo funcionan, en la práctica, los criterios de seguridad y confiabilidad en la operación.

(Fuente: R CREG 055/94, art. 15)

Generación de plantas o unidades en pruebas, como parte del Reglamento de Operación

ARTÍCULO 2.1.2.1. ASPECTOS OPERATIVOS DE LA GENERACION DE PLANTAS EN ETAPA DE PRUEBAS. Para las plantas o unidades de generación que se encuentren en etapa de pruebas, se tendrán en cuenta los siguientes criterios:

a) Las plantas o unidades nuevas, o las que pretendan reincorporarse al mercado mayorista, deberán informar al Centro Nacional de Despacho y al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, como mínimo con siete (7) días de anticipación, la fecha prevista para la iniciación de pruebas.

b) Las plantas o unidades nuevas, o las que pretendan reincorporarse al mercado mayorista, o las que estén en mantenimiento por un período mayor a treinta (30) días, enviarán al Centro Nacional de Despacho, con tres (3) días de anticipación a la ejecución, el cronograma y la descripción de las pruebas a realizar.

c) Las plantas o unidades nuevas y las que pretendan reincorporarse al mercado mayorista, solo podrán declarar la entrada en operación comercial junto con las ofertas para el despacho.

d) Los agentes deberán, reportar, de la misma forma y dentro de los mismos plazos establecidos para las ofertas, la declaratoria de disponibilidad y la oferta horaria por la (generación que esperan 'tener durante las pruebas para cada una de las horas del día siguiente; las unidades que no estén en operación comercial no ofertarán, precio. Estas ofertas de precio se tendrán en cuenta cuando, por razones de seguridad, el Centro Nacional de Despacho determine que una planta o unidad termine anticipadamente una prueba, o cuando se trate de una prueba no autorizada para desviarse. Esta misma oferta de precio será la que se considere para el resto de la planta que no se encuentra en pruebas, según lo indicado en el literal k) del presente artículo.

Durante los períodos en prueba, los agentes generadores deberán reflejar en la declaración, de disponibilidad de las unidades, las características técnicas del recurso de generación.

Las plantas de generación térmicas de ciclo combinado deberán enviar la declaración, de la configuración diaria que se realiza conforme a lo definido en el aparte "Precios de Arranque-Parada" del Numeral 3.1. del Código de Operación, Resolución. CREG-.025 de 1995, que sea consistente con las unidades declaradas en pruebas, de tal modo que las -unidades declaradas en pruebas sean exclusivamente las que reflejen el mínimo técnico de la configuración declarada.

e) Si el Centro Nacional de Despacho determina que, por las condiciones eléctricas y/o energéticas del sistema, no es posible llevar a cabo el programa de pruebas reportado por los agentes, éstos deberán reprogramar sus pruebas y/o tomar las medidas que defina el Centro Nacional de Despacho.

Para lo anterior, se aplicarán los mismos criterios establecidos en la regulación vigente para la coordinación de mantenimientos de los equipos del Sistema Interconectado Nacional, establecidos en la Resolución CREG 065 de 2000 o en aquellas que la modifiquen o adicionen.

f) Las plantas o unidades nuevas, o las que se reincorporen al mercado, estarán autorizadas para desviarse de su programa estimado de generación durante las pruebas. No obstante, el Centro Nacional de Despacho no autorizará la desviación cuando el agente no haya informado previamente sobre la ejecución de las mismas. Para las unidades en operación comercial, el Consejo Nacional de Operación definirá una lista de pruebas que, por la naturaleza de las mismas, ameritan autorización para desviarse; mientras tanto, el Centro Nacional de Despacho será el que determine cuáles pruebas están autorizadas para desviarse.

g) Para el proceso de despacho y redespacho, deberá programarse la disponibilidad declarada para la prueba sin tener en cuenta el precio ofertado y, para la porción de la planta que no se encuentra en pruebas, el CND considerará en el Despacho Económico el valor de la oferta de precio, por lo tanto, éste último podrá definir el Costo Marginal del Sistema.

h) La generación, de unidades en pruebas autorizadas para desviarse no serán consideradas para cubrir generaciones de seguridad o el AGC del sistema. La generación, de unidades en pruebas que cubran total o parcialmente generación, de seguridad, serán tratadas comercialmente como generación en pruebas.

i) Las pruebas de plantas o unidades de generación solo podrán realizarse durante el período informado por el agente, según el procedimiento establecido en la presente resolución.

j) El Centro Nacional de Despacho someterá a aprobación del Consejo Nacional de Operación los formatos para el reporte de información para pruebas de generación.

k) Una planta de generación que tenga en prueba alguna unidad de las que la componen, sin que toda la planta se encuentre en pruebas, se considera que solo se encuentra en prueba la unidad o el conjunto de unidades que se afecten, por acoplamiento hidráulico o térmico con la unidad o unidades en prueba, las cuales deberán ser declaradas por el agente generador. El resto de la planta se considera que no se encuentra en pruebas.

l) Las plantas o unidades en operación comercial deberán informar al CND, a más tardar a las 8:00 horas del martes de la semana s, mediante el formato que este disponga para tal fin, la programación de las pruebas que pretendan realizar durante la semana s+1 que inicia el lunes y culmina el domingo, con el fin de que sean, consideradas dentro de los análisis de la coordinación de mantenimientos que realiza el CND. Solamente se podrán programar pruebas por fuera de los periodos y días coordinados en la programación semanal de mantenimientos, cuando se requieran para recuperar disponibilidad posterior a una falla. Estas pruebas deben ser reportadas en la oferta diaria de generación al despacho económico.

La aprobación, del programa de pruebas solicitadas por los agentes generadores la realizará el CND a más tardar el jueves de la semana en curso a las 16:00 horas, de la misma forma en que se realiza la aprobación de las consignaciones nacionales para la semana siguiente, las cuales deberán ser consultadas directamente por los agentes en el sistema de información dispuesto para esto.

Para lo anterior, se aplicarán los mismos criterios y procedimientos establecidos en la regulación vigente para la coordinación de mantenimientos de los equipos del Sistema Interconectado Nacional, establecidos en la Resolución CREG 065 de 2000 o en aquellas que la modifiquen o adicionen.

(Fuente: R CREG 121/98, art. 1) (Fuente: R CREG 044/20, art. 1) (Fuente: R CREG 044/20, art. 2)

ARTÍCULO 2.1.2.2. ASPECTOS COMERCIALES DE LA GENERACION DE PLANTAS EN ETAPA DE PRUEBAS. Las plantas o unidades de generación que se encuentren en pruebas se someterán a los siguientes criterios comerciales:

a) Las plantas o unidades nuevas, y las que pretendan reincorporarse al mercado deberán, con siete (7) días de anticipación a la fecha prevista para iniciar las pruebas, anexar la certificación del transportador del área aprobando la conexión y la capacidad en MW asignada en el contrato de conexión. Copia de esta comunicación deberá enviarse tanto al Centro Nacional de Despacho como al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales.

b) La generación de las unidades en pruebas o el conjunto de unidades que se afecten por las unidades en prueba, no serán objeto del pago por desviaciones al programa de despacho, siempre y cuando la prueba esté dentro de las pruebas autorizadas a desviarse y se cumpla el procedimiento establecido en la presente resolución para la realización de tales pruebas.

Para las plantas que tienen unidades en pruebas autorizadas sin que toda la planta esté en pruebas, el ASIC aplicará el siguiente procedimiento para calcular las desviaciones de las que trata el Numeral 1.1.5. del Anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995:

i) Si se tiene en el ASIC registrada una frontera comercial para cada unidad de generación, de tal modo que se tenga la medida de generación real exclusivamente para cada unidad. El ASIC, para las unidades que no se encuentran en pruebas autorizadas, dará aplicación al siguiente procedimiento:

Se calculará la desviación de la planta de generación como el valor absoluto de la diferencia de la suma del despacho programado horario (resultado del redespacho) de las unidades que no están en pruebas autorizadas, y su respectiva generación real horaria, sobre su despacho programado horario.

Para el proceso de cálculo de pago por desviaciones horarias, se tendrá en cuenta la franja de tolerancia horaria de desviación de la planta, según lo establecido en el Numeral 1.1.5. del Anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995, y todas aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan.

Si la generación real de las unidades que no están en pruebas autorizadas está por fuera de la franja de tolerancia permitida aplicada al respectivo despacho programado, el generador deberá retribuir a la cuenta por pago de desviaciones el valor absoluto de la diferencia entre la generación real de las unidades que no están en pruebas autorizadas, y su despacho programado, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y los siguientes precios de la Bolsa de Energía:

1. Si la planta de generación aparece en el despacho ideal para cubrir exclusivamente demanda comercial nacional:

2. Si la planta de generación aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial de Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE):

3. Si la planta de generación aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial internacional:

4. Si la planta de generación no aparece en el despacho ideal:

Donde:

DSV:	Desviación ($)
POF:	Precio de Oferta aplicable a la hora ($/MWh)
PBN:	Precio de Bolsa para transacciones nacionales ($/MWh)
PBT:	Precio de Bolsa para Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE) ($/MWh)
PBI:	Precio de Bolsa para transacciones internacionales (exportaciones) ($/MWh)
G.Real_u:	Sumatoria de la generación real de las unidades que no están en pruebas autorizadas (MWh)
G.Prog_u:	Generación programada de todas las unidades que no están en pruebas autorizadas (MWh)

Si la generación real de las unidades que no están en pruebas autorizadas está dentro de la franja de tolerancia, a la planta no se le evalúa su desviación. Así mismo, tampoco se evalúa la desviación si alguna de las unidades que no están en pruebas autorizadas participaron como reguladoras en la operación del sistema, sin detrimento de lo previsto en la Resolución CREG 064 de 2000 y aquellas que la adicionan, modifiquen o sustituyan.

Para el caso de las plantas de generación variable, según la Resolución CREG 060 de 2019 o la que la modifique o sustituya, y cuando la misma tenga unidades en pruebas autorizadas, sin que toda la planta esté en pruebas, el ASIC, para determinar la franja de tolerancia horaria y el pago correspondiente del que trata el literal b del Numeral 1.1.5 del Anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995, utilizará: i) la generación real de la plantas, y ii) para la generación programada del despacho o redespacho según corresponda, utilizará la suma de: la generación programada de todas las unidades que no están pruebas autorizadas, y la generación real de las unidades que están en pruebas autorizadas.

i. Si no se tiene en el ASIC registrada una frontera comercial para cada unidad de generación. El ASIC para las plantas que tienen unidades en pruebas autorizadas dará aplicación al siguiente procedimiento:

Calculará una cantidad de desviación máxima permitida para toda la planta de generación, así:

Donde:

DP_máx,h:	Cantidad de Desviación Máxima Permitida de la planta, para la hora h (MW)
%DES:	Franja de tolerancia horaria de desviación de la planta, según lo establecido en el Numeral 1.1.5. del Anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995 y todas aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan. Para el caso de las plantas de generación variable, según la Resolución CREG 060 de 2019 o la que la modifique o sustituya, y cuando la misma tenga unidades en pruebas autorizadas sin que toda la planta esté en pruebas y no se tiene en el ASIC registrada una frontera comercial para cada unidad de generación, el valor del %DES corresponderá a la tolerancia de desviación horaria asociada al máximo valor identificado por el ASIC de conformidad con lo establecido en el literal b.5.3. del Numeral 1.1.5. del Anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995, sin considerar en dicho cálculo la condición de pruebas de las unidades de generación. En caso de que el valor encontrado en el literal b.5.3. del Numeral 1.1.5. del Anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995 sea igual a cero (0), o sí en la hora a la planta le aplican los casos especiales de los que tratan el literal b.3. del Numeral 1.1.5. del Anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995, la planta no será objeto de cobro por desviaciones para la respectiva hora.
GP_np,h:	Sumatoria de la Generación Programada de las unidades que no se encuentran en pruebas para la hora h (MW)
GP_{no_Aut.h}:	Sumatoria de la Generación Programada de las unidades que se encuentran en pruebas no Autorizadas para la hora h (MW)
CEN_Aut,h:	Sumatoria de la Capacidad Efectiva Neta de las unidades que se encuentran en pruebas Autorizadas para la hora h (MW)

Se calculará la desviación de la planta de generación como el valor absoluto de la diferencia de la suma del despacho programado horario (resultado del Redespacho) de la planta, y su respectiva generación real horaria.

Si la desviación de la planta está por fuera de la Desviación Máxima Permitida, el generador deberá retribuir a la cuenta por pago de desviaciones el valor absoluto de la diferencia entre la generación real de la planta y su despacho programado, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y los siguientes precios de la Bolsa de Energía:

1. Si la planta de generación aparece en el despacho ideal para cubrir exclusivamente demanda comercial nacional:

2. Si la planta de generación aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial de Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE):

3. Si la planta de generación aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial internacional:

4. Si la planta de generación no aparece en el despacho ideal:

Donde:

G.Real:	Generación Real de la planta (MWh)
G.Prog:	Generación Programada de la planta (MWh)

Si la desviación de la planta está dentro de la cantidad de Desviación Máxima Permitida no se le evalúa su desviación. Así mismo, tampoco se evalúa la desviación si alguna de las unidades que no están en pruebas autorizadas participaron como reguladoras en la operación del sistema, sin detrimento de lo previsto en la Resolución CREG 064 de 2000 y aquellas que la adicionan, modifican o sustituyan.

ii. En los casos en los cuales no se tiene en el ASIC registrada una frontera comercial para cada unidad de generación, pero las unidades que se encuentran en pruebas disponen de medición compartida que se encuentran registrando exclusivamente la generación de unidades en pruebas autorizadas, el ASIC en estos casos, para las unidades que no se encuentran en pruebas, dará aplicación al procedimiento definido en el Numeral i del presente literal b, tomando como base la generación real medida en las fronteras comerciales de las unidades que no están en pruebas autorizadas, y la sumatoria de la generación programada de todas las unidades que no están en pruebas autorizadas.

iii. En los casos en los cuales se programen exclusivamente en el despacho programado horario (resultado del Redespacho) unidades que se encuentren en pruebas autorizadas, sin que toda la planta esté en pruebas, y se registren en el ASIC medidas en fronteras comerciales relacionadas con unidades que no se encuentran en pruebas, se entenderá que la planta presentó una desviación por encima de su franja de tolerancia horaria y, por tanto, el generador deberá retribuir a la cuenta por pago de desviaciones la energía medida en los medidores asociados a unidades que no están en pruebas autorizadas, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y los siguientes precios de la Bolsa de Energía:

1. Si la planta de generación aparece en el despacho ideal para cubrir exclusivamente demanda comercial nacional:

2. Si la planta de generación aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial de Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE):

3. Si la planta de generación aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial internacional:

4. Si la planta de generación no aparece en el despacho ideal:

Donde:

DSV: Desviación ($)

POF: Precio de Oferta aplicable a la hora ($/MWh)

PBN: Precio de Bolsa para transacciones nacionales ($/MWh)

PBT: Precio de Bolsa para Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE) ($/MWh)

PBI: Precio de Bolsa para transacciones internacionales (exportaciones) ($/MWh)

: Sumatoria de la generación real de las unidades que no están en pruebas (MWh)

c) En el despacho ideal, la disponibilidad comercial y la generación de las unidades en prueba o el conjunto de unidades que se afecten por la -unidad en prueba, se calculará teniendo en cuenta las siguientes reglas:

i. Si todas las unidades que conforman la planta de generación se encuentran en pruebas, la generación ideal de la planta y su disponibilidad comercial se considerarán iguales a la generación real de la planta en el despacho real, siempre y cuando se cumpla el procedimiento establecido en la presente resolución para la realización de tales pruebas.

ii. Si no todas las unidades que conforman la planta de generación se encuentran en pruebas, la generación ideal de la planta y su disponibilidad comercial en el despacho ideal será calculado bajo las siguientes reglas, siempre y cuando se cumpla el procedimiento establecido en la presente resolución para la realización de tales pruebas:

1. Rara cada unidad que se encuentra en pruebas se programará como mínimo en el Despacho Ideal el siguiente valor:

Minldeal_u = Mínimo[DR_u, CEN_u]

Donde:

Minldeal_u: Cantidad mínima a programar en el Despacho Ideal para la unidad en pruebas (MW)

DR_U: Disponibilidad Real para la unidad (MW)

CEN_U: Capacidad Efectiva Neta dé la unidad (MW)

En los casos en los cuales se tenga en el ASIC registrada una frontera comercial para cada unidad de generación, de tal modo que se tenga la medida de generación real exclusivamente para cada unidad, la cantidad mínima a programar en el Despacho Ideal será la generación real de las unidades que se encuentren en pruebas.

En los casos en los cuales no se tiene en el ASIC registrada una frontera comercial para cada unidad de generación, pero las unidades que se encuentran en pruebas disponen de medición compartida que se encuentra registrada en la hora es exclusivamente la generación de unidades en pruebas, se considerará para estos casos, la cantidad mínima a programar en el Despacho Ideal como la generación real medida en las fronteras comerciales asociadas a las unidades en pruebas.

En los casos en los cuales se programen exclusivamente en el despacho programado horario (resultado del Redespacho) unidades que se encuentren en pruebas sin que toda la planta esté en pruebas, la cantidad mínima a programar en el Despacho Ideal será la generación real de la planta de generación.

2. La disponibilidad comercial de la planta de generación se calculará de acuerdo con. lo establecido en el Anexo A-2 de la Resolución CREG 024 de 1995, considerando para las unidades en pruebas que su disponibilidad declarada y su disponibilidad real son iguales a Minldeal_u.

d) Los generadores nuevos o quienes se reincorporen al mercado, no serán remunerados por Cargo por Capacidad durante el período de pruebas de puesta en servicio, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG-116 de 1996, o las disposiciones que la modifiquen o sustituyan.

e) Si una planta o unidad en operación comercial efectúa pruebas sin haberlo informado al Centro Nacional de Despacho, dicha planta o unidad no será autorizada y las desviaciones y reconciliaciones se calcularán con el precio que haya ofertado. Si una planta o unidad nueva o que se reincorpore al mercado efectúa pruebas sin informar previamente al Centro Nacional de Despacho, la planta o unidad no será autorizada y las desviaciones y reconciliaciones serán liquidadas asumiendo un precio de oferta igual al Costo Equivalente en Energía del Cargo por Capacidad (CEE).

f) Las plantas o unidades nuevas, o las que se reincorporen al Sistema Interconectado Nacional, deberán pagar cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional y, en general, todos los cargos asignables a los generadores dentro del Mercado Mayorista, a partir de la fecha más temprana entre la definida en el contrato de conexión y el momento en que por primera vez se sincronicen a la red. La capacidad a considerar para liquidar estos cargos será aquella establecida en el contrato de conexión, y la liquidación y facturación de los cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional se hará de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG-058 de 1996.

g) En el caso de plantas que entren en operación comercial sus unidades en forma escalonada, las unidades que entren en operación comercial serán tratadas en forma independiente de las unidades que se encuentren en pruebas, siempre y cuando se puedan tratar en forma independiente, tanto desde el punto de vista operativo como comercial.

(Fuente: R CREG 121/98, art. 2) (Fuente: R CREG 044/20, art. 3) (Fuente: R CREG 063/20, art. 1)

ARTÍCULO 2.1.2.3. DECLARACIÓN DE PARÁMETROS DE PLANTAS TÉRMICAS. Las plantas térmicas deberán declarar al Centro Nacional de Despacho -CND- todas las unidades que conforman el recurso, la Capacidad Efectiva Neta de cada unidad, y su mínimo técnico, así como cualquier otro parámetro que requiera el CND para aplicar las reglas de generación de plantas en pruebas del Capítulo I de la presente resolución.

PARÁGRAFO. El C.N.O. expedirá un Acuerdo con la información y formato requerido para las unidades que conforman las plantas térmicas, la Capacidad Efectiva Neta y el mínimo técnico de cada unidad, y cualquier otro parámetro que requiera el CND para aplicar la presente resolución, en un plazo de veinte (20) días calendario contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, y los agentes generadores contarán con diez (10) días calendario, una vez expedido el respectivo Acuerdo, para que se realice el reporte de información al CND haciendo uso de dicho formato.

(Fuente: R CREG 044/20, art. 5)

Capacidad de respaldo para operaciones en el mercado mayorista de energía eléctrica

ARTÍCULO 2.1.3.1. CAPACIDAD DE RESPALDO PARA OPERACIONES EN EL MERCADO. El ASIC calculará y publicará cada mes, en su sitio de internet y según los procedimientos, medios y fechas que este determine, lo siguiente:

(i) Los patrimonios transaccionales de todas las empresas inscritas en el MEM.

(ii) Las capacidades de respaldo de operaciones CROM1_a,m y CROM2_a,m, para cada uno de los meses en donde haya empresas con contratos, para un horizonte de cinco (5) años.

Lo anterior conforme a lo descrito en el siguiente procedimiento:

1. Cálculo del patrimonio transaccional.

Se calculará el patrimonio transaccional, , por empresa, conforme a la suma o resta de los siguientes conceptos regulatorios:

Suma o resta	Concepto Regulatorio	Descripción concepto regulatorio
Suma	Patrimonio Contable	El patrimonio es la participación residual en los activos netos de una entidad, una vez disminuidos todos sus pasivos.
Resta	Max (0, Resultados)	Resultados es el neto de todos aquellos valores generados en la actual vigencia, o en vigencias anteriores, susceptibles de ser distribuidos o sobre los cuales se pueden constituir reservas. Este valor será igual a cero cuando el neto sea negativo.
Resta	Total reservas menos reserva legal	Valor de las reservas menos la reserva estipulada en los artículos 350, 371 y 452 del Código de Comercio.
Resta	0,3 x Inversiones en empresas con negativo, excepto que sean activos financieras con restricción	Valor de las inversiones en empresas en la actividad de comercialización y de generación de energía eléctrica en Colombia, con Pat negativo. Si la inversión corresponde a un activo financiero con restricciones a la titularidad, este concepto no debe reportarse en este renglón. Los anteriores valores se multiplicarán por 0,3.
Resta	0,3 x Cuentas por cobrar partes relacionadas	Cuentas por cobrar corrientes y no corrientes que la entidad tiene con partes relacionadas. Se considera parte relacionada toda persona natural o jurídica que controla o es controlada por la entidad informante, en los términos de los artículos 260 y 261 del Código de Comercio. También se considera parte relacionada a todo socio o accionista de la empresa. No deben considerarse las cuentas por cobrar cuyo origen corresponda a subsidios de otros servicios públicos domiciliarios. Los anteriores valores se multiplicarán por 0,3.
Resta	0,3 x Activos no financieros con restricción a la titularidad	Corresponde al valor de los activos, corrientes y no corrientes, (excepto activos financieros) que tengan cualquier tipo de restricción a la posesión, propiedad y/o titularidad, tales como leasing, prendas, gravámenes, afectaciones e hipotecas, entre otros. No obstante, en este valor no se incluirá el valor de los activos a los que les aplique la NIF 16. Los anteriores valores se multiplicarán por 0,3.
Resta	Activos financieros con restricción a la titularidad.	Instrumentos financieros (CDTs, cuentas de ahorro, cuentas corrientes, fiducias, acciones y demás) que tengan cualquier tipo de restricción a la posesión, propiedad y/o titularidad, tales como pignoraciones, gravámenes y afectaciones, ente otros.
Resta	Max(0, Impuestos diferidos netos)	Máximo entre cero (0) y la diferencia entre los Activos por impuestos diferidos y los pasivos por impuestos diferidos.
Resta	Max(0, Intangibles netos)	Máximo entre cero (0) y el resultado de: la suma de los activos intangibles diferentes de la plusvalía menos la suma de servidumbres y pasivos estimados y provisiones directamente atribuibles a concesiones y/o los contratos a largo plazo de compra de energía o potencia.

En el cálculo de los patrimonios transaccionales se tendrán en cuenta los siguientes aspectos:

a) La información de cada uno de los anteriores conceptos deberá ser reportada mensualmente por las empresas al SUI, en los formatos y condiciones que la SSPD disponga, en los términos de la Ley 689 de 2001.

A más tardar en marzo de 2021 la SSPD habilitará estos formatos de reporte al SUI. Las empresas deberán reportar la información mediante los mecanismos que determine dicha Superintendencia.

b) Para efectos del cálculo mensual del patrimonio transaccional, el ASIC tomará la información reportada por la empresa al SUI para el último período para el cual se haya cumplido el plazo de reporte de información, en los formatos a los que se hace referencia en el literal a) de este numeral.

c) Cada empresa deberá preparar un manual de reporte de información para el cálculo de patrimonio transaccional, en el que se establezcan los criterios, parámetros y procedimientos mediante los cuales, a partir de la información financiera y contable de la empresa, se construirá la información requerida en esta resolución. Este manual deberá estar aprobado por el órgano decisorio de la empresa y su revisor fiscal, o, para aquellos casos en que las empresas no están obligadas a tener revisor fiscal, certificada por su contador y por su representante legal, y ser enviado a la SSPD, previo al primer reporte de información. Para cumplir con la declaración de este manual a la SSPD, las empresas tendrán un plazo máximo de sesenta (60) días calendario, contados a partir de la vigencia de la presente resolución.

d) Si una empresa modifica el manual de reporte de información, debe reportarlo a la SSPD. Si la modificación de esta información lleva a la empresa a tener CROM1 o CROM2 negativa, se deberá ajustar la QER correspondiente en un término no mayor a quince (15) días calendario, contados a partir de la fecha de reporte del cálculo de la CROM1 o CROM2, para llevarla al valor previo a la modificación del manual. Cumplido este plazo, sin que la empresa haya hecho el ajuste respectivo, el ASIC deberá informar de esta situación a la SSPD para que, en lo de su competencia, determine si la conducta tuvo por objeto o efecto disminuir los propósitos de la CROM.

e) En los casos en los que las empresas no hayan reportado oportunamente la información al SUI, no podrán hacer nuevas solicitudes para el registro de nuevos contratos o nuevas fronteras comerciales en el ASIC. Para efectos del cálculo de la CROM, el valor de la variable corresponderá al último valor calculado.

f) Las empresas que realicen transacciones en el Mercado de Energía Mayorista, evitarán conductas que tengan por objeto o efecto disminuir los propósitos de la CROM.

Adicionalmente, el ASIC deberá informar a la SSPD cada vez que una empresa del mercado realice operaciones tales como desistimiento o terminación a un contrato bilateral. Lo anterior, siempre y cuando la CROM de venta o la CROM de compra, recalculadas, sea negativa para una o más de las empresas del Mercado de Energía Mayorista involucradas.

g) Las nuevas empresas del mercado mayorista de energía eléctrica podrán remitir directamente al ASIC la información requerida para efectos del cálculo del patrimonio transaccional, siempre que tengan constituidas garantías administradas por el ASIC y no hayan sido activadas como prestadores de servicios públicos en estado operativo en el SUI, de acuerdo con certificación que expida la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

La información remitida deberá estar debidamente certificada por el revisor fiscal, o, para aquellos casos en que las empresas no están obligadas a tener revisor fiscal, certificada por su contador y por su representante legal.

Así mismo, la información remitida corresponderá a la que se obtenga de los estados financieros de inicio o de los últimos estados financieros aprobados mediante asamblea, según el manual de reporte de información respectivo, en concordancia con los plazos, formatos y fechas de reporte de información al SUI. Cualquier incumplimiento en esta obligación tendrá las consecuencias que para estos efectos se contemplan en las disposiciones de la Resolución CREG 156 de 2012, modificada mediante Resolución CREG 134 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Una vez la empresa se encuentre inscrita y habilitada para hacer la transmisión de información financiera a través del SUI, no podrá seguir remitiendo la información financiera directamente al ASIC. La empresa deberá informar al ASIC de dicha situación.

h) La aplicación de la presente resolución no condiciona o modifica la obligación de las empresas de continuar con el trámite para la aprobación del RUPS, en la forma establecida por la SSPD, ni de las obligaciones de reporte de información que le defina la regulación.

2. Cálculo de la capacidad de respaldo de operaciones en el mercado para venta CROM1_a,m

Se calculará la capacidad de respaldo de operaciones en el mercado, por empresa, CROM1_a,m , para un horizonte de cinco (5) años en cada uno de los meses en donde haya contratos, con los siguientes pasos, iniciando con el mes m = n + 1:

Paso 2.1.

Se calculan las siguientes ecuaciones para todas y cada una de las empresas y para el mes m:

Donde:

	Capacidad de respaldo para operaciones en el mercado de la empresa a en el mes m, expresado en kWh, en la condición de valor en riesgo
	Patrimonio Transaccional de la empresa a calculado para el mes n - 1, expresado en pesos.
	Valor en Riesgo de la empresa a para el mes m, en pesos, en la condición
	Empresa a la que se le calcula CROM.
	Mes para el cual el ASIC calcula las variables CROM1_a,m y CROM2_a,m .m varía entre n+1 y n+60.
	Mes anterior al mes en donde el ASIC inicia el cálculo de la variable CROM.
	Número de contratos
	Número de contratos .
	Número de fronteras registradas de la empresa a.
	Precio de escasez ponderado para el mes n, expresado en pesos por kWh.
	Precio promedio de los contratos despachados en el mercado mayorista durante el mes n, expresado en pesos por kWh.
	Cantidad de energía vendida en el contrato de venta i, en kWh, de la empresa a en el mes m.
	Demanda del usuario no regulado, en kWh, atendido por la empresa a en el mes m por la vigencia de los contratos asociados a la frontera i, calculada como el máximo mensual de los tres meses anteriores al mes de cálculo de la variable CROM1_a,m. Cuando la frontera i no tenga contratos registrados se tomará el valor de la demanda así calculado igual para todos los meses del horizonte de cinco (5) años. Para usuarios nuevos, en el primer mes de cálculo se tomarán las demandas de los contratos asociados a la frontera i.
	Demanda del usuario no regulado, expresada en kWh, atendido a precio de bolsa por la empresa a en el mes m, por la vigencia de los contratos asociados a la frontera i, calculada como el máximo mensual de los tres meses anteriores al mes de cálculo de la variable CROM1_a,m. Cuando la frontera i no tenga contratos registrados se tomará el valor de la demanda así calculado igual para todos los meses del horizonte de cinco (5) años. Para usuarios nuevos, en el primer mes de cálculo se tomarán las demandas de los contratos asociados a la frontera i.
	Cantidad de energía en el contrato de compra i con destino directo a la demanda diferente a la regulada, expresada en kWh, de la empresa a en el mes m.
	Generación ideal de las plantas de la empresa a, y las que representa en el mercado, en el mes n.
	Energía Firme declarada por la empresa a y verificada por el ASIC para el Cargo por Confiabilidad de las plantas de la empresa a y las que representa en el mercado, en el mes m. En el caso de los proyectos que corresponden a plantas y/o unidades despachadas centralmente y que inician operación en una fecha futura, la ENFICC será igual a las obligaciones de energía firme asignadas a través de uno de los procesos de subasta de que trata la Resolución CREG 071 de 2006, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. En el caso de los proyectos que corresponden a plantas y/o unidades no despachadas centralmente y que inician operación en una fecha futura la ENFICC será igual a la declarada y verificada por el ASIC.

Paso 2.2.

Si en el mes m para la empresa a en el cálculo de la variable CRO1_a,m aparece un valor negativo se retira la empresa con CRO1_a,m negativa y se retiran todos sus contratos y fronteras comerciales de compra y venta en ese mes m.

Paso 2.3.

Se repite el proceso desde el Paso 2.1. hasta que en el Paso 2.2. no se retiren empresas.

Paso 2.4.

Se calcula el CROM1_a,m como el último valor de CRO1_a,m obtenido para todos y cada una de las empresas.

Paso 2.5.

Se repite el proceso desde el Paso 2.1. para el mes siguiente al considerado en el paso 2.4. y hasta el mes en que haya contratos y/o fronteras registradas sin superar el mes m = n + 60.

3. Cálculo de la capacidad de respaldo de operaciones en el mercado para compra CROM2_a,m

Se calculará la capacidad de respaldo de operaciones en el mercado, por empresa, CROM2_a,m, para un horizonte de cinco (5) años en cada uno de los meses en donde haya contratos, con los siguientes pasos iniciando con el mes m = n + 1:

Paso 3.1.

Se calculan las siguientes ecuaciones para todas y cada una de las empresas y para el mes m:

Donde:

	Capacidad de respaldo para operaciones en el mercado de la empresa a en el mes , expresado en kWh, en la condición de valor en riesgo VR2_a,m.
	Valor en Riesgo de la empresa a para el mes , en pesos, en la condición QE2_a,m
	Cantidad de energía en el contrato de compra i , expresada en kWh, de la empresa a en el mes .
	Demanda de usuarios regulados, en kWh, atendidos por la empresa a en el mes m, calculada para el horizonte de cinco (5) años, como el máximo mensual de los tres meses anteriores al mes de cálculo de la variable CRO2_a,m.
	CERE del mes n más FAZNI del mes n o el último disponible.
	Número de contratos .
	Mes anterior al mes en que el ASIC inicia el cálculo de la variable CROM.

Paso 3.2.

Si en el mes m para la empresa a en el cálculo de la variable CRO2_a,m aparece un valor negativo se retira la empresa con CRO2_a,m negativo y se retiran todos sus contratos y fronteras comerciales de compra y venta en ese mes m.

Paso 3.3.

Se repite el proceso desde el Paso 3.1. hasta que en el Paso 3.2. no se retiren empresas.

Paso 3.4.

Se calcula la CROM2_a,m como el último valor de CRO2_a,m obtenido para todas y cada una de las empresas.

Paso 3.5.

Se repite el proceso desde el Paso 3.1. para el mes siguiente al considerado en el Paso 3.4. y hasta el mes en que haya contratos y/o fronteras registradas sin superar el mes m = n + 60.

PARÁGRAFO 1. Para efectos de la determinación de los usuarios no regulados que son atendidos a precio de bolsa, el comercializador tendrá que reportar esta información en los plazos, la forma y la frecuencia que el ASIC establezca.

Dicho reporte deberá hacer constar que el comercializador atiende al usuario no regulado a precio de bolsa, sin ningún otro tipo de condiciones que afecten el precio de venta de la energía, tales como límites máximos y otros cargos variables en función del precio de bolsa. Adicionalmente, el comercializador deberá incluir una constancia de lo anterior suscrita por el usuario no regulado, en las condiciones que el ASIC establezca.

En el caso en el cual el comercializador no entregue el reporte que se indica en este parágrafo, se considerará que el usuario no regulado es atendido a precios diferentes de bolsa.

PARÁGRAFO 2. Los contratos de futuros de compra o de venta cuyo subyacente sea energía eléctrica que se compensen y liquiden a través de una cámara de riesgo central de contraparte, vigilada y controlada por la Superintendencia Financiera, podrán ser tenidos en cuenta para el cálculo de las variables , y . Para lo anterior, las empresas, bajo su propia responsabilidad, solicitarán y autorizarán al ASIC para que obtenga de la respectiva cámara de riesgo central de contraparte la certificación de la posición neta compradora o vendedora de las operaciones de contratos de futuros cuyo subyacente sea energía eléctrica.

Para los anteriores efectos, el ASIC deberá implementar los mecanismos electrónicos con las interfaces para el manejo de dicha información. Estos mecanismos tendrán que garantizar condiciones de acceso para todas las cámaras de riesgo central de contraparte, vigiladas y controladas por la Superintendencia Financiera.

PARÁGRAFO 3. En el caso de contratos sujetos de registrarse ante el ASIC y cuya cantidad vendida sea variable, las empresas declararán al ASIC, conforme a los procedimientos que este determine, la máxima cantidad mensual que podrá ser vendida en el contrato. Los agentes con declaraciones tardías, según los procedimientos que el ASIC determine, no podrán i) solicitar el registro de contratos o fronteras comerciales o ii) registrar contratos o fronteras comerciales, y el valor de la máxima cantidad mensual que podrá ser vendida corresponderá al último valor calculado.

PARÁGRAFO 4: Para dar inicio al cumplimiento de lo previsto en esta resolución, el ASIC contará con un mes para realizar las actualizaciones de los aplicativos y sistemas de información requeridos para realizar los cálculos de la CROM. Este plazo se contará una vez se encuentre disponible alguno de los mecanismos de reporte de información de los que trata el literal a), del numeral 1, del Artículo 1, de la Resolución CREG 156 de 2012.

(Fuente: R CREG 156/12, art. 1) (Fuente: R CREG 077/21, art. 1) (Fuente: R CREG 240/20, art. 1) (Fuente: R CREG 145/15, art. 1) (Fuente: R CREG 134/13, art. 1)

ARTÍCULO 2.1.3.2. REGISTRO DE CONTRATOS Y FRONTERAS COMERCIALES. El agente solamente podrá i) solicitar el registro de varios contratos o fronteras comerciales o ii) registrar varios contratos o fronteras comerciales, en las siguientes situaciones:

i. En todo caso, para la atención directa de demanda regulada.

ii. Cuando CROM1_a,m,t > 0 todos los contratos y/o fronteras siempre que QER1_a,m,t < CROM1_a,m,t, m,t.

iii. Si CROM1_a,m,t = 0 todos los contratos y/o fronteras siempre que QER1_{a,m,t <} 0, m,t.

iv. Si CROM2_{a,m,t >} 0 todos los contratos y/o fronteras siempre que QER2_a,m,t = CROM2_a,m,t, m,t.

v. Si CROM2_a,m,t = 0 todos los contratos y/o fronteras siempre que QER2_{a,m,t <} 0, m,t.

Donde:

QER1_a,m,t:	QE1_a,m.t calculado considerando únicamente los contratos y/o fronteras que se solicitan o han solicitado y/o registran o han registrado para el mes.
QER2_a,m,t:	QE2_a,m.t calculado considerando únicamente los contratos y/o fronteras que se solicitan o han solicitado y/o registran o han registrado para el mes .

PARÁGRAFO 1o. La energía vendida en la frontera se calculará como el máximo mensual de los tres meses anteriores a la fecha de solicitud o registro. Cuando el usuario sea nuevo se tomará la demanda del contrato asociado a la frontera respectiva y será 0 (cero) cuando el precio pactado en el contrato sea igual al precio de bolsa o sea una frontera de usuario regulado.

PARÁGRAFO 2o. El ASIC solamente aceptará las i) solicitudes de registro de contratos o fronteras comerciales o ii) registros de contratos o fronteras comerciales que cumplan con las condiciones señaladas en este artículo.

(Fuente: R CREG 156/12, art. 2) (Fuente: R CREG 134/13, art. 2)

ARTÍCULO 2.1.3.3. APLICACIÓN. El ASIC deberá implementar las herramientas y procesos que permitan el cálculo de las variables CROM1_a,m,t y CROM2_a,m,t a más tardar en diciembre de 2013.

Las disposiciones del artículo 2o se aplicarán a partir de la fecha antes mencionada para el registro de todos los contratos con excepción de aquellos cuyo período de ejecución finalice antes del 1o de junio de 2014. Así mismo, aplicarán a partir de la fecha antes mencionada para el registro de todas las fronteras comerciales con excepción de aquellas con contratos asociados cuyo período de ejecución finalice antes del 1o de junio de 2014.

PARÁGRAFO 1o. Las disposiciones de que trata esta Resolución no aplican para todas las solicitudes de registro y/o registro de contratos y/o fronteras que se hayan aceptado en el ASIC antes del 16 de abril de 2013, fecha en la que se publicó en el Diario Oficial la Resolución CREG 156 de 2012.

PARÁGRAFO 2o. El ASIC deberá auditar con una firma auditora las herramientas y los procesos que permitan el cálculo de las variables CROM1_a,m,t y CROM2_a,m,t. Los resultados de dicha auditoría deberá hacerlos públicos en su sitio de internet.

(Fuente: R CREG 156/12, art. 4) (Fuente: R CREG 134/13, art. 3)

Aspectos comerciales del mercado mayorista de energía en el Sistema Interconectado Nacional, que hacen parte del Reglamento de Operación

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.2.1.1. OBJETIVO. Esta resolución tiene el propósito de:

a) Establecer un conjunto de reglas que regulen el funcionamiento del mercado mayorista en los aspectos relacionados con las transacciones comerciales realizadas entre los agentes que participan en ese mercado: contratos de energía a largo plazo, contratos de energía en la bolsa, prestación de servicios asociados de generación y tratamiento de las restricciones en las redes de transmisión y distribución.

b) Proveer a los agentes participantes del mercado mayorista de un conjunto de reglas que faciliten la formación de actos y contratos que tengan por objeto la enajenación y adquisición de energía eléctrica en la bolsa de energía, y su cumplimiento con la ayuda del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales.

c) Fijar las reglas que permitan determinar, liquidar, y pagar las obligaciones pecuniarias que resulten entre los agentes participantes del mercado mayorista, por los actos o contratos sobre energía que se efectúen en la bolsa de energía.

d) Facilitar la competencia entre todos los agentes participantes del mercado mayorista

(Fuente: R CREG 024/95, art. 2)

ARTÍCULO 2.2.1.2. CONTENIDO. Esta resolución contiene las reglas y procedimientos para el manejo de información, liquidación de cuentas en la bolsa de energía, pago de servicios asociados de generación, pago por restricciones de transmisión y distribución, cobro y recaudo de facturas por transacciones realizadas en el mercado mayorista que forman parte del Sistema de Intercambios Comerciales. Igualmente, define las obligaciones y derechos de los agentes que participan en dicho mercado.

PARAGRAFO. Los procedimientos minuciosos utilizados por el Administrador del SIC, y los programas de computador correspondientes estarán a disposición de los agentes del mercado mayorista en las oficinas del Administrador del SIC, debidamente certificados por la auditoría a esta entidad.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 3)

ARTÍCULO 2.2.1.3. ELEMENTOS DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL. Para efectos del funcionamiento del mercado mayorista, el Sistema Interconectado Nacional se considera dividido en Centros de Generación, Sistema de Transmisión Nacional, Sistemas de Transmisión Regional y Sistemas de Distribución Local. Igualmente, existe un sistema para coordinación y control de la operación del sistema conformado por el Centro Nacional de Despacho (CND) y los Centros Regionales de Despacho (CRDs).

(Fuente: R CREG 024/95, art. 4)

ARTÍCULO 2.2.1.4. AGENTES DEL MERCADO MAYORISTA. Son agentes del mercado mayorista: los generadores, los comercializadores y los transportadores. Los transportadores son agentes del mercado mayorista que no realizan compraventa de energía, sino que participan en los procesos de reconciliación por las restricciones del Sistema de Transmisión Nacional, del Sistema de Transmisión Regional y del Sistema de Distribución Local, y para la evaluación de pérdidas en el Sistema de Transmisión Nacional. El representante de los transportadores en el mercado mayorista es Interconexión Eléctrica S.A. "E.S.P.", con los deberes y derechos que acuerden las partes, mediante convenio especial que se debe efectuar para esta delegación. Las interconexiones internacionales son representadas por uno o más agentes en el mercado mayorista debidamente registrados ante el Administrador del SIC.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 5)

ARTÍCULO 2.2.1.5. CUMPLIMIENTO DE CONDICIONES MINIMAS. <Ver Notas de Vigencia, en relación con la modificación introducida por la Resolución 156 de 2011> Los agentes que participan en el mercado mayorista deben cumplir las siguientes condiciones mínimas:

a) Las definidas en las resoluciones CREG 054, 055 y 056 de 1994, y las que las modifiquen.

b) Registrarse como agente del mercado mayorista ante el Administrador del SIC.

c) Suministrar la información de generación y demanda con la periodicidad que se indique en la presente resolución y en la forma que lo define el Código de Redes.

d) Presentar las garantías financieras definidas en la presente resolución o realizar los pagos anticipados, en caso de ser necesario.

e) Los generadores deben operar las plantas de generación sometidas al despacho central según las reglas de despacho definidas en el Código de Redes.

f) Suministrar la información establecida en esta resolución en los tiempos y en la forma requeridos para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC),

g) Los comercializadores y generadores se obligan a participar en la Bolsa de Energía.

h) Someterse a la liquidación que haga el Administrador del SIC de todos los actos y contratos de energía en la bolsa, para que pueda determinarse, en cada momento apropiado, el monto de sus obligaciones y derechos frente al conjunto de quienes participan en el sistema, y cada uno de ellos en particular.

i) Incluir dentro de su presupuesto las apropiaciones mínimas que se requieren para efectuar oportunamente los pagos de sus obligaciones con la Bolsa de Energía.

j) Someterse a los sistemas de pago y compensación que aplique el Administrador del SIC, según lo previsto en esta resolución, para hacer efectivas las liquidaciones aludidas.

k) Todos los actos y contratos que hayan de cumplirse por medio del Administrador del SIC, serán a título oneroso.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 6)

ARTÍCULO 2.2.1.6. OPERACIONES EN EL MERCADO MAYORISTA. En el mercado mayorista se realizan las siguientes operaciones:

a) Contratos de Energía a largo plazo: son aquellos en que generadores y comercializadores pactan libremente las condiciones, cantidades, y precios para la compra y venta de energía eléctrica a largo plazo.

b) Contratos de Energía en la Bolsa: Son aquellos que se celebran a través del Administrador del SIC, para la enajenación hora a hora de energía, y cuyos precios, cantidades, garantías, liquidación y recaudo se determinan por la presente resolución y por el acuerdo de las partes en las reglas del SIC.

c) Prestación de servicios asociados de generación de energía a la empresa de transmisión nacional para asegurar el cumplimiento de las normas sobre calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de electricidad.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 7)

ARTÍCULO 2.2.1.7. SERVICIOS EN EL MERCADO MAYORISTA. El Administrador del SIC solo prestará sus servicios a los agentes participantes del mercado mayorista para formar y cumplir los actos y contratos que tengan por objeto la adquisición o enajenación de energía eléctrica y los servicios asociados de generación, cuando estas se comprometan por escrito, a que:

a) Sus relaciones con el Administrador del SIC se regirán por lo aquí dispuesto;

b) Las relaciones entre los participantes del mercado mayorista, para la formación y cumplimiento de todos los actos y contratos que celebren para la adquisición y enajenación a título oneroso, de energía eléctrica y los servicios asociados de generación de energía, que impliquen transacciones en la bolsa de energía, se regirán por lo aquí dispuesto.

PARAGRAFO. Las empresas que deseen participar del mercado mayorista se dirigirán al Administrador del SIC, informándole por escrito que conocen y aceptan los términos de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 8)

ARTÍCULO 2.2.1.8. FRONTERAS COMERCIALES. Son fronteras comerciales en el mercado mayorista el punto de conexión de generadores y comercializadores a las redes del Sistema de Transmisión Nacional, a los Sistemas de Transmisión Regional o a los Sistemas de Distribución local. Esta frontera solo define el punto de medición, pero no la responsabilidad por las pérdidas en los sistemas de transmisión y distribución. Por lo tanto, cada agente participante del mercado mayorista puede tener uno o más puntos de frontera comercial.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 9)

ARTÍCULO 2.2.1.9. SISTEMAS DE MEDICION Y COMUNICACIONES. Cada agente debe contar con los siguientes sistemas de medición y comunicación para envío de información al Administrador del SIC para el proceso de evaluación de las transacciones en el mercado:

a) Un sistema de medición comercial, destinado a la medición, registro y transmisión de la información necesaria para la liquidación de las transacciones comerciales en el mercado mayorista.

b) Un sistema de comunicaciones que soporta al sistema de medición comercial, conteniendo enlaces de voz, datos y facsímil.

PARAGRAFO. Estos sistemas deben cumplir con las condiciones técnicas especificadas y con los métodos alternativos de respaldo definidos en el Código de Redes.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 10)

ARTÍCULO 2.2.1.10. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales deberá notificar a cada una de las empresas que desarrollen la actividad de Transmisión en el Sistema Interconectado Nacional, su obligación de registrarse como agente del Mercado Mayorista, de acuerdo con los procedimientos establecidos en la Resolución CREG-024 de 1995.

(Fuente: R CREG 099/96, art. 8)

ARTÍCULO 2.2.1.11. RETIRO DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA DE AGENTES QUE NO TENGAN OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME ASIGNADAS. <Ver Notas de Vigencia, en relación con la modificación introducida por la Resolución 156 de 2011> Son causales para el retiro del mercado mayorista de los agentes que no tengan Obligaciones de Energía Firme asignada, las siguientes:

1. Por retiro voluntario del agente, previo cumplimiento de todas sus obligaciones con el mercado mayorista.

2. Por dejar de cumplir sus requisitos como agente del mercado mayorista, definidos en el artículo 6o de la presente resolución.

3. Por haber entrado en proceso de liquidación.

4. Por sanción impuesta por la Superintendencia, ante las causas graves que determine la CREG.

5. Por incumplimiento. El Administrador del SIC o cualquiera de las empresas víctimas del incumplimiento de un acto o contrato de energía en la bolsa, puede pedir a la CREG que solicite a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios la intervención de la empresa incumplida.

PARÁGRAFO 1o. Si una de las empresas contratantes se encuentra en situación de disolución, deberá, en todo caso, cumplir los contratos a su cargo que sean indispensables para no interrumpir la prestación de los servicios que regulan las Leyes 142 y 143 de 1994 y que estén a su cargo. Al presentarse la causal de disolución, la empresa participante en el mercado mayorista dará aviso a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, a la Nación a través del Ministerio de Minas y Energía, a la CREG y al Administrador del SIC.

PARÁGRAFO 2o. Si una de las empresas participantes del mercado mayorista entra en proceso de liquidación, la autoridad competente puede negociar la cesión de sus contratos a otras empresas para que sustituyan a la primera en el cumplimiento de sus obligaciones o en el ejercicio de sus derechos; de lo cual dará aviso al Administrador del SIC para que este registre la cesión de los contratos. En todos los contratos entre los agentes del mercado mayorista que hayan de cumplirse por medio del Administrador del SIC se entiende que cada parte acepta las cesiones de sus derechos que pueda hacer la otra en favor de la Nación.

PARÁGRAFO 3o. Cuando, por cualquier causa, una empresa decida que no seguirá participando del mercado mayorista para formar y cumplir actos y contratos con este, dará aviso al Administrador del SIC con cuatro meses de anticipación, por lo menos; y mientras ese período transcurre la empresa seguirá estando sujeta a las normas de la presente resolución, y el Administrador del SIC podrá hacer, por sí mismo, las liquidaciones, y afectar las cuentas o hacer exigibles las garantías que considere del caso.

PARÁGRAFO 4o. <Parágrafo 4o. derogado por el artículo 12 de la Resolución 84 de 2007>.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 12) (Fuente: R CREG 084/07, art. 12) (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 1 Numeral 1.6.2)

ARTÍCULO 2.2.1.12. INFORMACIÓN A SUMINISTRAR. La información requerida de los agentes y la distribución de información a aquellos se especifica en el Anexo A de la presenta resolución.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 13)

ARTÍCULO 2.2.1.13. REGISTRO DE CONTRATOS DE ENERGÍA. Todos los contratos de energía a largo plazo que se celebren entre comercializadores y generadores y se liquiden en la bolsa de energía se registrarán ante el Administrador del SIC. Las partes contratantes deberán estar registrados ante el Administrador del SIC y otorgar las garantías definidas en esta resolución. El procedimiento para registrar contratos se establece en el Anexo D de la presente resolución.

PARAGRAFO. Copia de estos contratos se remitirán, simultáneamente al registro, a la Comisión para efectos de su ejercicio regulatorio.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 14)

ARTÍCULO 2.2.1.14. CONTENIDO DE LOS CONTRATOS. La forma, contenido y condiciones establecidas en los contratos de energía podrán pactarse libremente entre las partes. Sin embargo, para que estos contratos puedan liquidarse en la bolsa de energía deben contener: la identidad de las partes contratantes; reglas o procedimientos claros para determinar hora a hora, durante la duración del contrato, las cantidades de energía a asignar bajo el contrato y el respectivo precio, en forma consistente con los procedimientos de liquidación establecidos en esta resolución.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 15)

ARTÍCULO 2.2.1.15. CUMPLIMIENTO DE OBLIGACIONES EN LOS CONTRATOS. Para efectos de la liquidación de transacciones realizadas por los agentes en la bolsa de energía los contratos de energía serán asignados por el Administrador del SIC de acuerdo con los procedimientos establecidos en esta resolución. El Administrador del SIC no responde por el cumplimiento de las obligaciones que las partes de los contratos de energía asumen recíprocamente. Las obligaciones del Administrador del SIC no se enmarcan como comercializador, ni dentro del proceso de compraventa de energía, sino que son de apoyo para este proceso, para lo cual actúa en la ejecución de los contratos por el mandato dado por las empresas participantes en el mercado mayorista, por cuenta y riesgo de éstos.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 16)

ARTÍCULO 2.2.1.16. CESION DE CONTRATOS. La cesión de los contratos de energía a largo plazo a otro comercializador o generador se debe reportar con una anticipación mínima de dos (2) días calendario a la fecha de aplicación de la cesión.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 17)

ARTÍCULO 2.2.1.17. TERMINACION DE CONTRATOS. En caso de terminación de un contrato, es obligación de las partes involucradas informar con una anticipación mínima de siete (7) días calendario a la fecha de finalización del contrato, para que el Administrador del SIC deje de considerarlo en la comercialización en el mercado mayorista a partir de la fecha de terminación. El Administrador del SIC informará a los agentes del mercado mayorista involucrados el registro de la terminación del contrato. En el caso que uno de los agentes involucrados en la terminación de contratos, no esté cumpliendo con las obligaciones como agente del mercado mayorista se informará a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para lo de su competencia.

Cuando en el contrato se haya pactado la terminación unilateral, bastará con que una de las partes informe al ASIC que se ha producido la terminación del contrato. Esta parte será responsable de los daños y perjuicios que se ocasionen si la terminación informada no se sustenta en las causales de terminación previstas en el contrato.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 18) (Fuente: R CREG 038/10, art. 3)

ARTÍCULO 2.2.1.18. PARTICIPANTES EN LA BOLSA DE ENERGÍA. Las empresas que desarrollan actividades de comercialización y generación tienen la obligación de participar en la Bolsa de Energía, según las disposiciones de la CREG.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 19)

ARTÍCULO 2.2.1.19. OBJETIVOS DE LA BOLSA DE ENERGIA. La bolsa de energía tiene los siguientes objetivos principales:

a) establecer y operar un sistema de transacciones de energía en bloque que dé incentivos a generadores y comercializadores para asegurar que se produzcan y consuman cantidades óptimas de electricidad en la forma más eficiente posible.

b) proveer un conjunto de reglas que determinen las obligaciones y acreencias financieras de los agentes participantes en la bolsa, por concepto de transacciones de energía y del suministro de servicios complementarios de energía.

c) facilitar el establecimiento de un mercado competitivo de electricidad.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 20)

ARTÍCULO 2.2.1.20. FUNCIONAMIENTO DE LA BOLSA DE ENERGIA. Las transacciones comerciales en la bolsa de energía se evaluarán y administrarán de acuerdo a los procesos y procedimientos establecidos en el Anexo A de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 21)

ARTÍCULO 2.2.1.21. FACTURACIÓN, COBRANZAS Y LIQUIDACIÓN EN LA BOLSA DE ENERGÍA. La liquidación, facturación y cobranza de las transacciones comerciales en la bolsa de energía se efectuará de acuerdo a las reglas y procedimientos establecidos en el Anexo B de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 23)

ARTÍCULO 2.2.1.22. SERVICIOS COMPLEMENTARIOS DE ENERGÍA. Los servicios complementarios de energía comprenden la capacidad de generación de respaldo, el cargo de potencia en la bolsa y los servicios asociados de generación. Los dos primeros se liquidarán y facturarán en forma transitoria de acuerdo a lo dispuesto en la resolución CREG-053 de 1994 y las normas complementarias sobre oferta de capacidad de generación de respaldo establecidas en el Anexo E de la presente resolución. Los servicios asociados de generación se liquidarán y facturarán de acuerdo con los procedimientos y metodologías que se establecerán en resolución aparte de la CREG.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 24)

ARTÍCULO 2.2.1.23. FUERZA MAYOR O CASO FORTUITO. Se consideran eventos de fuerza mayor aquellos causados por fenómenos naturales o eventos que atenten contra la infraestructura de comunicaciones dispuesta para el reporte de las mediciones y que afecten el suministro de información para la liquidación de las transacciones en la Bolsa de Energía. Ante la ocurrencia de estos eventos que causen incapacidad para la realización de las actividades del Administrador del SIC, se modifican los plazos para reporte de información del Administrador del SIC a los agentes del mercado mayorista.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 25)

ARTÍCULO 2.2.1.24. REVISION DE LOS ASPECTOS COMERCIALES. Las revisiones y cambios a las reglas y procedimientos establecidos en la presente resolución para reglamentar los aspectos comerciales del mercado mayorista deberán ser aprobados por la Comisión. Los procedimientos minuciosos que mantiene el Administrador del SIC a disposición de los agentes del mercado mayorista podrán ser modificados, previa aprobación de la Comisión, y serán certificados por la auditoría al Administrador del SIC.

PARAGRAFO. El Consejo Nacional de Operación, el Subcomité de Revisión y Vigilancia del SIC, los agentes del mercado mayorista y el Administrador del SIC podrán presentar a la Comisión solicitudes de revisión. La Comisión realizará el estudio de las solicitudes y expedirá las modificaciones a que hubiere lugar.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 26)

ARTÍCULO 2.2.1.25. COMITE ASESOR DE COMERCIALIZACION. Créase el Comité Asesor de Comercialización para asistir a la Comisión en el seguimiento y la revisión de los aspectos comerciales del Mercado de Energía Mayorista.

El Comité estará compuesto por los siguientes grupos de agentes:

i) Cuatro (4) representantes de las empresas que desarrollan conjuntamente las actividades de generación y comercialización;

ii) Cuatro (4) representantes de las empresas que desarrollan conjuntamente las actividades de distribución y comercialización;

iii) Cuatro (4) representantes de las empresas que desarrollan exclusivamente la actividad de comercialización.

Adicionalmente participará (1) representante del Administrador del SIC o quien haga sus veces, con voz pero sin voto.

La elección de los miembros del CAC se realizará cada año, para un período de doce (12) meses. Los representantes de cada grupo de agentes definido anteriormente, se seleccionarán de la siguiente forma:

a) Un (1) delegado de la empresa con mayor demanda anual abastecida como comercializador (Medida en GWh a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior). Dicho representante tendrá derecho propio para participar en el Comité. No podrán participar en este grupo aquellos delegados de empresas que tengan representantes en el Consejo Nacional de Operación;

b) Tres (3) representantes que serán elegidos por los miembros que conforman cada grupo de agentes. Para ello se ordenarán las empresas de mayor a menor demanda, después de extraer la demanda del agente elegido según el literal a), y se agruparán en tres subgrupos, en iguales proporciones a la demanda, cada uno de los cuales elegirá por mayoría de votos a un representante al Comité. No podrán participar en este grupo aquellos delegados de empresas que tengan representantes en el Consejo Nacional de Operación;

c) El miembro con derecho propio del que trata el literal a) no se tendrá en cuenta para la conformación de los subgrupos, ni en la elección de los representantes. Para la conformación de los subgrupos, los comercializadores que no atiendan demanda final serán considerados en el rango menor de demanda.

PARÁGRAFO 1o. Para establecer la composición del Comité Asesor de Comercialización deberán considerarse los siguientes criterios:

a) Una empresa integrada verticalmente en dos actividades o más, no podrá tener más de un (1) representante en el Comité;

b) Las empresas generadoras deben estar registradas como tales en el Mercado Mayorista;

c) Las empresas distribuidoras deben tener cargos de distribución aprobados por la CREG y vigentes al 31 de diciembre del año anterior al de conformación o revisión de la composición del CAC;

d) Las empresas comercializadoras deben estar registradas como tales en el Mercado Mayorista;

e) Las empresas integradas verticalmente en más de dos actividades, deben manifestar a qué grupo, de los que trata este artículo, desean pertenecer. Esta opción de elección de grupo se podrá ejercer por una sola vez durante la vigencia anual de la operación del CAC que se esté conformando y no será susceptible de modificación alguna durante el período.

f) Si alguno de los agentes participantes del mercado mayorista de energía tuviera conocimiento de alguna violación a lo que aquí se dispone, podrá solicitar a la CREG la suspensión de la participación del agente o agentes involucrados en el Comité. La CREG solicitará la información que considere pertinente, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994;

g) Las empresas vinculadas económicamente en los términos de la Ley 142 de 1994, no podrán tener más de un representante en el Comité.

La composición del Comité Asesor de Comercialización será revisada cuando la posición relativa de las empresas experimente cambios objetivos. Se entienden como cambios objetivos:

a) Se dé por iniciado o finalizado el desarrollo de una actividad de una empresa en el mercado;

b) Se fusionen o escindan empresas.

PARÁGRAFO 2o. En caso que un agente deje de ser parte del Comité, el subgrupo del cual provenía elegirá a su nuevo representante ante el CAC.

PARÁGRAFO 3o. El Comité elegirá entre sus miembros, un Presidente, por un período de un (1) año, prorrogable. También podrá designar un Secretario Técnico, quien será un profesional independiente sin vinculación con alguno de los agentes del mercado. El Secretario Técnico será elegido por período de un año prorrogable.

PARÁGRAFO 4o. El Comité asesorará a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en los siguientes aspectos:

a) Seguimiento del SIC en forma regular, incluyendo los índices de desempeño del Administrador del SIC en la operación del sistema. Lo anterior, sin perjuicio de lo dispuesto en el Parágrafo 3o del artículo 31 de la Resolución CREG 024 de 1995;

b) Realizar una revisión anual de los procedimientos del SIC y enviar a la Comisión un reporte de los resultados;

c) Apoyar a las Auditorías que se designen, de acuerdo con lo estipulado en la Resolución CREG 024 de 1995, en los procesos a ejecutar;

d) Analizar y recomendar cambios a las reglas comerciales de la Bolsa y de la actividad de comercialización en el Mercado Mayorista, así como cualquier otro aspecto del SIC y del mercado que involucre aspectos que afecten a la actividad de comercialización de energía;

e) Recomendar pronta y eficazmente propuestas de solución a diferencias sometidas a su consideración en relación con el SIC;

f) Dentro de los límites de confidencialidad permitidos, realizar un seguimiento general de litigios, arbitrajes, o cualquier otro proceso que afecte al SIC;

g) Sin perjuicio de las funciones atribuidas a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, hacer seguimiento a las quejas de los participantes en la bolsa de energía en relación con su reglamento, con el sistema de liquidación de cuentas, o cualquier otro procedimiento asociado con el SIC;

h) Remitir a la CREG trimestralmente, en cumplimiento de lo dispuesto en la Resolución CREG 063 de 2000, un informe detallado sobre la Generación de Seguridad a la cual le haya sido aplicada la disposición establecida en el artículo 6o, Parágrafo 1o, de dicha resolución;

i) Identificar y notificar a los miembros participantes en el Comité, teniendo en cuenta el mecanismo de elección de que trata este reglamento.

PARÁGRAFO 5o. El Comité se reunirá por lo menos una vez al mes, y extraordinariamente, cuando así lo solicite por lo menos la tercera parte de sus miembros. No serán válidas las reuniones no presenciales y los miembros, en el evento de no poder asistir a una reunión del Comité no podrán delegar su representación.

PARÁGRAFO 6o. Las actas, los reportes, recomendaciones y/o propuestas que desarrolle el Comité en cumplimiento de sus funciones, serán presentadas por su presidente directamente y por escrito a la CREG. Los salvamentos de voto deberán estar sustentados por escrito y anexados a la respectiva acta. El orden del día, deberá conocerse por anticipado y en caso de requerirse, los temas deberán contar con un documento soporte.

PARÁGRAFO 7o. El Comité someterá a aprobación de la CREG el reglamento interno de funcionamiento.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 27) (Fuente: R CREG 123/03, art. 1)

ARTÍCULO 2.2.1.26. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL ADMINISTRADOR DEL SIC. Las siguientes son las responsabilidades del Administrador del SIC:

a) Realizar la operación diaria del SIC.

b) Realizar los respaldos de información definidos por las resoluciones de la CREG.

c) Mantener en forma segura los equipos, software e información del SIC.

d) Realizar la estimación de datos en el evento en que la información no se encuentre disponible en el momento requerido.

e) Asegurarse que los programas de computador se encuentren bien instalados y conforme a las especificaciones por medio de pruebas cuando se realicen cambios.

f) Modificar los programas de computador para implantar los cambios aprobados por la CREG a las reglas de funcionamiento del mercado mayorista en lo referente a los aspectos comerciales.

g) Conservar los registros de las pruebas realizadas.

h) Realizar recomendaciones para cambios en el sistema de información, facturación y bancos.

i) Establecer, operar y mantener el sistema de información para facturación y bancos, cumpliendo con los plazos previstos para transferencias de dineros.

j) Vigilar que los actos y contratos de las empresas en las transacciones de la bolsa de energía se ciñan a lo dispuesto en la presente resolución; y avisar a los interesados y a las autoridades; según el caso, si, a su juicio, hay incumplimiento de él.

k) Informar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, y a la CREG, acerca de las violaciones o conductas contrarias a la presente resolución, y del cumplimiento de los actos y contratos para los cuales se haya pedido su colaboración.

l) Tener a disposición de los agentes registrados ante el Administrador del SIC la versión actualizada de las especificaciones funcionales de los programas de computador utilizados en el SIC, y la descripción de los procedimientos detallados utilizados para la administración del SIC. La versión actualizada debe ser consistente con los cambios aprobados por la CREG y certificados por la auditoría al Administrador del SIC.

m) Suministrar la información solicitada por la Comisión o por la Superintendencia.

PARAGRAFO 1o. El Administrador del SIC no responde por cualquier pérdida de beneficio a los participantes en la Bolsa de Energía, si se puede demostrar que ha actuado de buena fe y con la mejor información disponible.

PARAGRAFO 2o. Al cumplir las funciones a las que esta resolución se refiere, el Administrador del SIC actuará como administrador de recursos ajenos, y en interés de terceros, sin que los ingresos que recibe puedan aumentar su propio patrimonio, salvo por la parte que, de acuerdo con las tarifas que señale la CREG, equivalgan a la remuneración por sus servicios.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 29)

ARTÍCULO 2.2.1.27. REMUNERACION AL ADMINISTRADOR DEL SIC. Los costos de funcionamiento del Administrador del SIC serán cubiertos por los agentes participantes en el mercado mayorista, de acuerdo a las reglas y procedimientos que establecerá la CREG en resolución aparte.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 30)

ARTÍCULO 2.2.1.28. AUDITORIAS. Las auditorías al Administrador del SIC deben tener el siguiente alcance:

a) Auditar todos los cálculos y asignaciones realizadas por el Administrador del SIC.

b) Auditar el sistema de facturación y bancos.

c) Probar y verificar la precisión de los cambios en el software del SIC.

d) Revisar los procesos acordados y el cumplimiento de las resoluciones de la CREG que afectan el mercado mayorista en el SIC.

e) Dar asistencia en los programas de trabajo al Administrador del SIC.

f) Auditar aquellos aspectos específicos del SIC solicitados por la CREG.

PARAGRAFO 1o. Los informes de auditoría deben incluir por lo menos un resumen de todas las auditorías y pruebas realizadas y las recomendaciones. Una copia de los informes debe ser entregada a la CREG.

PARAGRAFO 2o. Anualmente se debe realizar mínimo una auditoría al Administrador del SIC. Las auditorías adicionales que se requieran deben ser pagadas por quien las solicite.

PARAGRAFO 3o. <Parágrafo derogado por el artículo 5 de la Resolución 155 de 2011>

PARAGRAFO 4o. Todos los agentes que participen en el mercado mayorista, el Administrador del SIC y el Centro Nacional de Despacho deben suministrar la información y permitir el acceso a información, procesos, personal y sistemas de computación que sean necesarios para que el Auditor pueda cumplir con sus funciones.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 31)

ARTÍCULO 2.2.1.29. IMPUESTOS. En desarrollo de las actividades relacionadas con la presente resolución se aplicarán las normas tributarias vigentes.

(Fuente: R CREG 024/95, art. 32)

Reglas de funcionamiento de la Bolsa de Energía (Anexo A)

Bolsa de Energía

Actividad de generación de energía eléctrica en el SIN - Aspectos relacionados con la Bolsa de Energía

ARTÍCULO 2.2.2.1.1.1. PARTICIPACIÓN EN EL MERCADO MAYORISTA. Las empresas generadoras participarán en el mercado mayorista de energía:

1. Celebrando contratos de energía con comercializadores u otros generadores a precios acordados libremente entre las partes,

2. Por medio de transacciones en la bolsa de energía, en la cual los precios se determinan por el libre juego de la oferta y la demanda de acuerdo con las reglas comerciales definidas en el Reglamento de Operación,

3. Prestando servicios asociados de generación a la empresa de transmisión, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 7 de esta resolución.

La bolsa de energía será administrada por el Centro Nacional de Despacho (CND) y la liquidación de las obligaciones y acreencias financieras de los participantes en la bolsa será realizado por una dependencia del Centro Nacional de Despacho (CND), denominada Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC), de acuerdo con lo establecido en el Reglamento de Operación.

Todos los contratos de energía que se celebren entre los generadores y los comercializadores se registrarán ante el Administrador del SIC y deben contener reglas o procedimientos claros para determinar hora a hora, las cantidades de energía exigibles bajo el contrato, y el precio respectivo, durante su vigencia.

(Fuente: R CREG 055/94, art. 5)

ARTÍCULO 2.2.2.1.1.2. OFERTAS DE PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA. Los precios a los cuales las empresas generadoras ofrezcan diariamente al Centro Nacional de Despacho (CND) energía de sus unidades de generación, por unidad de energía generada cada hora en el día siguiente, deben reflejar los costos variables de generación en los que esperan incurrir, teniendo en cuenta:

1.1 Para plantas termoeléctricas: el costo incremental del combustible, el costo incremental de administración, operación y mantenimiento y la eficiencia térmica de la planta.

1.2. Para las plantas hidroeléctricas: los costos de oportunidad (valor de agua) de generar en el momento de la oferta, teniendo en cuenta la operación económica a mediano y largo plazo del Sistema Interconectado Nacional.

1.3. Para las plantas de generación variable: los costos de oportunidad de generar en el momento de la oferta, teniendo en cuenta la operación económica para el día de operación del sistema interconectado nacional.

(Fuente: R CREG 055/94, art. 6) (Fuente: R CREG 060/19, art. 28) (Fuente: R CREG 051/09, art. 2)

ARTÍCULO 2.2.2.1.1.3. PRECIO HORARIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA. El precio resultante del juego libre de oferta y demanda en la bolsa de energía será igual al precio ofertado por la planta marginal no restringida que sea despachada para atender la demanda en esa hora, calculado de acuerdo a los procedimientos establecidos en el Reglamento de Operación.

(Fuente: R CREG 055/94, art. 14)

ARTÍCULO 2.2.2.1.1.4. LIQUIDACIÓN DE CUENTAS EN LA BOLSA DE ENERGÍA. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC) se encargará de la liquidación del valor de los intercambios en la bolsa de energía. Con el propósito de poder sustentar el cálculo de los pagos que se hayan hecho exigibles, o que una empresa deba, por razón de ventas o compras de electricidad en la bolsa de energía, el Administrador del SIC mantendrá por un mínimo de dos años registros de:

1. Disponibilidad de las unidades generadoras y de las interconexiones internacionales;

2. Los precios pertinentes, y los parámetros técnicos declarados, de las unidades de generación declarados como disponibles;

3. La potencia programada para despacho, o despachada, en cada unidad de generación y a través de las interconexiones internacionales;

4. Los servicios complementarios solicitados por el CND, y prestados a éste;

5. Las cantidades de energía efectivamente demandadas por los comercializadores

(Fuente: R CREG 055/94, art. 16)

Procedimientos

Procesos para la evaluación de las transacciones comerciales en la Bolsa de Energía

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.1.1. Procesos para la evaluación de las transacciones comerciales en la Bolsa de Energía. Los procesos para la evaluación de las transacciones comerciales en la Bolsa de Energía se realizan a nivel horario y son los siguientes:

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.1.2. BALANCE. En este proceso se realiza el cálculo del despacho ideal y de los consumos de energía para la asignación de los contratos de energía, con el fin de calcular los excesos o déficits para cada uno de los agentes participantes en los contratos, o para los que compran o venden energía directamente a través de la bolsa. La enajenación de energía, en cantidades superiores o inferiores a las asignadas en los contratos de energía a largo plazo, determina el objeto de los contratos de energía en la bolsa, cuyos precios se fijan según las reglas de la bolsa.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1 - BALANCE)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.1.3. ASIGNACIÓN DE CONTRATOS DE ENERGÍA A LARGO PLAZO.

En este proceso se analizan las condiciones establecidas en los contratos registrados ante el Administrador del SIC para cada agente comercializador, con el fin de determinar la cantidad de energía total asignable al agente para efectos del proceso de balance, y liquidar las diferencias respecto al despacho ideal a los precios de Bolsa correspondientes.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1 - ASIGNACIÓN DE CONTRATOS DE ENERGÍA A LARGO PLAZO) (Fuente: R CREG 112/98, art. 2)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.1.4. DETERMINACIÓN DE LA DISPONIBILIDAD COMERCIAL. En este proceso para cada unidad o planta de generación se determina su disponibilidad comercial con base en las disponibilidades reales y las características técnicas de los equipos.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1 - DETERMINACIÓN DE LA DISPONIBILIDAD COMERCIAL)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.1.5. CÁLCULO DE LOS PRECIOS DE BOLSA.

En este proceso se determinan los precios para las diferentes transacciones que se realizan en la Bolsa de Energía. Los precios horarios de Bolsa son iguales al precio de oferta en Bolsa de la Planta con Máximo Precio de Oferta, en la hora respectiva, más el Valor Adicional previsto en el Anexo A-4 de la Resolución CREG-024 de 1995, modificado por el artículo 8o de la Resolución CREG 051 de 2009 y aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan, correspondiente a los recursos de generación requeridos para cubrir en el despacho ideal: i) la demanda total doméstica; ii) la de exportaciones a Panamá; iii) la demanda internacional de despacho económico coordinado, y iv) la demanda no doméstica.

Dentro de este proceso las importaciones provenientes de las TIE y provenientes de Panamá, serán consideradas como un recurso con precio de oferta igual al Precio de Oferta del país exportador, en su Nodo Frontera para exportación, al cual se le deben adicionar los cargos asignados al transporte desde el Nodo frontera hasta el STN, si son del caso, el Costo Equivalente Real de Energía del Cargo por Confiabilidad, si aplica y los cargos propios de los generadores en el mercado Colombiano, asignándole además una disponibilidad comercial equivalente a la importación real.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1 - CÁLCULO DE LOS PRECIOS DE BOLSA) (Fuente: R CREG 055/11, art. 28)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.1.6. CÁLCULO DE LAS DESVIACIONES. En este proceso se determina la diferencia para cada planta de generación que no participa en la regulación, entre el despacho programado y la generación real. Si esta diferencia excede una tolerancia definida se aplica un criterio de penalización establecido más adelante en este Anexo.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1 - CÁLCULO DE LAS DESVIACIONES)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.1.7. CÁLCULO DE LAS RESTRICCIONES DE TRANSMISIÓN. En este proceso se concilian las diferencias entre el despacho real y el despacho ideal que corresponden a las restricciones en el sistema interconectado y se calcula el costo respectivo y su asignación a los agentes en el mercado mayorista.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1 - CÁLCULO DE LAS RESTRICCIONES DE TRANSMISIÓN)

Proceso de balance (1.1.1)

Determinación del despacho ideal

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.2.1.1. Determinación del despacho ideal. El Despacho Ideal considerará las ofertas de precio en la Bolsa de Energía y de precio de arranque-parada de los generadores térmicos, las ofertas de precios en la Bolsa de Energía de los diferentes generadores y los Precios de oferta en el Nodo Frontera para exportación del país exportador. A estos últimos se les debe adicionar los cargos asignados al transporte desde el Nodo frontera hasta el STN, si son del caso; el Costo Equivalente Real de Energía del Cargo por Confiabilidad; y los cargos propios de los generadores en el mercado colombiano, necesarios para atender la demanda total para cada una de las horas del día en proceso. Para el caso de una importación, la disponibilidad comercial será considerada con un valor igual al de la importación real. Los precios considerados deberán tener en cuenta el resultado de la aplicación de la regla de desempate aplicada para el Despacho Programado.

El Despacho Ideal será uno para el día, comprenderá los 24 períodos horarios y se determinará por medio del programa de Despacho Económico, el cual se ejecutará todos los días, con posterioridad a la operación real del sistema. Para cumplir con las características técnicas de las plantas o unidades térmicas, las condiciones iniciales del Despacho Ideal para el día t tendrán en cuenta las condiciones con las que finalizó el Despacho Real del día t-1; no tendrá en cuenta las restricciones en el Sistema Interconectado Nacional para atender la demanda total del sistema; y se efectuará con la disponibilidad comercial calculada en el SIC. El programa de despacho resultante, denominado Despacho Ideal, determinará los recursos disponibles de menor precio requeridos para atender la demanda total, sin considerar las restricciones del Sistema de Transmisión Nacional (STN), de los Sistemas de Transmisión Regional (STR) y la de los Sistemas de Distribución Local (SDL), existentes en la operación, y considerando las características técnicas de las unidades utilizadas en el despacho económico ejecutado para la operación real del sistema.

El Despacho Ideal será tal que:

Sujeto a estas restricciones:

Características Técnicas

Donde:

i:	Indexa a los generadores
t:	Indexa las horas del día
Q:	Generación
Pof:	Oferta de precio en la Bolsa de Energía
Par:	Oferta de precio de arranque-parada de plantas térmicas que arrancan según el Despacho Ideal
D:	Demanda.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.1.1) (Fuente: R CREG 060/19, art. 29) (Fuente: R CREG 011/10, art. 1)

Cálculo horario de las pérdidas, de la demanda y de la generación real

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.2.2.1. Cálculo horario de las pérdidas, de la demanda y de la generación real.

En el proceso para determinar las demandas, generaciones y pérdidas en el Sistema de Transmisión Nacional a nivel horario se requiere de contadores en los puntos de suministro de los generadores, en las fronteras de los usuarios no regulados, en las fronteras de comercializadores que atienden consumidores localizados dentro del mercado de otro comercializador, y en las fronteras comerciales entre comercializadores y el Sistema de Transmisión Nacional. Cada contador perteneciente a una frontera comercial identifica a un agente exportador y a un agente importador. El Sistema de Transmisión Nacional es el agente exportador cuando se trata de contadores que miden flujo entre ésta y otra red de menor voltaje y es agente importador cuando el contador mide flujo en sentido contrario.

La demanda total del sistema horariamente, corresponde a la suma de la demanda comercial doméstica y la demanda comercial internacional.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.1.2) (Fuente: R CREG 112/98, art. 4)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.2.2.2. GENERACIÓN REAL DEL SISTEMA. La generación real del sistema horariamente se calcula como la sumatoria de las generaciones netas medidas a nivel horario para cada uno de los agentes generadores en sus puntos frontera.

La generación de cada agente generador se determina con base en las lecturas de su grupo de contadores. Cuando los contadores no se encuentren en el lado de alta tensión, se debe afectar la medida con el factor de pérdidas de la transformación. En cualquier caso se debe considerar la generación neta, es decir, se debe excluir el consumo propio cuando se toman de su propia generación.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.1.2.1)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.2.2.3. PÉRDIDAS REALES EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL. Las pérdidas horarias reales en el Sistema de Transmisión Nacional se calculan como la diferencia entre la sumatoria de las importaciones y exportaciones de energía a nivel horario en los puntos de frontera comercial del Sistema de Transmisión Nacional.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.1.2.2)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.2.2.4. MEDICIONES AGREGADAS DE COMERCIALIZADORES. <Numeral modificado parcialmente por la Resolución 39 de 1999. Consultar Resolución 39 de 1999>

El consumo horario de un comercializador se determina con base en la sumatoria de sus importaciones menos la sumatoria de sus exportaciones en cada una de sus fronteras comerciales a nivel horario. Cuando se tiene un generador embebido en el área delimitada por las fronteras comerciales de un comercializador, esta generación medida se considera como una importación del comercializador. Cuando la generación embebida es mayor que la demanda del área delimitada (el área es exportadora), las pérdidas desde el nivel de tensión donde se encuentra la medida del generador hasta el STN donde se encuentra el comercializador ocasionadas por esa exportación, calculadas con los factores de pérdidas que se mencionan adelante, se reflejan como un consumo del generador y se le restan al consumo del comercializador.

Cuando la medición de una demanda de un comercializador se encuentra en un nivel de tensión inferior a 220 kV, las medidas así tomadas se deben multiplicar por uno más el factor de pérdidas correspondiente, para considerar las pérdidas entre el nivel de tensión de la medida y el nivel de tensión del STN.

Los factores de pérdidas que se aplican para cada nivel de tensión son los establecidos en la Resolución CREG-099 de 1997 o las disposiciones que la modifiquen o sustituyan.

El consumo del comercializador horariamente debe ser incrementado por las pérdidas de referencia en el Sistema de Transmisión Nacional establecidas por la CREG y su asignación se realiza de acuerdo con la metodología establecida por esa entidad. Mientras que no se establezcan las pérdidas de referencia y la metodología de asignación, se considerarán las pérdidas de referencia iguales a las pérdidas reales y se asignarán en forma proporcional al consumo horario de cada comercializador.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.1.2.3)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.2.2.5. MEDICIONES AGREGADAS DEL CONSUMO DE GENERADORES. Para todos los generadores se suman las cantidades de energía tomadas del Sistema de Transmisión Nacional y en el caso de los generadores embebidos se agregan además las pérdidas por la energía exportada del generador en la red que lleva esta energía al Sistema de Transmisión Nacional. Es decir, si el valor total de la generación embebida es mayor que la demanda ajustada del comercializador donde se encuentra ubicado el generador, el generador asume las pérdidas ocasionadas en la red de distribución o de transmisión regional de este comercializador por la cantidad de energía no requerida por éste. Por lo tanto, el generador embebido asume las pérdidas necesarias para colocar la energía que exporta en las fronteras comerciales del Sistema de Transmisión Nacional.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.1.2.4)

SUB-SUBSECCIÓN 3

Modificaciones en las lecturas de los contadores ubicados en las fronteras comerciales

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.2.3.1. Establecer un plazo máximo para que los agentes del mercado mayorista reporten ante el SIC, modificaciones en las lecturas de los contadores ubicados en las fronteras comerciales.

(Fuente: R CREG 041/96, art. 1)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.2.3.2. Los agentes del mercado mayorista podrán reportar ante el SIC, modificaciones en las lecturas de los contadores ubicados en las fronteras comerciales del sistema, hasta el día 15 hábil del mes siguiente al del período a facturar, cumpliendo con los plazos de facturación previstos en el Anexo B de la Resolución CREG-024 de 1995.

(Fuente: R CREG 041/96, art. 2)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.2.3.3. Los agentes del mercado mayorista que reporten modificaciones en las lecturas de los contadores ubicados en las fronteras comerciales del sistema, en los términos dispuestos en el Artículo anterior, deberán justificar ante el SIC el origen de las modificaciones solicitadas.

(Fuente: R CREG 041/96, art. 3)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.2.3.4. DECLARACIÓN RELACIÓN FRONTERAS COMERCIALES. Los agentes generadores deberán declarar al ASIC la información que relaciona sus recursos de generación con las fronteras comerciales de generación, consumos y sus respectivas unidades. La declaración se realizará en el formato que determine el ASIC, el cual tendrá un plazo de siete (7) días calendario a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución para publicarlo en su Página WEB. Los agentes generadores deberán remitir al ASIC la información solicitada dentro de los siguientes quince (15) días calendario, contados a partir de la fecha de publicación del formato por parte del ASIC.

Para el registro de nuevas fronteras de generación, el agente deberá adjuntar este formato al momento de efectuar la solicitud de registro de la frontera ante el ASIC.

(Fuente: R CREG 044/20, art. 6)

Proceso de asignación de contratos de energía a largo plazo (1.1.2)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.3.1. Proceso de asignación de contratos de energía a largo plazo (1.1.2).

Para cada agente comercializador se asignan horariamente sus contratos registrados ante el Administrador del SIC, en el siguiente orden de prioridades:

a- Contratos Mercado Doméstico

Primero se asignan los contratos que establezcan obligación de suministro y pago de cantidades fijas de energía firme (pague lo contratado).

Después se asignan los contratos que establezcan obligación de suministro y pago de cantidades fijas de energía firme (pague lo contratado condicional), por orden de mérito a partir del contrato de menor precio unitario por MWh

Finalmente se asignan los contratos tipo pague lo demandado por orden de mérito a partir del contrato de menor valor.

Un contrato se considera asignado en el mercado doméstico, cuando se requiere de él parcial o totalmente para atender el consumo del comercializador en el mercado doméstico, al ordenarlos por precios unitarios de menor a mayor. Si dentro del proceso de asignación de contratos, existen contratos con igual precio, requeridos para atender el consumo, estos contratos se consideran asignados, en forma total los pague lo contratado y en proporción a la cantidad contratada en los pague lo demandado.

Dentro del proceso de asignación de contratos se pueden presentar las siguientes circunstancias:

* Que los contratos no alcancen para atender el consumo real doméstico más pérdidas de referencia de un comercializador en el mercado doméstico. En este caso la diferencia entre el consumo horario real más las pérdidas de referencia, con los contratos asignados, se liquidan al precio de la Bolsa de Energía para las transacciones domésticas en la hora respectiva.

* Que sus contratos asignados por orden de méritos excedan la demanda real nacional más las pérdidas de referencia en el mercado doméstico. En este caso el excedente se remunera al comercializador al precio de la Bolsa de Energía para las transacciones domésticas en la hora respectiva.

El cálculo para cada generador se realiza al sumar las cantidades de los contratos respectivos que se hayan asignado a los comercializadores y a otros generadores en el mercado doméstico.

Si la sumatoria de las cantidades de energía de los contratos asignados con destino al mercado doméstico, excede la sumatoria de la generación en el despacho ideal de todas las unidades del generador para atender demanda comercial doméstica en la hora respectiva, dicho generador paga ese faltante al precio en la Bolsa de Energía para las transacciones domésticas en la hora correspondiente.

En caso contrario, el generador recibe por la generación adicional, que cubra demanda comercial doméstica, a la cantidad asignada en sus contratos en el mercado doméstico, una remuneración correspondiente al producto de la cantidad adicional por el precio en la Bolsa de Energía para las transacciones domésticas en la hora respectiva.

Con el Sistema de Transmisión Nacional se evalúa horariamente la diferencia entre las pérdidas de referencia que establezca la CREG y las pérdidas reales totales. Los transportadores reciben o pagan a la Bolsa la diferencia entre las pérdidas asociadas a la demanda doméstica, al precio en la Bolsa para las transacciones domésticas en la hora respectiva.

También en este proceso, se calculan los pagos para los generadores no despachados centralmente que son agentes del mercado mayorista registrados como generadores, ocasionados por las transferencias de energía de estos agentes, referidos a 220 kV en las fronteras del Sistema de Transmisión Nacional, los cuales se liquidan al precio en la Bolsa de Energía para las transacciones domésticas en la hora correspondiente.

Una vez terminado el proceso de asignación de contratos del mercado doméstico y cubierta la demanda comercial doméstica, se procede a la asignación de contratos con destino al mercado internacional, con la generación no requerida por la demanda comercial doméstica en el despacho ideal.

b- Contratos Mercado Internacional

Primero se asignan los contratos que establezcan obligación de suministro y pago de cantidades fijas de energía firme (pague lo contratado).

Finalmente se asignan los contratos tipo pague lo demandado por orden de mérito a partir del contrato de menor valor.

Un contrato se considera asignado en el mercado internacional, cuando se requiere de él parcial o totalmente para atender el consumo del comercializador en el mercado internacional, al ordenarlos por precios unitarios de menor a mayor. Si dentro del proceso de asignación de contratos, existen contratos con igual precio, requeridos para atender el consumo, estos contratos se consideran asignados, en forma total los pague lo contratado y en proporción a la cantidad contratada en los pague lo demandado.

Dentro del proceso de asignación de contratos se pueden presentar las siguientes circunstancias:

* Que los contratos no alcancen para atender el consumo real internacional más las pérdidas de referencia de un comercializador en el mercado internacional. En este caso la diferencia entre el consumo horario real más las pérdidas de referencia, con los contratos asignados, se liquidan al precio de la Bolsa de Energía para las transacciones internacionales (exportaciones) en la hora respectiva.

* Que sus contratos asignados por orden de méritos excedan la demanda real internacional más las pérdidas de referencia en el mercado internacional. En este caso el excedente se remunera al comercializador al precio de la Bolsa de Energía para las transacciones internacionales (exportaciones) en la hora respectiva.

El cálculo para cada generador se realiza al sumar las cantidades de los contratos respectivos que se hayan asignado a los comercializadores y a otros generadores en el mercado internacional.

Si la sumatoria de las cantidades de energía de los contratos asignados con destino al mercado internacional (exportaciones), excede la sumatoria de la generación en el despacho ideal de todas las unidades del generador para atender la demanda comercial internacional en la hora respectiva, dicho generador paga ese faltante al precio en la Bolsa de Energía para las transacciones internacionales (exportaciones) en la hora correspondiente.

En caso contrario, el generador recibe por la generación adicional a la cantidad asignada en sus contratos en el mercado internacional, una remuneración correspondiente al producto de la cantidad adicional por el precio en la Bolsa de Energía para las transacciones internacionales (exportaciones) en la hora respectiva.

Con el Sistema de Transmisión Nacional se evalúa horariamente la diferencia entre las pérdidas de referencia que establezca la CREG y las pérdidas reales totales. Los transportadores reciben o pagan a la Bolsa de Energía la diferencia entre las pérdidas asociadas a la demanda internacional, al precio en la Bolsa de Energía para las transacciones internacionales (exportaciones) en la hora respectiva.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.2) (Fuente: R CREG 112/98, art. 6)

Proceso de determinación de la disponibilidad comercial

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.4.1. Proceso de determinación de la disponibilidad comercial. El proceso para la determinación de la disponibilidad a ser utilizada en el SIC, parte de la disponibilidad horaria declarada utilizada en el proceso de redespacho realizado en el CND y definido en el Código de Redes. Esta disponibilidad se actualiza cuando se presentan cambios en las unidades de generación durante la operación real del sistema, con el valor de la disponibilidad media de la hora en que se efectúa el cambio. Para el cálculo de la disponibilidad comercial se consideran los siguientes parámetros técnicos de las unidades de generación: velocidad de toma de carga, rata de descarga, tiempo mínimo de operación, carga sincronizante y tiempo de calentamiento.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.3)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.4.2. DISPONIBILIDAD PARA UNIDADES SIN FALLA. A partir del estado operativo de la unidad de generación se evalúa su potencial de generación real de acuerdo a la capacidad reportada para la hora, considerando los parámetros técnicos de cada unidad. Esta disponibilidad es la que se considera en el despacho ideal.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.3.1)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.4.3. DISPONIBILIDAD PARA UNIDADES CON FALLA. Se consideran unidades con falla aquellas que tienen un potencial de generación nulo o no confiable. Pero se consideran para el cálculo de disponibilidad aquellas unidades que hayan reportado que están disponibles. El modelaje de su disponibilidad es función de sus parámetros técnicos luego de reportada la superación de la falla, la cual puede ser parcial o total. La disponibilidad determinada por el anterior criterio es la que se considera en el despacho ideal.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.3.2)

Proceso de cálculo del precio en la Bolsa de Energía

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.5.1. Proceso de cálculo del precio en la Bolsa de Energía. Las transacciones en la Bolsa de Energía tendrán un precio único para el mercado nacional (Demanda Total) y un precio único para el mercado internacional (Demanda No Doméstica), en cada período horario.

El cálculo del precio único se hará para el mercado nacional y el mercado internacional, de conformidad con lo establecido en el numeral 1.1.4.3 del Anexo A de la Resolución CREG-024 de 1995.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.4) (Fuente: R CREG 051/09, art. 6)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.5.2. IDENTIFICACIÓN DE UNIDADES INFLEXIBLES. En la declaración de disponibilidad de los generadores del día anterior al despacho, cada generador notifica la inflexibilidad en la operación de sus unidades generadoras. Sin embargo, durante la ejecución de la operación se puede modificar la inflexibilidad, las cuales pueden ocurrir por:

* Una unidad puede estar programada en tal forma que es incapaz de cambiar su generación para suministrar demanda adicional incremental (variación positiva o negativa) del sistema y por lo tanto no entra en el cálculo del Precio en la Bolsa de Energía. (Ej.: Unidades con generación restringida por límites de exportación de áreas o por limitaciones de nivel de embalses o número de unidades en línea).

* Una unidad es inflexible cuando por sus características técnicas su generación programada en el despacho ideal para la hora presenta limitantes que origina cambios en el programa de generación en por lo menos una unidad de generación con menor precio de oferta.

* Una unidad es inflexible cuando por cualquier condición después del cierre del período de ofertas y antes del período definido para reporte de información al redespacho, el generador modifica su disponibilidad declarada para el despacho económico.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.4.1)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.5.3. IDENTIFICACIÓN DE RACIONAMIENTO. El racionamiento de energía se establece por la decisión de efectuar un racionamiento programado de energía de acuerdo a los procedimientos establecidos en el Estatuto de Racionamiento, o por instrucciones del Centro Nacional de Despacho (CND) de llevar a cabo un racionamiento de emergencia.

Para determinar un racionamiento de potencia se procede en la siguiente forma:

* Se calcula la demanda máxima para los períodos de liquidación afectados, como la suma de la demanda máxima medida, incrementada con las pérdidas de referencia del Sistema de Transmisión Nacional y con toda la carga no atendida.

* Se determina la disponibilidad de generación para los mismos períodos de liquidación.

* Si la demanda máxima calculada excede la disponibilidad a utilizar para la determinación del despacho ideal se está en una situación de racionamiento de potencia.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.4.2)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.5.4. PRECIO HORARIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA EN CONDICIONES NORMALES DE OPERACIÓN. Para determinar los Precios horarios en la Bolsa de Energía, cuando hay Demanda No Doméstica y cuando no hay Demanda No Doméstica, se procederá de acuerdo con lo definido en el Anexo A-4 de la Resolución CREG-024 de 1995.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.4.3) (Fuente: R CREG 051/09, art. 7)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.5.5. PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA EN CONDICIONES DE INTERVENCIÓN DE PRECIOS DE OFERTA. En las condiciones de intervención de precios de oferta establecidas en el Código de Operación del Código de Redes, el precio horario en la bolsa de energía se determina de acuerdo al procedimiento para condiciones normales de operación, pero teniendo en cuenta los precios intervenidos de oferta para las plantas de generación hidroeléctrica con embalse definidos en el Código de Operación.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.4.5)

Proceso de cálculo de desviaciones y penalización

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.6.1. Proceso de cálculo de desviaciones y penalización. El proceso de cálculo de pago de desviaciones se realiza diariamente para cada uno de los períodos horarios, aplicándose a los generadores que no se definan para la hora en proceso como reguladores del sistema.

Para el proceso de cálculo de pago por desviaciones horarias, se definirá cuál es la franja de tolerancia horaria de desviación de cada planta o unidad, así:

a) Franja de tolerancia horaria para las plantas o unidades de generación diferentes a la de generación variable.

Se calculará el porcentaje de desviación horaria de las plantas o unidades de generación como el valor absoluto de la diferencia de su despacho programado horario o el redespacho, según corresponda, y su generación real horaria, sobre su despacho programado horario o el redespacho, según corresponda.

Para aquellas plantas o unidades de generación diferentes a las plantas de generación variable, su franja de tolerancia de desviación horaria será del cinco por ciento (5 %).

En caso de que una planta tenga despacho programado diario o redespacho igual a cero (0), y presente generación real diaria diferente de cero (0), se entiende que la desviación horaria es mayor al 5%.

El pago por desviaciones se aplicará siguiendo el procedimiento definido en el Anexo A de la Resolución CREG-024 de 1995.

b) Franja de tolerancia horaria para las plantas de generación variable.

b.1. Desviación diaria del programa de generación del despacho económico o primer despacho.

Se define como el valor absoluto de la diferencia de su primer despacho y su generación real diaria, sobre su primer despacho.

Tomando como referencia el valor de la desviación diaria, se aplicará la siguiente tolerancia de desviación horaria:

b.1.1. Para plantas de generación variable que tengan una desviación diaria en un valor menor o igual al 15%, no se les considerará desviación diaria del primer despacho. Se les considerará solo la regla de desviación del redespacho.

b.1.2. La franja de tolerancia horaria de desviación para plantas de generación variable que tengan una desviación diaria en un valor mayor a quince por ciento (15%) y menor al veinte por ciento (20%), será la siguiente:

Donde:

Tolerancia_h,d:	Tolerancia horaria para el día d, en unidades porcentuales (%). A partir de este valor la planta de generación variable asumirá un pago por desviación horaria.
desviación_d:	Desviación diaria en el día d de la planta de generación variable, multiplicada por 100. Valor que debe ser mayor a 15% y menor al 20%.

b.1.3. En caso de que una planta tenga un programa de generación diaria igual a cero (0) en su primer despacho, y presente generación real diaria diferente de cero (0), se entiende que la desviación diaria es mayor al 20%.

b.1.4. La franja de tolerancia de desviación horaria para plantas de generación variable, que tengan una desviación diaria en un valor mayor o igual al 20%, será del cinco por ciento (5%).

Se calculará el porcentaje de desviación horaria de las plantas de generación variable, como el valor absoluto de la diferencia de su primer despacho horario y su generación real horaria, sobre su primer despacho horario.

b.2. Desviación del programa de generación del redespacho

Se define como el valor absoluto de la diferencia de su despacho programado o redespacho diario, y su generación real diaria, sobre su despacho programado o redespacho.

Tomando como referencia el valor de la desviación diaria, se aplicará la siguiente tolerancia de desviación horaria:

b.2.1. Para plantas de generación variable que tengan una desviación diaria en un valor menor o igual al 8%, no les aplicará lo definido para la franja de tolerancia de desviación horaria.

b.2.2. La franja de tolerancia horaria de desviación para plantas de generación variable que tengan una desviación diaria en un valor mayor a ocho por ciento (8%) y menor al quince por ciento (15%), será la siguiente:

Donde:

Tolerancia_h,d	Tolerancia horaria para el día d, en unidades porcentuales (%). A partir de este valor la planta de generación variable asumirá un pago por desviación horaria.
desviación_d	Desviación diaria en el día d de la planta de generación variable, multiplicada por 100. Valor que debe ser mayor a 8% y menor al 15%

b.2.3. En caso de que una planta tenga redespacho diario igual a cero (0), y presente generación real diaria diferente de cero (0), se entiende que la desviación diaria es mayor al 15%.

b.2.4. La franja de tolerancia de desviación horaria para plantas de generación variable, que tengan una desviación diaria en un valor igual o mayor al 15%, será del cinco por ciento (5%).

Se calculará el porcentaje de desviación horaria de las plantas de generación variable, como el valor absoluto de la diferencia de su primer despacho horario o el redespacho, según corresponda, y su generación real horaria, sobre su primer despacho horario o el redespacho, según corresponda.

b.3. Casos especiales de excepción de la franja de tolerancia horaria para la planta de generación variable filo de agua.

No le aplicará la franja de tolerancia horaria a la planta filo de agua que se encuentre aguas abajo de una planta hidráulica con embalse de regulación de caudales mayor a un día, y se den los siguientes casos:

b.3.1. Para el día d del proceso de cálculo de desviación, si la planta hidráulica con embalse de regulación de caudales mayor a un día, se programó como regulador del sistema, o

b.3.2. El CND modificó en tiempo real la generación programada de la planta hidráulica con embalse de regulación de caudales mayor a un día.

b.4. Para los casos en los cuales durante la operación el CND solicite a una planta de generación variable modificar el valor de generación con relación al valor programado en el despacho o redespacho, a efectos de calcular las desviaciones diarias de las que tratan los literales b.1 y b.2, se considerará que en el período correspondiente, el despacho o redespacho programado de la hora será igual a la generación real horaria correspondiente

Para los casos en que el agente, antes de iniciar la operación diaria o durante la operación diaria, declare indisponibilidad total o parcial de la planta de generación variable para todos los periodos horarios posteriores a la declaración, y para dichos periodos no realice redespacho por aumento de disponibilidad, se considerará la afectación de esta declaración en el cálculo de las desviaciones diarias de las que tratan los literales b.1 y b.2 del primer despacho y redespacho.

b.5. Tolerancia horaria a aplicar para el pago por desviaciones

A la planta de generación variable se le calculará una liquidación por desviaciones de la siguiente manera:

b.5.1. Con la tolerancia horaria establecida de la desviación del primer despacho del literal b.1., se calcula el valor de las siguientes liquidaciones de las desviaciones horarias:

b.5.1.1. Si la planta de generación variable, aparece en el despacho ideal para cubrir exclusivamente demanda comercial nacional y generó realmente más o menos que el permitido por la tolerancia con respecto al primer despacho para la hora en proceso, se le calcula una liquidación horaria del valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el primer despacho, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y el precio de Bolsa para transacciones domésticas en la hora respectiva.

b.5.1.2. Si la planta de generación variable, aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial de transacciones internacionales de electricidad (TIE), y generó realmente más o menos que el permitido por la tolerancia con respecto al primer despacho para la hora en proceso, se le calcula una liquidación horaria del valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el primer despacho, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y el precio de Bolsa para transacciones internacionales de electricidad (TIE), en la hora respectiva.

b.5.1.3. Si la planta de generación variable, aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial internacional y generó realmente más o menos que el permitido por la tolerancia con respecto al primer despacho para la hora en proceso, se le calcula una liquidación horaria del valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y el precio de Bolsa para transacciones internacionales en la hora respectiva.

b.5.1.4. Se calcula el valor total diario de las liquidaciones horarias del día correspondiente, definido en los literales anteriores.

b.5.2. Con la tolerancia horaria establecida de la desviación del programa de generación del redespacho, del literal b.2, se calcula el valor de las siguientes liquidaciones de las desviaciones horarias:

b.5.2.1. Si la planta de generación variable, aparece en el despacho ideal para cubrir exclusivamente demanda comercial nacional y generó realmente más o menos que el permitido por la tolerancia con respecto al despacho programado o redespacho para la hora en proceso, se le calcula una liquidación horaria del valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado o redespacho, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y el precio de Bolsa para transacciones domésticas en la hora respectiva.

b.5.2.2. Si la planta de generación variable, aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial de transacciones internacionales de electricidad (TIE), y generó realmente más o menos que el permitido por la tolerancia con respecto al despacho programado o redespacho para la hora en proceso, se le calcula una liquidación horaria del valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado o redespacho, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y el precio de Bolsa para transacciones internacionales de electricidad (TIE), en la hora respectiva.

b.5.2.3. Si la planta de generación variable, aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial internacional y generó realmente más o menos que el permitido por la tolerancia con respecto al despacho programado o redespacho para la hora en proceso, se le calcula una liquidación horaria del valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado o redespacho, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y el precio de Bolsa para transacciones internacionales en la hora respectiva.

b.5.2.4. Se calcula el valor total diario de las liquidaciones horarias del día correspondiente, definido en los literales anteriores.

b.5.3. Se identifica el valor máximo entre el valor total diario de las liquidaciones horarias del literal b.5.1, desviación del primer despacho, y b.5.2, desviación del programa de generación del redespacho.

b.5.4. El pago por desviaciones para generación variable corresponderá al máximo identificado en el literal b.5.4.

b.5.5. El dinero que horariamente se determine en la Bolsa de Energía por pago de desviaciones, se asignará a los comercializadores a prorrata de su participación en la demanda nacional total para alivio de la cuenta de restricciones.

c) Pago por desviaciones de las plantas o unidades de generación diferentes a la de generación variable.

Para aquellas plantas o unidades de generación que les aplique la franja de tolerancia horaria de desviación, si se verifica que su generación real respecto a la del despacho programado (de aquí en adelante entendido para este numeral como el resultado del despacho económico o redespacho, según corresponda), para la hora en proceso, es mayor o menor a la permitida por la franja de tolerancia definida en literal a) del presente numeral, se afectarán sus transacciones comerciales por pago de desviaciones de la siguiente manera:

c.1. Si la planta de generación o la unidad, aparece en el despacho ideal para cubrir exclusivamente demanda comercial nacional y generó realmente más o menos que el permitido por la tolerancia con respecto al despacho programado para la hora en proceso, debe retribuir por liquidación de desviaciones a la Bolsa de Energía, el valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y el precio de Bolsa para transacciones domésticas en la hora respectiva.

c.2. Si la planta de generación o la unidad, aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial de transacciones internacionales de electricidad (TIE), y generó realmente más o menos que el permitido por la tolerancia con respecto al despacho programado para la hora en proceso, debe retribuir por liquidación de desviaciones a la Bolsa de Energía, el valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y el precio de Bolsa para transacciones internacionales de electricidad (TIE), en la hora respectiva.

c.3. Si la planta de generación o la unidad, aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial internacional y generó realmente más o menos que el permitido por la tolerancia con respecto al despacho programado para la hora en proceso, debe retribuir por liquidación de desviaciones a la Bolsa de Energía, el valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y el precio de Bolsa para transacciones internacionales en la hora respectiva.

c.4. Si la planta de generación o la unidad, no aparece en el despacho ideal y generó realmente más o menos que el permitido por la tolerancia con respecto al despacho programado para la hora en proceso, debe retribuir por liquidación de desviaciones a la Bolsa de Energía, el valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y el precio de Bolsa para transacciones internacionales en la hora respectiva.

c.5. El dinero que horariamente se determine en la Bolsa de Energía por pago de desviaciones, se asignará a los comercializadores a prorrata de su participación en la demanda nacional total.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.5) (Fuente: R CREG 060/19, art. 30) (Fuente: R CREG 112/98, art. 9)

Proceso de cálculo de las restricciones de transmisión

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.7.1. Proceso de cálculo de las restricciones de transmisión. Para evaluar el costo de las restricciones en el Sistema de Transmisión Nacional, en los sistemas de Transmisión regional y en los de distribución local, se consideran los precios de oferta de los generadores térmicos e hidráulicos y las diferencias entre la generación real y la generación en el despacho ideal, y se procede de la siguiente manera:

* Se calcula la diferencia entre la generación real y la generación en el despacho ideal para cada unidad de generación o planta, de acuerdo con la oferta presentada.

* Si la diferencia es positiva, los transportadores pagan la diferencia al precio de oferta del generador, y el generador recibe una suma igual.

* Si la diferencia es negativa, el generador paga la diferencia valorada a su precio de oferta, y los transportadores reciben una suma igual.

A partir del 1o. de diciembre de 1996, y hasta tanto la Comisión de Regulación de Energía y Gas determine el procedimiento detallado para que los transportadores puedan recuperar el costo asociado a las restricciones por transmisión, el costo asociado con las restricciones se asignará en la siguiente forma:

a. El costo de las restricciones globales, valoradas a nivel horario, se asignará en un 50% a los generadores despachados centralmente en proporción a su capacidad efectiva registrada en el Centro Nacional de Despacho y el restante 50% se distribuirá entre los comercializadores participantes en el mercado mayorista en proporción a su demanda horaria.

b. El costo de las restricciones regionales se asignará de acuerdo con los siguientes criterios:

El costo de la generación fuera de mérito de las plantas representadas ante el administrador del Sistema de Intercambios Comerciales por empresas que desarrollan conjuntamente las actividades de Generación y Transmisión de electricidad; cuya eliminación o reducción esté asociada a inversiones en los Sistemas de Transmisión Regional o Distribución Local operados por las mismas empresas, o con refuerzos en la conexión de tales redes al Sistema de Transmisión Nacional; se asignará al negocio de Transmisión de esas empresas.

El costo de la generación fuera de mérito de las plantas representadas ante el administrador del Sistema de Intercambios Comerciales por empresas que desarrollan la actividad de Generación de electricidad; cuya eliminación o reducción esté asociada a inversiones en los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local en donde se encuentran conectadas tales plantas, o con refuerzos en la conexión de esas redes al Sistema de Transmisión Nacional, se asignará al negocio de Transmisión de las empresas operadoras de los respectivos Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.6) (Fuente: R CREG 099/96, art. 3)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.7.2. Es competencia del Centro Nacional de Despacho (CND) clasificar, de acuerdo con las definiciones de la presente resolución, cada una de las restricciones que se presenten en el Sistema Interconectado Nacional.

(Fuente: R CREG 099/96, art. 2)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.7.3. A partir del 1o. de diciembre de 1996, cuando por mantenimientos preventivos o correctivos, la indisponibilidad de una o varias líneas del Sistema de Transmisión Nacional ocasione generación fuera de mérito, el costo de tal generación se asignará de acuerdo con el procedimiento establecido en el artículo 3o. de la presente resolución por un período máximo de noventa y seis (96) horas, contadas partir de la hora siguiente al inicio de la indisponibilidad. Pasado este período, el costo de la generación fuera de mérito será asignado al transportador causante de la restricción, salvo que la indisponibilidad haya tenido origen por eventos constitutivos de fuerza mayor o caso fortuito.

(Fuente: R CREG 099/96, art. 4)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.7.4. A partir del 1o. de diciembre de 1996, cuando por mantenimientos preventivos o correctivos, la indisponibilidad de uno o varios equipos de subestaciones pertenecientes al STN, o que sirvan de conexión al STN, ocasione generación fuera de mérito, el costo de tal generación se asignará de acuerdo con el procedimiento establecido en el artículo 3o. de la presente resolución por un período máximo de doscientas cuarenta (240) horas, contadas partir de la hora siguiente al inicio de la indisponibilidad. Pasado este período, el costo de la generación fuera de mérito será asignado al transportador causante de la restricción, salvo que la indisponibilidad haya tenido origen por eventos constitutivos de fuerza mayor o caso fortuito.

(Fuente: R CREG 099/96, art. 5)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.7.5. Las empresas operadoras de Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local en donde sea necesario efectuar inversiones para eliminar o reducir restricciones regionales, podrán solicitar a la Comisión de Regulación de Energía una modificación de los cargos por uso de esos sistemas actualmente vigentes, con el fin de remunerar adecuadamente tales inversiones, de acuerdo con la metodología establecida en la Resolución CREG-004 de 1994.

(Fuente: R CREG 099/96, art. 6)

ARTÍCULO 2.2.2.1.2.7.6. La Superintendencia de Servicios Públicos vigilará que las empresas operadoras de unidades o plantas de generación, cuyo despacho sea obligado por la existencia de restricciones en las redes de transporte de energía, no abusen de su posición dominante en el Mercado Mayorista respecto de esa generación fuera de mérito, al efectuar ofertas de precio que no reflejen el costo de oportunidad de generar en el momento de realizar la oferta, de acuerdo con lo establecido en las Resoluciones 055 de 1994 y 024 de 1995 expedidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

(Fuente: R CREG 099/96, art. 9)

Ajustes necesarios a la regulación vigente para dar cumplimiento al artículo 190 de la Ley 1753 de 2015

ARTÍCULO 2.2.2.1.3.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución se aplica a todos los generadores cuya energía es despachada en la Bolsa de Energía Mayorista.

(Fuente: R CREG 232/15, art. 1)

ARTÍCULO 2.2.2.1.3.2. LIQUIDACIÓN, FACTURACIÓN Y RECAUDO. De conformidad con lo establecido en el artículo 190 de la Ley 1753 de 2015 y para su efectivo cumplimiento, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) liquidará, facturará y recaudará de los agentes generadores de energía, el tributo establecido en dicha disposición, en los términos del Anexo B de la Resolución CREG-024 de 1995 y la Resolución CREG-006 de 2003 o las normas que las sustituyan o modifiquen y aplicando la fórmula de indexación prevista en el artículo 3o de esta resolución.

(Fuente: R CREG 232/15, art. 2)

ARTÍCULO 2.2.2.1.3.3. OFERTAS DE PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA. Para efectos del precio de las ofertas a que se refiere el artículo 6o de la Resolución CREG-055 de 1994, además del CEE, deberá incluirse como un costo variable del generador el siguiente monto:

Donde:

FAZNI_t:	Gravamen con destino al Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas ($/MWh) vigente para el año t.
IPP_(t-1):	Índice de Precios al Productor Total Nacional del mes de Diciembre del año t-1, calculado por el Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE).
IPP₍₀₎:	Índice de Precios al Productor Total Nacional del mes de Diciembre del año 2015, calculado por el Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE).

PARÁGRAFO. En ningún caso el Precio de Bolsa será inferior al CEE más el FAZNI. Cuando el Precio de Oferta de un Generador sea inferior al CEE más el FAZNI, se asumirá como Precio de Oferta, el correspondiente al Precio de Oferta más alto reportado para la hora respectiva más 1 $/MWh.

(Fuente: R CREG 232/15, art. 3)

Información a suministrar en el mercado mayorista

ARTÍCULO 2.2.2.2.1. Información a suministrar en el mercado mayorista. Todos los agentes y el Administrador del SIC tienen las siguientes obligaciones:

2.1. Todo agente debe reportar la información requerida y con la periodicidad definida en el Código de Redes, y de manera adicional la siguiente:

2.1.1. En los contratos de energía a largo plazo se debe suministrar información suficiente para determinar hora a hora las cantidades de energía exigibles bajo estos contratos y los precios respectivos, tipo de contrato y período de vigencia del contrato.

2.1.2. Los comercializadores deben presentar la información de curvas típicas de demanda a nivel horario en la forma solicitada por el Administrador del SIC, cada vez que se presenten cambios significativos o cuando se efectúen nuevas mediciones.

2.1.3. Los generadores deben reportar diariamente al Administrador del SIC la generación horaria de cada una de sus plantas y unidades de generación correspondiente, del día anterior, en los plazos definidos por el Código de Medida de la Resolución CREG 038 de 2014, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

2.1.4. Los comercializadores deben reportar diariamente al Administrador del SIC la demanda horaria de cada una de sus fronteras, en los plazos definidos por el Código de Medida de la Resolución CREG 038 de 2014, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

2.2. Todos los agentes del mercado mayorista tienen acceso a la consulta de las especificaciones funcionales del software del SIC.

2.3. El Administrador del SIC propondrá los sistemas de seguridad, y las formalidades que considere necesarias, para identificación de las personas autorizadas, claridad en el alcance de las instrucciones que se den al Administrador del SIC, y oportunidad de las comunicaciones.

2.4. El Administrador del SIC realiza el proceso de liquidación después del recibo de todas las mediciones de energía en las diferentes fronteras comerciales, según lo establecido en el Capítulo III "Liquidación y Facturación de Transacciones en el MEM", de la Resolución CREG 157 de 2011, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

2.5. El Administrador del SIC suministrará la información que soporta todos los ítems de las facturas y de las liquidaciones.

2.6. El Administrador del SIC debe enviar a cada agente su información asociada, con la resolución señalada a continuación:

2.6.1. Soporte de factura y orden de pago - diario con resolución horaria.

2.6.2. Soporte de factura y orden de pago - mensual con resolución diaria.

2.6.3. Despacho real de cada contrato de energía a largo plazo por el vendedor y el comprador - diario con resolución horaria.

2.6.4. Despacho real de cada contrato de energía a largo plazo por el vendedor y el comprador - mensual con resolución diaria.

2.6.5. Reporte general de las transacciones por cada agente - diario con totales diarios.

2.6.6. Reporte general de las transacciones por cada agente - mensual con totales mensuales.

2.6.7. Reporte de lecturas crudas de contadores - diario con resolución horaria.

2.6.8. Reporte de energía de contadores - diario con resolución horaria.

2.6.9. Reporte de desviaciones y restricciones por agente - diario con resolución horaria.

2.6.10. Reporte de disponibilidad comercial por agente - diario con resolución horaria.

2.6.11. Reporte de desviaciones y restricciones por agente - mensual con resolución diaria.

2.6.12. Demanda real de energía y potencia por agente - diario con resolución horaria.

2.6.13. Demanda real de energía por agente - mensual con resolución diaria.

2.6.14. Demanda, generación y pérdidas acumuladas por agente - en un rango de tiempo menor a tres meses.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 2) (Fuente: R CREG 060/19, art. 31)

Función de demanda agregada y pérdidas (Anexo A-1)

Función: Demandas agregadas y pérdidas - SICDEMA

ARTÍCULO 2.2.3.1.1. Función: Demandas agregadas y pérdidas - SICDEMA. FUNCION: Demandas Agregadas y Pérdidas - SICDEMA

Esta función calcula la demanda real de cada comercializador involucrado en el proceso comercial (DmAc), calcula la demanda de cada área operativa (DmAe) necesaria para la 'Programación SIC (despacho ideal), evalúa las pérdidas del Sistema de Transmisión Nacional (STN) y distribuye estas pérdidas entre los comercializadores (PdrAc).

La demanda de los comercializadores y de cada área operativa se evalúa con base en las lecturas de sus contadores asociados. Cada contador perteneciente a una frontera comercial identifica a un agente exportador (IdSbmEx) y a un agente importador (IdSbmIm). El STN es el agente exportador cuando se trata de contadores que miden flujo entre ésta y otra red de menor voltaje y es agente importador cuando el contador mide flujo en sentido contrario.

Cada contador representa una medida de energia (MWh con dos cifras decimales) en el punto de medición. También, cada contador tiene asociado un factor (FacPdCtr), con base en el cual se podrá reflejar esta medida al nodo del STN mas cercano. Si el contador está localizado sobre el STN, este factor será igual a 1.0.

Con la evaluación de estos contadores se pueden obtener los valores independientes de demanda de energía de cada comercializador, los consumos de los agentes productores (generadores que toman energía de fuentes diferentes a la propia), generaciones de los generadores y demandas de las áreas operativas. En estos valores de demandas y generaciones están incluidas las pérdidas en las redes con niveles de tensión inferiores a 220 kV.

Las pérdidas en el STN se calculan con base en todos los contadores ubicados en fronteras comerciales, en los cuales el STN está involucrado como agente exportador o agente importador.

Para propósitos del SIC, la energía correspondiente a importaciones provenientes de agentes exportadores externos (Internacionales), a través de enlaces de interconexión, se consideran como generación medida en el punto de interconexión.

Asi mismo, la energía correspondiente a exportaciones con destino a agentes importadores externos a través de enlaces de interconexión, se considera como demanda del agente nacional que lo representa en ese punto de interconexión.

Cada comercializador asume en proporción a su demanda, una parte de las pérdidas de energía en el STN.

Una vez evaluada la distribución de pérdidas, se calcula la Demanda comercial de cada comercializador como la suma de la demanda propia (medida en sus fronteras) y su participación en las pérdidas del STN.

El cálculo de las demandas de comercializadores, el tratamiento de las pérdidas de distribución y el tratamiento de la generación embebida es el siguiente:

Donde:

A, B, C, G1 y G2: Generadores y comercializadores

Un comercializador está delimitado por un conjunto de fronteras comerciales entre las cuales se identifican fronteras de intercambio y fronteras de generación. Entre las fronteras de intercambio se identifican las fronteras con el STN, con base en las cuales se calculan las pérdidas de ésta red.

F1:	Energía exportada por A hacia la STN
F2:	Energía importada por A desde la STN
F3:	Energía importada por A desde B
F7:	Energía exportada por A hacia B
G1:	Energía exportada por el Generador-1
F11:	Energía importada por el Generador-1 (Demanda de G1)
G2:	Energía exportada por el Generador-2
F12:	Energía importada por el Generador-2 (Demanda de G2)

Entonces:

DMA = G1 + (F2+F3+F4) - (F1+F7+F9):	Demanda no ajustada de A
DMB = (F6+F7+F8) - (F3+F5+F10):	Demanda no ajustada de B
DMC = G2 + (F9+F10) - (F4+F8):	Demanda no ajustada de C
DMG1 = f11:	Demanda no ajustada de G1
DMG2 = f12:	Demanda no ajustada de G2

La demanda calculada de esta manera incluye el total de pérdidas en la red de transporte a nivel de tensión menor de 220 Kv. El comercializador debe asumir las pérdidas en niveles de tensión menores al STN asociadas a su demanda. Si para atender la demanda de un comercializador se pasa por las fronteras comerciales de otro comercializador, las pérdidas ocasionadas por este intercambio en las redes de transporte en que se encuentra el comercializador exportador deben ser asumidas por el comercializador importador en cada frontera.

Con base en lo anterior, la demanda de los comercializadores debe ser ajustada de la siguiente manera:

Cada uno de los flujos medidos en fronteras diferentes al STN entre comercializadores y consumos de generadores embebidos, debe ser referido a las fronteras del STN, aplicando factores mayores que 1.0. La diferencia entre el valor referido y el valor medido refleja las pérdidas en redes diferentes al STN asociadas a esta energía.

Cada una de estas medidas identifica o relaciona a dos comercializadores, un importador y otro exportador. Las pérdidas que esta energía ocasiona en las redes donde se encuentra el comercializador exportador se suman a la demanda del comercializador importador y se resta de la demanda del exportador en cada frontera. De esta manera se mantiene el balance de pérdidas en estas redes y por lo tanto de la demanda. En el caso del ejemplo anterior el tratamiento es el siguiente:

Medidas Referidas	Pérdidas Asociadas
F3R = @3*F3	F3P = F3R - F3
F4R = @4*F4	F4P = F4R - F3
F7R = @7*F7	F7P = F7R - F7
F8R = @8*F8	F8P = F8R - F8
F9R = @9*F9	F9P = F9R - F9
F10R = @10*F10	F10P = F10R - F10
f11R = @11*F11	f11P = f11R - f11
f12R = @12*F12	f12P = f12R - f12

Donde @ i: Factor mayor que 1 para referir la medida al nodo del STN mas cercano

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-1 - FUNCIÓN: DEMANDAS AGREGADAS Y PÉRDIDAS - SICDEMA)

ARTÍCULO 2.2.3.1.2. DEMANDAS AJUSTADAS.
DMAa = DMA + (F3P + F4P) - (F7P + F9P + f11P)

DMBa = DMB + (F7P + F8P) - (F3P + F10P)

DMCa = DMC + (F9P + F10P) - (F4P + F8P + f12P)

DMG1a = DMG1 + f11P

DMG2a = DMG2 + f12P

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-1 - DEMANDAS AJUSTADAS)

ARTÍCULO 2.2.3.1.3. GENERACIÓN EMBEBIDA.
Cuando la frontera que relaciona a un generador con un comercializador está ubicada sobre una red diferente al STN, se dice que esa unidad de generación está embebida en el comercializador.

La generación embebida (G1 en A y G2 en C) tienen el siguiente tratamiento:

El comercialziador anfitrión asumirá las pérdidas asociadas a la parte de la generación embebida en su sistema y que él requiera para atender su demanda, es decir, esta parte de la generación le será reconocida al generador en su punto de medida (lado de alta del transformador del generador).

De otro lado, si el valor total de la generación embebida es mayor que la demanda ajustada del comercializador anfitrión, el generador asumirá las pérdidas ocasionadas en la red donde se encuentra el comercializador anfitrión, asociadas a la energía no requerida por éste. Esto es equivalente a decir que el generador asume las pérdidas necesarias para colocar el excedente de su generación en las fronteras del STN.

Por lo tanto, en el ejemplo anterior esto se aplica de la siguiente manera:

SI ( G1 > DMAa ) Entonces:

G1P = @1 * (G1 - DMAa): Pérdidas en las redes de A asociadas al excedente de generación

DMAa = DMAa - G1P: Redefinición de la demanda ajustada

DMG1a = DMG1a + G1P: Demanda del Generador ajustada

FIN - SI

Donde @1: Factor menor que 1.0 para calcular las pérdidas en la red interna de A, debido al excedente de generación no requerido por este sistema.

Al generador 2 se le aplica un procedimiento similar.

Cuando hay mas de un generador embebido y hay exportaciones, a cada generador se le asigna un valor proporcional a su generación medida.

Estos valores de demandas y generaciones ajustadas serán los utilizados posteriormente como demandas y generaciones reales en los modulos de balances de contratos, evaluación de compras y ventas a la Bolsa y en los procesos de reconciliación y penalización.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-1 - GENERACIÓN EMBEBIDA)

ARTÍCULO 2.2.3.1.4. PÉRDIDAS EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL. Para evaluar las pérdidas reales en el STN es necesario contar con medidas en todos los puntos donde se relaciona esta red con niveles de tensión mas bajos a través de transformadores, es decir, todos los puntos de medida en los que el STN esta involucrado como área exportadora o área importadora.

El total de pérdidas en el STN está definido como la sumatoria de las inyecciones de energía al STN (flujos de baja a alta tensión), menos la sumatoria de los flujos que salieron del STN (flujos de alta a baja tensión).

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-1 - PÉRDIDAS EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL)

ARTÍCULO 2.2.3.1.5. FORMULACIÓN GENERAL. Energía medida por cada contador:

EgCtr_ih = FacCtr_i *FAcPdCtr_i *(LeCtr_ih - LeCtr_i(h-1))

ImAg_jh = åEgCtr_ih Para todos los Contadores en los que el Ag-j es importador

ExAg_jh = åEgCtr_ih Para todos los Contadores en los que el Ag-j es exportador

Demanda y Generación de cada Agente:

Si el Agente es un comercializador Entonces:

DmAg_ih = ImAg_ih - ExAg_ih

Si el Agente es Autoproductor (Consumidor y exportador a la vez) y su DmAg < 0) Entonces:

GenAg_ih = DmAg_ih

DmAg_ih = 0

Si el Agente es un Generador Entonces:

DmAg_ih = ImAg_ih

GenAg_ih = ExAg_ih

Análisis de la generación embebida.

Para todos los generadores embebidos en el mismo Agente comercializador se realiza el siguiente análisis:

DifDem_jh=(Gen_kh) -DmAg_jh Donde los Gen-k están embebidos en el Ag-j

Si (DifDem_jh > 0) Entonces:

PrdGen_ih = FacPdGen_i *DifDem_jh*GenAg_ih/Gen_kh

DmGen_ih = DmGen_ih+PdrGen_ih

DmAg_ih = DmAg_ih - PdrGen_ih

Pérdidas reales del STN

ImSTN_h = EgCtr_ih Para todos los Contadores en los que el STN es importador

ExSTN_hh = EgCtr_ih Para todos los Contadores en los que el STN es exportador

PrdSTN_h = ImSTN_h - ExSTN_h Para todos los Contadores en los que el STN es importador

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-1 - FORMULACIÓN GENERAL)

ARTÍCULO 2.2.3.1.6. TRATAMIENTO DE LAS PERDIDAS DEL STN EN EL SIC. Las pérdidas de referencia para el STN, se asignan en forma proporcional al consumo horario de cada comercializador.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-1 - TRATAMIENTO DE LAS PÉRDIDAS DEL STN EN EL SIC)

Unidad de medida de energía a utilizar para la evaluación de las transacciones comerciales en el mercado mayorista

ARTÍCULO 2.2.3.2.1. En los procesos para la evaluación de las transacciones comerciales en el mercado mayorista cada contador, perteneciente a una frontera comercial, representará una medida de energía, en el punto de medición, en kWh.

PARAGRAFO 1o. El administrador del SIC deberá adecuar sus sistemas de información, para realizar las liquidaciones de las transacciones en el mercado mayorista de acuerdo con lo dispuesto en el presente artículo, a más tardar el 29 de febrero del año 2000.

(Fuente: R CREG 084/99, art. 1)

Función de disponibilidad (Anexo A-2)

ARTÍCULO 2.2.4.1. Función de disponibilidad (Anexo A-2). El objetivo es calcular la disponibilidad comercial, la cual es utilizada para ejecutar el despacho ideal.

A partir de la disponibilidad real y de la disponibilidad declarada se calcula la disponibilidad comercial.

La disponibilidad real corresponde a la disponibilidad promedio calculada a partir de la fecha de los eventos que modifican la disponibilidad de las unidades de generación de los generadores (AAAA.MM.DD.HHMM) así como de la disponibilidad reportada al CND al ocurrir el cambio de estado de una unidad

Se Identifican varios procesos dependiendo del estado de la máquina. Uno para unidades en falla, otro para unidades sin falla y un tercero para indisponibilidades parciales.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-2 - FUNCION DE DISPONIBILIDAD)

ARTÍCULO 2.2.4.2. CONSIDERACIONES. El SIC dispone de la siguiente información:

Disponibilidades reales horarias AAi,p, evaluadas por el CND a partir de los eventos y cambios de estados de generación reportados por los sistemas y que no consideran variables tales como tasas de toma de carga, tiempos requeridos para que la máquina pase de frio a caliente, etc. y tienen en cuenta si la indisponibilidad fue ocasionada por fallas externas a la máquina. ( CND ordeno el disparo o el disparo se ocasionó por fallas en el sistema de transmisión, o su salida fue ocasionada por un evento de generación en otra unidad del sistema ).

Banderas asociadas a nivel horario del estado de la unidad, tales como: Estado = (i: Indisponible, D: Disponible) y Tipo de Falla ( TF = "Interna" o TF = "Externa" )

Variables intermedias para el cálculo de disponibilidad, utilizadas el día o días anteriores SUAAi,p.

Generaciones reales a nivel horario. AAi,p

Disponibilidad Declarada a nivel horario. SAAi,p

Disponibilidad Comercial a nivel horario. SRAAi,p

* Velocidad de toma de carga. LRj

* Carga Sincronizante. SRj

* Capacidad Efectiva neta de la máquina. GUMCi

* Tfrio_caliente: Tiempo minimo requerido para sincronizar una unidad al sistema luego de superada una falla.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-2 - CONSIDERACIONES)

ARTÍCULO 2.2.4.3. PROCEDIMIENTO. Descripción.

Se parte de la disponibilidad real para todas las unidades y todos los periodos horarios.

Se chequea la disponibilidad y el estado de la unidad en el período horario analizado.

Si la unidad está disponible se valida si en los períodos previos la unidad tiene activada la bandera de falla. Los períodos previos analizados son tales que estan comprendidos entre el período analizado y un tiempo requerido para que la unidad pase de frío a caliente mas una hora adicional.

Si se encuentra la bandera de falla activada en los periodos previos, recalcula la disponibilidad desde el periodo siguiente al de falla ( k+1 ) hasta el periodo actual así:

si ( p - k ) <= Tfrio_caliente

La disponibilidad Comercial será

SUAAi,p = 0

SAAi,p = 0

SRAAi,p = 0

si ( p - k ) > Tfrio_caliente

La disponibilidad comercial será

SUAAip = ( SRj + LRj )

SRAAi,p = ( SRj + LRj )/2

Si la disponibilidad calculada es mayor que la disponibilidad declarada, la disponibilidad comercial se iguala a la Diponibilidad declarada y se chequea contra la capacidad efectiva neta máxima de la maquina.

Si SRAAi,p > SAAi,p

SRAAi,p = SAAi,p

Si SRAAi,p > GUMCi

SRAAi,p = GUMCi

SUAAi,p = GUMCi

* Si la unidad está indisponible ( Bandera de falla activada y Tipo de Falla = "Interna" Disponibilidad real 0 )

SRAAi,p = 0

* Si la unidad está indisponible (Bandera de falla activada y Tipo de Falla = "Externa")

SRAAi,p = SRAAi,p -1 (Disponibilidad comercial previa a la falla)

Si la unidad no esta en falla según la disponibilidad real

SUAAi,p = AAi,p

SRAAi,p = AAi,p

Si SAAi,p < SRAAi,p

SRAAi,p = SAAi,p

En todos los casos cuando se observa un cambio de disponibilidad al pasar la unidad de un valor de disponibilidad diferente de cero a otro también diferente de cero.

Si la disponibilidad se reduce (AAi,p < SRAAi,p-1 )

SRAAi,p = AAi,p

Si la disponibilidad declarada es mayor que la disponibilidad real

Si SAAi,p > AAi,p

SRAAi,p = AAi,p

Si la disponibilidad declarada es menor que la disponibilidad real

Si SAAi,p < AAi,p

SRAAi,p = SAAi,p

Cuando se incrementa la disponibilidad ( Para AAi,p > SRAAi,p-1 > 0 )

Para incrementos de disponibilidad se recalcula la disponibilidad del periodo a partir de la disponibilidad de la variable intermedia en el periodo (i-1) y considerando la rata de toma de carga, y se valida con la disponibilidad Declarada.

SUAAi,p = SUAAi,p-1 + LRi

SRAAi,p = (SUAAi,p-1 + SUAAi,p)/2

Si la disponibilidad calculada es mayor que la disponibilidad Declarada AAi,p

SRAAi,p = SAAi,pi

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-2 - PROCEDIMIENTO)

Función: Liquidación de transacciones - SICLIQU (Anexo A-3)

ARTÍCULO 2.2.5.1. Función: Liquidación de transacciones - SICLIQU (Anexo A-3). FUNCION: Liquidación de transacciones - SICLIQU

Esta función tiene por objeto lo siguiente:

Asignar los contratos de energía a largo plazo entre los generadores y comercializadores registrados ante el Administrador del SIC, de acuerdo con las condiciones de la demanda comercial (Demanda real afectada con pérdidas internas y pérdidas del STN).

Determinar los pagos en la Bolsa correspondientes a las compraventas de energía de los comercializadores cuando se presentan diferencias entre sus contratos de energía a largo plazo y la demanda real.

Calcular los pagos o recibos de dinero para los miembros que representan las interconexiones internacionales, debidos a las transferencias de energía que se presentan a través de los enlaces internacionales de interconexión.

Determinar los pagos a efectuar a los generadores registrados ante el Administrador del SIC que no están despachados centralmente, por concepto de energía generada y no contratada.

Determinar los pagos y cobros a los generadores por concepto de desviaciones del programa y por las compras o ventas a la bolsa de energía.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-3 - FUNCION: LIQUIDACIÓN DE TRANSACCIONES - SICLIQU)

Función precio en la Bolsa de Energía (Anexo A-4)

Función precio en la Bolsa de Energía - SICPREC

Introducción

ARTÍCULO 2.2.6.1.1.1. Introducción.

Con esta función se calcularán los Precios en la Bolsa de Energía a partir del Despacho Ideal, estableciendo un precio único para cada mercado según la demanda que se atienda: Demanda Total Doméstica, Demanda Total Doméstica más Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado, y Demanda Total Doméstica más Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más Demanda No Doméstica, en cada período horario, sin considerar los precios de oferta de plantas inflexibles.

EN LA FUNCIÓN SICPREC SE REALIZARÁN LOS SIGUIENTES PROCESOS:

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-4 - FUNCIÓN PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA - SICPREC) (Fuente: R CREG 011/10, art. 2)

En la función SICPREC se realizarán los siguientes procesos

ARTÍCULO 2.2.6.1.2.1. IDENTIFICACIÓN DE PLANTAS INFLEXIBLES. En la declaración del día anterior al despacho, cada generador notificará las inflexibilidades en la operación de sus unidades generadoras. Sin embargo, durante el proceso de ejecución de la programación, pueden aparecer inflexibilidades adicionales, las cuales pueden ocurrir porque una unidad puede estar programada en tal forma que es incapaz de cambiar su generación para suministrar demanda adicional incremental (variación positiva o negativa) al sistema y por lo tanto no entrará en el cálculo de los Precios en la Bolsa de Energía, excepto cuando la unidad esté programada en su disponibilidad declarada o comercial, según el caso, y la misma pueda tener una variación negativa.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-4 - IDENTIFICACIÓN DE PLANTAS INFLEXIBLES) (Fuente: R CREG 011/10, art. 2)

ARTÍCULO 2.2.6.1.2.2. DETERMINACIÓN DEL PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA. Para determinar los Precios en la Bolsa de Energía se procederá en la siguiente forma:

a) Se tomará la generación del Despacho Ideal para la atención de la Demanda Total Doméstica más la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más la Demanda No Doméstica.

b) Con los resultados del literal a., para cada hora se ordenarán las plantas despachadas de acuerdo con las ofertas de precios a la Bolsa de Energía de menor a mayor.

c) El Máximo Precio Ofertado horario, MPO, para el mercado internacional (Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más Demanda No Doméstica) y el mercado nacional (Demanda Total Doméstica) se determinará de la siguiente forma:

-- Para el mercado que atiende Demanda Total Doméstica más Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más Demanda No Doméstica el MPOK corresponderá al precio ofertado a la Bolsa de Energía de la última planta requerida para atender la Demanda Total Doméstica más Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más Demanda No Doméstica, que no sea inflexible, resultante del ordenamiento planteado en el literal b).

-- Para el mercado que atiende Demanda Total Doméstica más Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado MPOI corresponderá al precio ofertado a la Bolsa de Energía de la última planta requerida para atender la Demanda Total Doméstica más Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado, que no sea inflexible, resultante del ordenamiento planteado en el literal b).

-- Para el mercado que atiende Demanda Total Doméstica el MPON se determina con el ordenamiento de las plantas del literal b) y se tomará el precio ofertado por la última planta requerida para atender la Demanda Total Doméstica, que no sea inflexible.

d) Se determinarán los valores adicionales (I) para los mercados nacionales e internacionales de la siguiente forma:

- Para atención de la Demanda Total Doméstica, el Valor Adicional para la Demanda Total Doméstica (I_N) se calculará conforme a la siguiente ecuación:

Donde:

D_N,i Demanda Total Doméstica en la hora i.

DF_N,j Costos no cubiertos por concepto de arranque y parada de la planta j para atender Demanda Total Doméstica.

DI_N,j Costos no cubiertos por concepto de generación ideal en condición inflexible de la planta j para atender Demanda Total Doméstica.

NP Número de plantas térmicas.

Par_j,z Precios de oferta de arranque-parada z de la planta j.

l Número de arranques de la planta j. 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.

GF_N,j,i Variable igual a 0 si la planta j es inflexible en la hora i, en caso contrario es igual a la Generación ideal de la planta j en la hora i para atender Demanda Total Doméstica.

MPO_N,i Máximo Precio de Oferta para atender la Demanda Total Doméstica en la hora i.

Pof_j Precio ofertado a la Bolsa de Energía por la planta j.

GI_N,_j,i Si la planta j es inflexible en la hora i la variable es igual a la Generación ideal de la planta j en la hora i para atender Demanda Total Doméstica. En caso contrario es igual a 0. Si la planta j en la hora i se encuentra en pruebas solicitadas por los agentes y toda la generación ideal de la planta corresponde a generación en pruebas (MinIdeal_u) este valor es cero. En caso de que la planta en pruebas no tenga asociada toda su generación ideal en pruebas y la planta j sea inflexible en la hora i, esta variable será igual a la siguiente expresión:

Donde:

G_N,j,i: Generación ideal de la planta j para atender la Demanda Total Doméstica en la hora i

MinIdeal_u: Cantidad mínima a programar en el Despacho Ideal para la unidad u en pruebas de la planta j

TUP: Total de unidades en pruebas de la planta j

RP_j Precio de Reconciliación Positiva calculado para la planta j sin incluir los costos de arranque y parada.

DI_j Costos no cubiertos por concepto de generación ideal en condición inflexible de la planta j.

GI_I,j,i Si la planta j es inflexible en la hora i la variable es igual a la Generación ideal de la planta j en la hora i para atender la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado. En caso contrario es igual a 0. Si la planta j en la hora i se encuentra en pruebas solicitadas por los agentes y toda la generación ideal de la planta corresponde a generación en pruebas (MinIdeal_u) este valor es cero. En caso de que la planta en pruebas no tenga asociada toda su generación ideal en pruebas y la planta j sea inflexible en la hora i, esta variable será igual a la siguiente expresión:

Si
Si
Si

Donde:

G_T,j,i: Generación ideal de la planta j para atender la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado en la hora i

GI_K,j,i Si la planta j es inflexible en la hora i la variable es igual a la Generación ideal de la planta j en la hora i para atender la Demanda no Doméstica. En caso contrario es igual a 0. Si la planta j es la hora i se encuentra en pruebas solicitadas por los agentes y toda la generación ideal de la planta corresponde a generación en pruebas (MinIdeal_u) este valor es cero. En caso de que la planta en pruebas no tenga asociada toda su generación ideal en pruebas y la planta j sea inflexible en la hora i, esta variable será igual a la siguiente expresión:

Dónde:

G_I,j,i: Generación ideal de la planta j para atender la Demanda no Doméstica en la hora i

MPO_I,i Máximo Precio de Oferta para atender Demanda Total Doméstica más la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado en la hora i.

MPO_K,i Máximo Precio de Oferta para atender Demanda Total Doméstica más la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más la Demanda no Doméstica en la hora i.

W_j Porcentaje de la generación ideal de la planta j que atiende la Demanda Total Doméstica.

G_N,_j,i Generación ideal de la planta j para atender la Demanda Total Doméstica en la hora i.

G_j,i Generación ideal de la planta j en la hora i.

En el caso en que la Generación ideal de la planta j en el día sea igual a cero, el porcentaje de la generación ideal de la planta j que atiende la Demanda Total Doméstica (W_j) será igual a cero.

- Para atención de la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y/o la Demanda No Doméstica, el Valor adicional para la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y/o la Demanda No Doméstica (I_I) se calculará conforme a la siguiente ecuación:

Donde:

D_I,i Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más Demanda No Doméstica en la hora i.

DF_I+K,j Costos no cubiertos por concepto de arranque y parada de la planta j para atender la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y la Demanda no Doméstica.

DI_I+K,j Costos no cubiertos por concepto de generación ideal en condición inflexible de la planta j para atender la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y la Demanda no Doméstica.

NP Número de plantas térmicas.

Par_j,z Precios de oferta de arranque-parada z de la planta j.

l Número de arranques de la planta j. Si el arranque de la planta j se requiere únicamente para cumplir la generación en pruebas solicitadas por los agentes en los periodos siguientes al arranque, no se tiene en cuenta el arranque.

GF_I,j,i Variable igual a 0 si la planta j es inflexible en la hora i, en caso contrario es igual a la Generación ideal de la planta j en la hora i para atender la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado.

MPO_I,i Máximo Precio de Oferta para atender Demanda Total Doméstica más la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado en la hora i.

Pof_j Precio ofertado a la Bolsa de Energía por la planta j.

GF_K,j,i Variable igual a 0 si la planta j es inflexible en la hora i, en caso contrario es igual a la Generación ideal de la planta j en la hora i para atender la Demanda no Doméstica.

MPO_K,i Máximo Precio de Oferta para atender Demanda Total Doméstica más la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más la Demanda no Doméstica en la hora i.

DI_j Costos no cubiertos por concepto de generación ideal en condición inflexible de la planta j.

W_j Porcentaje de la generación ideal de la planta j que atiende la Demanda Total Doméstica.

En el caso en que la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más Demanda No Doméstica en el día sea igual a cero, el Valor adicional para la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y/o la Demanda No Doméstica (I_I) será igual a cero.

e) Se determinará el Precio de Bolsa para cada mercado, de la siguiente forma:

-- Para atender Demanda Total Doméstica, se aplicará la siguiente ecuación, para cada hora i:

-- Para atender Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado, se aplicará la siguiente ecuación, para cada hora i:

-- Para atender Demanda No Doméstica, se aplicará la siguiente ecuación, para cada hora i:

Donde:

PBN,i Precio en la Bolsa de Energía para la Demanda Total Doméstica en la hora i.

PBI,i Precio en la Bolsa de Energía para la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado en la hora i.

PBK,i Precio en la Bolsa de Energía para la Demanda no Doméstica en la hora i.

MPON,i Máximo Precio Ofertado para la Demanda Total Doméstica en la hora i.

MPOI,i Máximo Precio Ofertado para Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado.

MPOK,i Máximo Precio Ofertado para Demanda no Doméstica en la hora i.

IN Valor adicional para la Demanda Total.

II Valor adicional para la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y Demanda No Doméstica.

La oferta de precios en la Bolsa de Energía se hará de acuerdo con la Resolución CREG-055 de 1994 (o demás normas que la modifiquen o sustituyan). Sin embargo, para verificar si las cotizaciones de los generadores siguen el criterio definido en la resolución mencionada, la Comisión tomará en cuenta que los precios ofertados serán flexibles e incluirán el efecto de la incertidumbre y las diferencias de percepción de riesgos de los generadores.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-4 - DETERMINACIÓN DEL PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA) (Fuente: R CREG 044/20, art. 3) (Fuente: R CREG 110/14, art. 1) (Fuente: R CREG 011/10, art. 2)

Función reconciliación (Anexo A-5)

ARTÍCULO 2.2.7.1. FUNCION: RECONCILIACIÓN - SICRECO. Esta función tiene por objeto efectuar la compensación (positiva o negativa) que se debe aplcar a los Generadores para cada uno de sus recursos ofertados, debido a las diferencias entre el despacho ideal, con base en el cual se atienden los contratos de energía a largo plazo y la generación real

De otro lado, también se cuantifica la desviación que presentan los Generadores de su generación real, con respecto a su generación programada (dada en el Redespacho) por cada recurso ofertado, la cual genera un cobro al generador, si este generador no ha participado como regulador ante el CND en la hora en proceso y se encuentra por fuera de un rango de tolerancia previamente determinado.

La diferencia entre el despacho ideal y el despacho programado representa los sobrecostos inevitables de la operación al tener en cuenta las restricciones normales o eventuales del Sistema Interconectado Nacional (restricciones eléctricas, reserva rodante, reserva para regulación de frecuencia y tensión, etc. ).

Puesto que la asignación de contratos de energía a largo plazo y las transacciones de energía en la bolsa para satisfacer la demanda, se realizan con base en el despacho ideal, es necesario evaluar la compensación (positiva o negativa) que se debe hacer a los generadores, ya que ellos generan de acuerdo con el despacho programado por el CND, con las restricciones.

Esta compensación en cada caso, se paga al precio de reconciliación, que está definido como el precio de oferta horario de cada recurso.

Adicionalmente y como un subproducto de esta operación, también se determinan los sobrecostos operativos por las restricciones, calculados como la sumatoria algebraica de los pagos y cobros de reconciliación.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-5 - - FUNCIÓN: RECONCILIACIÓN - SICRECO)

ARTÍCULO 2.2.7.2. CALCULO DE LA RECONCILIACIÓN. Si para un generador su producción real excede a la generación del despacho ideal, la cuenta de éste por restricciones se incrementará y la de restricciones del sistema se decrementará, con el valor correspondiente a esta diferencia, liquidada al precio de reconciliación del generador.

REC = PR * (G.Real - G.Ideal)

Si para un generador su producción real es inferior a la generación del despacho ideal, la cuenta de éste por restricciones se decrementará y la de restricciones del sistema se incrementará, con el valor correspondiente a esta diferencia, liquidada al precio de reconciliación del generador.

REC = PR * (G.Ideal - G.Real)

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-5 - CÁLCULO DE LA RECONCILIACIÓN)

ARTÍCULO 2.2.7.3. CALCULO DE LA DESVIACIÓN. Si la generación real está por fuera de la franja de tolerancia de desviación aplicada al despacho programado (resultado del despacho programado o redespacho, según corresponda) de cada unidad o planta ofertada, según lo definido en el numeral 1.1.5 del Anexo A de la presente resolución, el generador deberá retribuir a la cuenta por pago de desviaciones el valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y los siguientes precios de la Bolsa de Energía:

a) Si la planta de generación o la unidad, aparece en el despacho ideal para cubrir exclusivamente demanda comercial nacional:

b) Si la planta de generación o la unidad, aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial de Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE):

c) Si la planta de generación o la unidad, aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial internacional:

d) Si la planta de generación o la unidad, no aparece en el despacho ideal:

Si la generación real está dentro de la franja de tolerancia de desviación, definida en el numeral 1.1.5 del Anexo A de la presente resolución, a las unidades o plantas ofertadas de este generador no se le evalúa su desviación. Así mismo, tampoco se evalúa la desviación si la unidad de generación o planta de acuerdo con la oferta, participó como regulador en la operación del sistema.

Donde:

Pof	Precio de Oferta ($/MWh)
PBN	Precio de Bolsa para transacciones nacionales ($/MWh)
PBT	Precio de Bolsa para Transacciones internacionales de Electricidad (TIE) ($/MWh)
PBI	Precio de Bolsa para transacciones internacionales (exportaciones) ($/MWh)
G. Real	Generación Real (MWh)
G. Prog	Generación Programada (resultado del Redespacho) (MWh)
DSV	Desviación ($)

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-5 - CÁLCULO DE LA DESVIACIÓN) (Fuente: R CREG 060/19, art. 32) (Fuente: R CREG 112/98, art. 13)

ARTÍCULO 2.2.7.4. RECONCILIACIÓN Y PAGO DE DESVIACIONES. La sumatoria de los pagos de reconciliación - SUM (REC) y de la sumatoria de los pagos de desviaciones SUM (DSV), se repartirán de acuerdo con lo definido en el Anexo A numeral 1.1.5 y 1.1.6 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-5 - RECONCILIACIÓN Y PENALIZACIONES) (Fuente: R CREG 060/19, art. 33)

Procedimientos de liquidación de cuentas (Anexo B)

Facturación, cobranzas y liquidación de los contratos de energía

ARTÍCULO 2.2.8.1.1. Facturación, cobranzas y liquidación de los contratos de energía. Este proceso es ejecutado por los agentes participantes en cada contrato. El Administrador del SIC reporta a los contratantes, para cada contrato, la relación del contrato asignado horariamente, el cual sirve como soporte para el proceso de facturación entre los contratantes.

La información de las cantidades asignadas en los contratos se reporta a la CREG cuando esta la solicite.

Los contratos de energía son contratos entre generadores y comercializadores, y por lo tanto la facturación, forma de pago y cobro deben ser convenidos entre las partes y no son responsabilidad del Administrador del SIC.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 1)

Facturación, cobranzas y liquidación en la Bolsa de Energía

Introducción

ARTÍCULO 2.2.8.2.1.1. Introducción. El proceso de facturación correspondiente a las transacciones en la Bolsa de Energía se realiza mensualmente dentro de los primeros diez (10) días hábiles del mes siguiente. A este efecto el Administrador del SIC actúa como mandatario, interviniendo en los procesos de emisión de facturas, liquidaciones y cobranzas por cuenta y orden de los agentes del mercado mayorista, según los procedimientos definidos en la presente resolución.

En caso que el Administrador del SIC no expida las facturas y liquidaciones correspondientes dentro del plazo estipulado, se reportará a la CREG este incumplimiento para que determine las acciones correspondientes.

Dado que las transacciones en la Bolsa de Energía no están determinadas entre los diferentes agentes, para las deudas que cada agente tenga con el resto de los participantes en las transacciones de cada mes se aplica el criterio de proporcionalidad.

Este sistema de facturación implica que cada comprador en el mercado es deudor para con cada agente que resulte vendedor, en forma proporcional a su participación en las compras. Este sistema centralizado asegura que los pagos se efectúen e imputen guardando el criterio de proporcionalidad, conforme a que los deudores paguen sus deudas.

Por lo tanto, el Administrador del SIC administra el sistema de cobranzas centralizado y el sistema de abono de deudas asociado a las transacciones en la Bolsa de Energía.

El caso de rechazo o glosa de la factura o liquidación, la empresa deberá notificarlo por escrito dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de recibo de la factura.

La factura o liquidación se podrá rechazar únicamente en los casos de tachaduras, enmendaduras, facturas presentadas en fotocopias o inexistencia de documentos soporte.

En caso de que el rechazo de la factura sea procedente, inmediatamente se refacturará con las correcciones solicitadas.

La factura o liquidación se podrá glosar cuando se presenten errores aritméticos, fecha de vencimiento incorrecta y conceptos incorrectos. Se debe señalar claramente el valor y la razón por la cual se va a glosar.

La factura o liquidación en la parte no glosada seguirá su tramite normal de pago, manteniendo vigente su fecha de vencimiento.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2)

Información necesaria para facturar

ARTÍCULO 2.2.8.2.2.1. RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN. Es responsabilidad de cada uno de los agentes del mercado mayorista suministrar al Administrador del SIC toda la información necesaria para realizar el proceso de facturación dentro de los tiempos y modos que este determine.

También, los agentes del mercado mayorista se obligan a notificar en el menor tiempo, cualquier error por ellos detectado en el software del SIC.

El Administrador del SIC es responsable de elaborar con dicha información una base de datos centralizada, confiable y auditable a satisfacción de los agentes del Mercado Mayorista.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2.1.1)

ARTÍCULO 2.2.8.2.2.2. INFORMACIÓN DE COMERCIALIZADORES. Los comercializadores que tengan contratos de energía a largo plazo o sean agentes del Mercado Mayorista, informan diariamente con resolución horaria la curva de carga del día anterior.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2.1.2)

ARTÍCULO 2.2.8.2.2.3. INFORMACIÓN DE GENERADORES. La información a utilizar en el caso de los generadores está conformada por la información horaria consolidada por el Administrador del SIC, con base en la información diaria con resolución horaria de la generación del día anterior para cada una de las plantas o unidades de generación, de acuerdo con el Código de Redes. Si se presentan desacuerdos sobre las mediciones de las partes, una vez resueltos estos, se actualizan los cálculos y se realizan las facturaciones necesarias. Esta rectificación se efectúa en el siguiente proceso de facturación.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2.1.3)

ARTÍCULO 2.2.8.2.2.4. INFORMACIÓN FALTANTE. Si dentro de los plazos establecidos, para realizar la facturación, no se tiene la información completa para este proceso, el Administrador del SIC procede a completar los datos faltantes con la mejor información a su alcance. Esta situación se comunica en los documentos que soportan las transacciones comerciales del respectivo mes.

Cualquier rectificación de los datos estimados por el Administrador del SIC, se realiza en el proceso de facturación del mes en que se presente la rectificación, identificando la causa o causas de ésta.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2.1.4)

Liquidación de transacciones

ARTÍCULO 2.2.8.2.3.1. RESULTADO DE LAS TRANSACCIONES. El Administrador del SIC envía mensualmente las transacciones que resultan en la Bolsa de Energía correspondientes a cada uno de los agentes participantes del mercado. Para los agentes que tengan contratos de energía a largo plazo vigentes en la facturación mensual se les reporta la asignación del contrato en forma horaria.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2.2.1)

ARTÍCULO 2.2.8.2.3.2. DOCUMENTO DE LAS TRANSACCIONES ECONÓMICAS. Las facturas emitidas por el Administrador del SIC y las órdenes de pago van acompañadas con la relación de las transacciones diarias realizadas por el agente.

Esta información se presenta en forma discriminada para las compras y para las ventas para cada agente comercial.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2.2.2)

Facturación

ARTÍCULO 2.2.8.2.4.1. FACTURACIÓN DE LAS OPERACIONES DE COMPRA/VENTA EN EL MERCADO. Las facturas expedidas por el Administrador del SIC para los agentes del mercado deben cumplir con todos los requisitos definidos en el Código de Comercio para las facturas comerciales.

Cuando se realicen procesos de facturación correspondientes a períodos anteriores al último mes, la facturación de esos servicios incluye el interés correspondiente a los cambios en los valores facturados, aplicable a partir de la fecha del vencimiento original del mes que se este actualizando.

La tasa de interés será igual a la tasa de Depósitos a Término Fijo (DTF) certificada por el Banco de la República correspondiente al último día hábil del mes respectivo. La aplicación de la tasa de interés se debe efectuar de la siguiente manera:

- Para el período entre la fecha del vencimiento original del mes que se está actualizando y el mes de emisión de la factura de actualización se utilizan las tasas DTF mensuales del último día hábil de los meses existentes durante el período.

- Para el período entre el mes de emisión de la factura y el vencimiento se utiliza la DTF del último día hábil del mes anterior al de expedición de la factura.

El dinero por los intereses se transfieren en forma proporcional a los agentes que deben recibir el dinero por esta situación en los plazos determinados para que el Administrador del SIC efectúa las transferencias de pago.

El Administrador del SIC remite a cada agente del mercado mayorista, por medio de FAX o Correo Electrónico, según se acuerde con cada uno, las respectivas facturas (a deudores) y liquidaciones (a los acreedores). Esta fecha es válida como fecha de expedición de la factura. Simultáneamente, envía por correo certificado los documentos originales.

En el SIC se permite que se realice el cruce de cuentas dentro del mes de liquidación para las compras y ventas del mismo agente, es decir, el Administrador del SIC envía el reporte del total de ventas mensuales y de compras mensuales de cada agente, y presenta el neto como valor a facturar o liquidar. El agente generador y comercializador de una misma empresa se tratan en forma independiente.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2.3.1)

ARTÍCULO 2.2.8.2.4.2. PLAZOS GARANTIZADOS DE PAGO Y APLICACIÓN DE PAGOS. El vencimiento de las facturas emitidas por el ASIC será el quinto día hábil posterior a la emisión de la Facturación Mensual. El mismo plazo se aplicará a las notas de ajuste emitidas por el ASIC que estén en firme a la fecha de emisión de la Facturación Mensual. Para el efecto, al finalizar el día del vencimiento el ASIC deberá tener disponibles y efectivos los recursos de los pagos efectuados por los agentes; en caso contrario se entenderá que no se ha realizado el pago.

Los agentes deberán utilizar los procedimientos de pago que indique el ASIC. Además, a más tardar el día hábil siguiente al pago deberán suministrar la información que requiera el ASIC sobre el abono efectuado, utilizando los medios que este defina.

El no pago de la factura o de las notas de ajuste en la fecha señalada dará lugar a que el ASIC aplique el máximo interés moratorio permitido por la ley sobre los saldos pendientes de pago. El ASIC informará a los agentes acreedores de dichos dineros el valor que se cause por ese concepto. Cuando se reciba el pago de estos intereses, se procederá a la entrega proporcional a los agentes beneficiarios de las respectivas cuentas.

Los pagos que realicen los agentes se aplicarán primero a la cancelación de intereses de mora y luego al valor del capital considerando la antigüedad de los vencimientos.

El ASIC reconocerá intereses calculados con el máximo interés moratorio permitido por la ley si, por causas imputables a su gestión, no distribuye los recaudos dentro del plazo previsto en la regulación vigente. El no distribuir los recaudos dentro del plazo previsto no se considerará imputable al ASIC cuando por falta de información no sea posible aplicar los pagos.

Si una vez aplicado lo establecido en el artículo 21 de la Resolución CREG 081 de 2007, o aquellas que la sustituyan o modifiquen, resulta un saldo de rendimientos financieros sobre los recaudos efectuados, el ASIC lo distribuirá entre los agentes beneficiarios de esos pagos, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha del cálculo de que trata el citado artículo.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2.3.2) (Fuente: R CREG 157/11, art. 24)

ARTÍCULO 2.2.8.2.4.3. COBRANZAS A LOS DEUDORES. El Administrador del SIC presta el servicio de cobranza en el mercado mayorista, que incluye todos los pagos que se efectúen, exceptuando los que correspondan a la ejecución de contratos de energía a largo plazo entre generadores y comercializadores.

Para el efecto del pago de las obligaciones de los agentes del mercado mayorista, el Administrador del SIC ofrece a los agentes la transferencia a las cuentas bancarias habilitadas para este único efecto por el Administrador del SIC.

Si se realizan pagos parciales de las facturas, los valores faltantes causan intereses de Mora.

Se conviene que la constitución en mora en las transacciones de la bolsa de energía, no requiere pronunciamiento judicial, y que bastará para ello certificación expedida, de oficio o a petición de parte, por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, en la que conste:

a) Que una obligación para cuyo cumplimiento se había pedido la ayuda del Administrador del SIC, y cuyo cumplimiento era indispensable, según las reglas y costumbres, para que un acto o contrato sobre energía produjera sus efectos naturales, no tuvo cumplimiento dentro del término estipulado;

b) Que una obligación para cuyo cumplimiento se había pedido la ayuda del Administrador del SIC, y cuyo cumplimiento era indispensable, según las reglas y costumbres, para que un acto o contrato sobre energía produjera sus efectos naturales, no tuvo cumplimiento dentro del término en el que éste habría sido económicamente útil y físicamente posible;

c) Que cualquiera otra obligación, cuyo cumplimiento era indispensable para que un acto o contrato sobre energía produjera sus efectos naturales, y directamente relacionada con una para cuyo cumplimiento se había pedido la ayuda del Administrador del SIC, no tuvo cumplimiento en la forma convenida o acostumbrada por las partes; o en la forma que, a falta de convención o costumbre de las partes, la cumplen por costumbre otras empresas que usan los servicios del Administrador del SIC; o en la forma que, si no son aplicables los criterios anteriores, debería haberse cumplido para que el Administrador del SIC cumpliera mejor sus funciones.

El Administrador del SIC debita y cobra los intereses de Mora por cuenta y orden de los acreedores. Los importes cobrados por este concepto se depositan en las cuentas bancarias reportadas por los acreedores en los plazos y condiciones que se señalan en la presente resolución.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2.3.3)

ARTÍCULO 2.2.8.2.4.4. PAGOS A LOS AGENTES DEL MERCADO MAYORISTA. Los ingresos provenientes de los recaudos por concepto de transacciones en la bolsa de energía, se distribuirán, cuando el agente comunique vía FAX, o por cualquier otro medio de comunicación, del pago de las facturas; el Administrador del SIC se obligará dentro de los tres (3) días hábiles siguientes a la fecha de aviso de la respectiva consignación, siempre y cuando la transacción bancaria efectivamente se haya realizado, a transferir a los agentes vendedores en las proporciones respectivas los dineros recaudados. Durante este plazo estos dineros no generan ningún interés, ya que se consideran en el tiempo asignado para la operatividad del Administrador del SIC. La distribución entre los acreedores, de cada cobro efectuado por el Administrador del SIC, se realiza conforme a la proporcionalidad de las acreencias individuales con respecto de las totales correspondientes a cada mes.

Las acreditaciones realizadas se aplican respetando las proporcionalidades correspondientes a cada período, en primer término a la cancelación de los intereses devengados a la fecha de cobro. El remanente se imputa al capital. De existir saldos correspondientes a distintos períodos mensuales la aplicación se realiza en todos los casos a partir del más antiguo.

Para asignar un pago a un agente del mercado mayorista se requiere que éste se encuentre a paz y salvo con el Administrador del SIC. En caso de no estar a paz y salvo las acreditaciones que le correspondieren se consideran automáticamente como pago de sus obligaciones con la bolsa de energía.

El Administrador del SIC hace efectivas las garantías a partir del incumplimiento del agente deudor. Si la garantía no cubre la totalidad de la deuda del agente comprador, el Administrador del SIC reporta a la CREG y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios el incumplimiento. Si al primer día hábil del mes siguiente al vencimiento de la factura el agente no ha efectuado el pago completo de su obligación, el Administrador del SIC oficiará y solicitará inmediatamente a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios la investigación e imposición de las sanciones a que hubiere lugar, sin perjuicio de las acciones legales que promueva el Administrador del SIC. En este caso, la empresa incumplida deberá además reembolsar los gastos en que se incurra para el cobro efectivo de las obligaciones pendientes.

Todos los agentes del Mercado Mayorista asumen el riesgo de las cuentas por transacciones en la bolsa de energía no cubiertas por garantías. En este caso la cartera se comparte entre los demás agentes comercializadores y generadores en forma proporcional a las transacciones en bolsa en los meses no cubiertos por las garantías, sin perjuicio de que el deudor incumplido asuma plenamente su responsabilidad.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2.3.4)

Resultados de despachos

ARTÍCULO 2.2.8.3.1. RESULTADOS DE DESPACHOS. Los resultados del Despacho Económico y del Despacho Ideal, serán los calculados por el CND y el ASIC, respectivamente.

Las liquidaciones de la Bolsa de energía tendrán carácter independiente por mes. Por tal razón, de requerirse algún ajuste al Despacho Ideal por reclamaciones, se considerarán exclusivamente las liquidaciones que resulten de los despachos ideales del mes correspondiente a la fecha de la reclamación.

(Fuente: R CREG 051/09, art. 24)

Procedimiento de facturación electrónica de las transacciones del mercado de energía mayorista

ARTÍCULO 2.2.8.4.1. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales del Mercado Mayorista (ASIC) y el Liquidador y Administrados de Cuentas del Sistema de Transmisión Nacional (LAC), podrán implementar la facturación electrónica de las transacciones efectuadas en el Mercado de Electricidad Mayorista y las liquidaciones de los Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Nacional o de cualquier otro cargo que le asigne la regulación, la cual será enviada a través de medios electrónicos, ópticos o cualquier otro medio de mensaje de datos, de conformidad con lo establecido en la Ley 527 de 1999, sus Decretos Reglamentarios y la regulación que para tales efectos, pueda expedir la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la Dirección de Impuestos Nacionales y Aduanas (DIAN) y cualquier otra autoridad competente en la materia.

(Fuente: R CREG 100/01, art. 1)

ARTÍCULO 2.2.8.4.2. El ASIC y el LAC, deberán dar aviso por escrito a los agentes del Mercado de Energía Mayorista, con una antelación mínima de 60 días calendario al inicio de operación del sistema de facturación electrónica, sobre la utilización de este medio de transmisión de datos, a fin de que los agentes acondicionen sus sistemas de información y de comunicaciones.

(Fuente: R CREG 100/01, art. 2)

ARTÍCULO 2.2.8.4.3. La facturación electrónica emitida a través de estos medios, tendrá la misma eficacia y validez que la presentada en original y por tanto la reemplazará.

(Fuente: R CREG 100/01, art. 3)

Contratos de energía (Anexo D)

ARTÍCULO 2.2.9.1. Contratos de energía (Anexo D). Como condición general se tiene que todos los contratos de energía a largo plazo que se celebren entre comercializadores y generadores y se liquiden en la bolsa de energía se registrarán ante el Administrador del SIC.

Para el período de transición los contratos de energía a largo plazo se deben registrar ante el Administrador del SIC en las fechas especiales definidas por la resolución CREG-009 de 1994 y las que la modifiquen.

Para que un contrato de energía a largo plazo sea registrado por el Administrador del SIC, requiere que los contratantes realicen un Contrato de Mandato con el Administrador del SIC para la facturación, pago y recaudo de los valores correspondientes a las transacciones de energía realizadas en la Bolsa de Energía, cobro de las sanciones que se apliquen por errores, omisión o no cambios de equipos de medición y la aceptación de los procedimientos definidos en la presente resolución. Además, deben presentar las garantías definidas por la CREG o realizar los pagos anticipados para el comercializador y para el generador a partir de la fecha de iniciación del Contrato.

El plazo para el suministro de la información de los contratos de energía a largo plazo durante el período de transición son las fechas especiales definidas por la CREG en la resolución CREG 016 del 13 de junio de 1995 y las resoluciones que la modifiquen.

Los contratos de energía a largo plazo adicionales que se presenten en fechas posteriores a las definidas en la resolución CREG 016 del 13 de junio de 1995, se deben registrar como mínimo con una anticipación de quince (15) días calendario al mes de su aplicación, ya sea en el caso de un nuevo contrato o de modificación de uno existente.

El Administrador del SIC tiene un plazo de siete (7) días hábiles después del recibo del contrato, para solicitar las aclaraciones sobre el criterio de asignación horaria del contrato. Si las partes no presentan las aclaraciones que resuelvan la interpretación dada por el Administrador del SIC al criterio de asignación horaria del contrato dentro de los siguientes cinco (5) días hábiles de solicitada la aclaración, el Administrador del SIC no registra el contrato y comunica a los agentes.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO D Num. 1)

Normas complementarias sobre oferta de capacidad de respaldo (Anexo e)

ARTÍCULO 2.2.10.1. E. NORMAS COMPLEMENTARIAS SOBRE OFERTA DE CAPACIDAD DE RESPALDO. De acuerdo al artículo 5o. de la Resolución CREG-053 de 1994, las empresas propietarias de las unidades elegibles para capacidad de respaldo tienen la libre opción de ofrecerlas para prestar ese servicio. Las siguientes normas complementarias precisan el procedimiento de ofertas de capacidad de respaldo en el caso que algunas de las empresas propietarias de las unidades elegibles decidan no prestar ese servicio:

Si alguna de las unidades elegibles para respaldo no es ofrecida, aquellas elegibles con capacidad remanente, podrán ofrecer esa capacidad siempre y cuando su capacidad para respaldo no supere su capacidad nominal.

En el caso de que dos o más unidades elegibles deseen optar por suplir la capacidad de respaldo de una unidad no ofrecida, se hará una asignación tomando en cuenta el costo variable de operación, es decir, se suple la capacidad de respaldo con las capacidades remanentes de las menos a las mas costosas hasta que se reemplace la capacidad dejada de ofrecer o hasta que se agote la capacidad remanente ofrecida.

(Fuente: R CREG 024/95, art. ANEXO E)

Registro en el mercado mayorista de quienes participan en los procesos de reconciliación

ARTÍCULO 2.2.11.1. Los Transportadores de Gas del Sistema Nacional de Transporte, los Operadores de Red de STR's y/o SDL's (OR's) y los Operadores Económicos de Proyectos de Expansión del STN, quienes participan en los procesos de reconciliación de acuerdo con la reglamentación vigente, deberán registrarse ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), sin que les sea permitido realizar transacciones de compra y venta de energía.

(Fuente: R CREG 067/00, art. 2)

ARTÍCULO 2.2.11.2. El ASIC facturará a los agentes descritos en el artículo 2o. de la presente resolución el costo de las reconciliaciones según lo establecido en la reglamentación vigente.

(Fuente: R CREG 067/00, art. 3)

Normas sobre funcionamiento del mercado mayorista de energía

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

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

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

1.1 Reporte de costos de suministro y transporte de combustibles.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Donde:

CSC_p,d:	Costo de Suministro de Combustible para planta p, en el día d.
PRS_c,d:	Precio del contrato de suministro c para el día d.
CCS_c,d:	Cantidad utilizada del contrato de suministro c para el día d.
c:	Contrato de suministro utilizado.
CTC_p,d:	Costo de Transporte de Combustible para planta p, en el día d.
PRT_c,d:	Precio del contrato de transporte t para el día d.
CCT_c,d:	Cantidad utilizada del contrato de transporte t para el día d.
t:	Contrato de transporte utilizado.
CONS_d:	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 el ASIC el precio facturado en COP/MBTU.

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

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

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

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

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

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

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

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

- CEE (CERE);

- FAZNI;

- Aportes Ley 99 de 1993;

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

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

Donde

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

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

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

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

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

qwe

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Caso a. Si la Gr < GI_nac

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

Caso c. Si la Gr > GI_nac + GI_tie

Donde:

GI:	Generación ideal total. Corresponde a la suma de GI_nac, GI_tie, GI_int de la planta i, del agente j, en la hora h, del día d, del mes m.
GI_nac:	Generación ideal nacional de la planta i, del agente j, en la hora h del mes m.
GI_tie:	Generación ideal Transacciones Internacionales de Energía (TIE) de la planta i, del agente j, en la hora h, del día d, del mes m.
GI_int:	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.
MPO_nal:	Máximo precio de oferta nacional
MPO_tie:	Máximo precio de oferta incluyendo las TIE
MPO_int:	Máximo precio de oferta incluyendo las transacciones internacionales

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

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

Caso e. Si la Gr > GI_nac + GI_tie

Caso f. Si la Gr < GI_nac

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

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

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

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

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

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

Donde:

DDOEF_j,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.
GI_i,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.
Gr_i,j,h,d,m:	Generación real de la planta i, del agente j, en la hora h, del día d, del mes m.
OHEF_j,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 :	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.

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

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

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

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

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

Combustible alterno para generación térmica

ARTÍCULO 2.2.12.2.1. DECLARACIÓN DIARIA DE CONSUMO DE GAS NATURAL Y COMBUSTIBLE ALTERNO. Todos los días, a más tardar a las 08:00 horas, los generadores térmicos a gas deberán declarar al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, o a quien haga sus veces, el consumo horario de gas natural o combustible alterno expresado en MBTU, en forma horaria para el día anterior de operación, sin perjuicio de las disposiciones contenidas en el artículo 4o de la Resolución CREG-048 de 2002. Aquellos agentes que no declaren consumo horario de combustible alterno, deberán remitir al ASIC la curva de eficiencia para este combustible de la planta o unidad de generación certificada por el fabricante.

PARÁGRAFO. Para aquellos agentes que no declaren el consumo horario de gas natural o que no remitan al ASIC la curva de eficiencia para el combustible alterno cuando esta sea requerida, el ASIC utilizará para efectos de liquidación de reconciliación positiva un valor de cero (0) MBTU como consumo de gas natural o combustible alterno, según sea el caso.

(Fuente: R CREG 084/05, art. 4) (Fuente: R CREG 108/05, art. 1)

ARTÍCULO 2.2.12.2.2. DECLARACIÓN AL ASIC DEL COMBUSTIBLE PRINCIPAL Y EL COMBUSTIBLE (S) ALTERNO (S). A partir del miércoles siguiente a la entrada en vigencia de la presente Resolución, todos los generadores térmicos, con posibilidad de usar combustibles alternos, podrán declarar al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) el costo del Combustible (s) Alterno (s), considerando las definiciones del artículo 1o. de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. Cuando lo solicite el Centro nacional de Despacho (CND), los agentes deberán informar sobre las facilidades de conexión, almacenamiento y disponibilidad física del combustible(s) que reporten como alterno(s), de acuerdo con las definiciones establecidas en el artículo 1o. de la presente resolución.

PARÁGRAFO 2o. Cuando el agente prevea el requerimiento del uso de un combustible alterno para cumplir con el despacho de generación, deberá informar al CND sobre las razones que obligan a cambiar el uso del combustible principal, de acuerdo con las definiciones establecidas en el artículo 1o. de la presente resolución.

PARÁGRAFO 3o. Cuando lo requiera, el CND podrá solicitar a los agentes la información necesaria para sustentar el cambio o disponibilidad del combustible (s) alterno (s).

PARÁGRAFO 4o. En aquellos casos que el generador tenga facilidades de conexión, almacenamiento y disponibilidad para más de un combustible, los podrá reportar al CND en los términos de la presente resolución.

PARÁGRAFO 5o. Una vez hecho el reporte semanal al ASIC de los costos de los combustibles, el agente no podrá cambiar esta declaración.

(Fuente: R CREG 048/02, art. 2)

ARTÍCULO 2.2.12.2.3. Los generadores térmicos que declaren consumo de combustible alterno deberán reportar en forma diaria al ASIC, sujeto a verificación por parte del CND, los periodos horarios de generación con el combustible principal y con el combustible alterno. Este reporte deberá corresponder a lo dispuesto en los parágrafos 2o y 3o del artículo 2o de esta resolución, y deberá efectuarse en los términos establecidos en la Resolución CREG-047 de 2000 o en los de aquellaque la modifique, complemente o sustituya.

PARÁGRAFO 1o. Para efectos de la verificación de que trata el presente artículo, el CND o quien realice sus funciones seleccionará semestralmente una muestra aleatoria de generadores térmicos que hayan declarado consumo de combustible alterno y procederá a la verificación de dicha situación, para lo cual definirá el procedimiento a aplicar.

PARÁGRAFO 2o. En caso de confirmación de discrepancias entre la información suministrada por el agente y la verificación realizada por el CND, se tomará en cuenta el valor de las variables del combustible determinado por el CND, sin perjuicio de las sanciones en que pueda incurrir el agente por incumplimiento de la regulación dela CREG.

(Fuente: R CREG 048/02, art. 4) (Fuente: R CREG 084/05, art. 7)

ARTÍCULO 2.2.12.2.4. Para efectos de la determinación del Precio de Reconciliación Positiva la componente de Costo de Arranque-Parada, CAP, corresponderá al CAP asociado con el tipo de tecnología de la planta o unidad de generación, según las disposiciones establecidas mediante la Resolución CREG-034 de 2001 y aquellas que la modifiquen o complementen.

(Fuente: R CREG 048/02, art. 7)

Realización de pruebas de generación de plantas y-o unidades de generación con combustible alterno

ARTÍCULO 2.2.12.3.1. REALIZACIÓN DE PRUEBAS DE GENERACIÓN CON COMBUSTIBLE ALTERNO. Para aquellas plantas y/o unidades de generación que declaran al Centro Nacional de Despacho, CND, la disponibilidad de combustible(s) alterno(s) en los términos de la regulación vigente, el CND, considerando las condiciones de confiabilidad y seguridad del Sistema Interconectado Nacional, podrá autorizar al agente la realización de pruebas haciendo uso de dicho(s) combustible(s) alterno(s).

(Fuente: R CREG 109/05, art. 1)

ARTÍCULO 2.2.12.3.2. PROGRAMACIÓN DE PRUEBAS DE GENERACIÓN CON COMBUSTIBLE ALTERNO. El CND programará las pruebas de generación de que trata la presente Resolución en coordinación con el agente respectivo, considerando los criterios de seguridad y confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional.

PARÁGRAFO. La duración de la prueba de generación de que trata la presente resolución no podrá exceder de doce (12) horas consecutivas. Dicha prueba deberá ser declarada ante el CND, según corresponda, como exitosa o no, por el generador que la solicitó. Esta declaración deberá realizarse a más tardar la hora siguiente a la de finalización de la prueba.

(Fuente: R CREG 109/05, art. 2)

ARTÍCULO 2.2.12.3.3. RECONCILIACIÓN POSITIVA POR PRUEBAS DE GENERACIÓN CON COMBUSTIBLE ALTERNO. La energía generada resultante de la realización de las pruebas que sean declaradas como exitosas, será objeto de Reconciliación Positiva de conformidad con las disposiciones contenidas en la Resolución CREG-034 de 2001, o aquellas que la sustituyan, modifiquen o adicionen, incluyendo las horas de inflexibilidad asociadas a dicha prueba.

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, es decir, la generación real.

Los costos horarios de la Reconciliación Positiva asociada con las pruebas de generación de que trata la presente Resolución, serán asignados a los comercializadores del SIN, a prorrata de su demanda comercial, y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación".

La energía generada resultante de las pruebas que sean declaradas como no exitosas será remunerada de conformidad con la reglamentación vigente a la realización de pruebas solicitadas por el agente, en virtud de las disposiciones contenidas en la Resolución CREG-121 de 1998 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o adicionen.

(Fuente: R CREG 109/05, art. 3)

ARTÍCULO 2.2.12.3.4. RECONCILIACIÓN NEGATIVA ASOCIADA CON PRUEBAS DE GENERACIÓN CON COMBUSTIBLE ALTERNO. La Reconciliación negativa asociada con la realización de las pruebas de generación de que trata la presente Resolución se efectuará de conformidad con las disposiciones contenidas en la Resolución CREG-034 de 2001, o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 109/05, art. 4)

ARTÍCULO 2.2.12.3.5. Las disposiciones contenidas en la presente resolución no aplican para las pruebas que sean realizadas en virtud de lo establecido en la Resolución CREG-121 de 1998 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o adicionen.

(Fuente: R CREG 109/05, art. 5)

Reporte al Centro Nacional de Despacho del Nivel de Probabilidad de Vertimiento y determinación del Nivel ENFICC Probabilíastico

ARTÍCULO 2.2.12.4.1. NIVEL DE PROBABILIDAD DE VERTIMIENTO, NPV. Los agentes generadores con plantas hidráulicas despachadas centralmente deberán reportar al Centro Nacional de Despacho el Nivel de Probabilidad de Vertimiento - NPV, entendido este como el nivel a partir del cual el embalse entra en riesgo de verter según los análisis del agente, con sujeción a las siguientes reglas:

a) El reporte deberá hacerse al Centro Nacional de Despacho a más tardar dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución.

b) El NPV se reportará como un porcentaje del embalse útil, sin decimales.

c) Se deberá declarar un valor de NPV por cada uno de los meses del año. Este valor será constante durante todos los días del mes.

d) Para los meses en que no se declare NPV, se tomará el 70%.

PARÁGRAFO 1o. La declaración del valor de NPV se realizará por una única vez y los valores declarados sólo podrán modificarse por las causales establecidas en el parágrafo 2o del presente artículo.

PARÁGRAFO 2o. Cuando la ENFICC de una planta hidráulica se incremente o disminuya más del 10% por: i) obras en el embalse, ii) una restricción ambiental sustentada en un acto administrativo de una autoridad ambiental, iii) condición física en el embalse sustentada en estudios con mediciones que demuestren el cambio o iv) trasvases podrá declarar un nuevo NPV al CND, en un plazo de cinco (5) días hábiles, una vez el CND haya verificado la nueva ENFICC y esta cumpla con el cambio definido. Adicionalmente, con la declaración del NPV podrá declarar el NEP aplicando lo definido en el artículo 3o de la Resolución CREG 036 de 2010.

PARÁGRAFO 3o. Cuando una planta nueva o especial vaya a entrar en operación en el SIN, podrá declarar el NPV al CND antes de entrar en operación comercial. En caso de que no se haga la declaración se aplicará lo definido en el literal d del presente artículo. Adicionalmente, estos tipos de plantas podrán realizar, junto con la declaración de NPV, la declaración del NPV aplicando lo definido en el artículo 3o de la Resolución CREG 036 de 2010.

(Fuente: R CREG 036/10, art. 2) (Fuente: R CREG 152/11, art. 4) (Fuente: R CREG 152/11, art. 3)

ARTÍCULO 2.2.12.4.2. NIVEL ENFICC PROBABILÍSTICO, NEP. El Nivel ENFICC Probabilístico será determinado aplicando lo siguiente:

a) Los Criterios para determinar el Nivel ENFICC probabilístico serán:

i) Garantizar que el nivel del embalse sea suficiente para generar la ENFICC Base de la planta aún en la condición más crítica de aportes históricos;

ii) El Nivel de Referencia no debe superar el Nivel de Probabilidad de Vertimiento declarado para el embalse; y

iii) Cumplir las curvas guías máxima y mínima del embalse declaradas para el Cargo por Confiabilidad.

El modelo que aplica los anteriores criterios para realizar el cálculo del Nivel ENFICC Probabilístico será publicado por la Dirección Ejecutiva de la CREG, mediante circular.

b) El procedimiento para la declaración del Nivel ENFICC Probabilístico será el siguiente:

i) Cada agente generador con plantas hidráulicas declarará al Centro Nacional de Despacho, CND, los valores de Nivel ENFICC Probabilístico, uno por cada mes del año, dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la declaración del Nivel de Probabilidad de Vertimiento.

ii) Los valores declarados corresponderán al Nivel ENFICC Probabilístico del primer día del mes. Para el resto de días del mes, el NEP se calculará mediante una interpolación conforme a la circular con que se publique el modelo para el cálculo del Nivel ENFICC Probabilístico.

iii) Los valores se deberán declarar en porcentaje sin decimales.

iv) El CND verificará los valores declarados para cada embalse aplicando la siguiente metodología:

- El cálculo se hará utilizando el modelo publicado mediante circular por la Dirección Ejecutiva de la CREG, la información declarada para el Cargo por Confiabilidad y la declaración del Nivel de Probabilidad de Vertimiento.

- El CND comparará mes a mes los datos que calculará con los declarados por el agente.

- En caso de que el valor declarado por el agente en un mes sea mayor o igual al calculado por el CND, este valor no se modificará. Cuando el valor declarado sea menor al calculado por el CND, se utilizará este último valor.

- Cuando no se declare un valor de Nivel ENFICC Probabilístico, se tomará el valor calculado por el CND.

- Los resultados de la verificación serán publicados por el CND, dentro de los dos (2) días hábiles después de haber recibido la declaración de los valores de Nivel ENFICC Probabilístico.

v) Los valores que se obtienen del proceso de verificación serán el Nivel ENFICC Probabilístico de cada embalse.

(Fuente: R CREG 036/10, art. 3)

Metodología para establecer el ingreso regulado a un GT que utilice el GNI para cubrir generaciones de seguridad

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.2.12.5.1.1. OBJETIVO. El objetivo de la presente resolución es definir la metodología para establecer el ingreso regulado a un GT que utilice el GNI para cubrir generaciones de seguridad conforme los requerimientos del Centro Nacional de Despacho (CND).

PARÁGRAFO. En caso de que la generación de seguridad sea fuera de mérito el costo del GNI suministrado a los Generadores Térmicos, requeridos en esta situación, se reconocerá conforme a lo que se establece en el anexo 1 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 062/13, art. 2)

ARTÍCULO 2.2.12.5.1.2. DETERMINACIÓN DEL INGRESO REGULADO. El ingreso regulado se establece conforme a la metodología definida en el Anexo No. 1 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 062/13, art. 3)

Metodología para definir ingreso regulado por la provisión del servicio de GNI para la atención demanda contingente por generaciones de seguridad térmica fuera de mérito (Anexo 1)

Principio general de la evaluación

ARTÍCULO 2.2.12.5.2.1.1. Principio general de la evaluación. La UPME establecerá dentro de las áreas operativas, definidas en el artículo 1o de la Resolución 63 de 2000 o aquella que la modifique, sustituya o adicione, las probables generaciones de seguridad diarias a ser suministradas por cualquiera de las plantas térmicas a gas, actualmente en operación. Estas generaciones de seguridad se proyectarán año por año, entendiéndose por año el periodo comprendido del 1o de diciembre al 30 de noviembre del año siguiente. El periodo total de proyección será del 1o de diciembre del año 2015, hasta el 30 de noviembre del año 2025. Así mismo, la UPME deberá definir las mismas en términos de Mpcd, establecerá el máximo requerimiento de Mpcd del período y realizará las evaluaciones económicas correspondientes, con el fin de determinar un perfil de beneficios (el cual tiene el carácter de ser confidencial), demostrando la conveniencia de contar con generaciones de seguridad con GNI frente a otros combustibles sustitutos. Esta información deberá ser enviada a la CREG, mediante una comunicación oficial. El perfil de beneficios será en dólares constantes de los Estados Unidos de Norteamérica a la fecha de adjudicación.

PARÁGRAFO. Por su parte la CREG, como entidad, mediante una circular, informará el máximo requerimiento de Mpcd del período de proyección.

PARÁGRAFO 2o. En relación con el reconocimiento del ingreso regulado, el mismo se reconocerá a partir del momento de entrada en operación, ya sea antes o después del 1o de diciembre de 2015, de tal forma que esté abasteciendo de GNI a las plantas que conforma el Grupo de Generadores Térmicos (GT), y hasta el 30 de noviembre de 2025, inclusive.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 1) (Fuente: R CREG 152/13, art. 2)

Determinación del GT que podrá prestar el servicio de generación de seguridad con GNI

ARTÍCULO 2.2.12.5.2.2.1. Determinación del GT que podrá prestar el servicio de generación de seguridad con GNI. Los Generadores Térmicos que respalden sus obligaciones de energía firme con gas natural importado, conforme a lo dispuesto por las Resoluciones CREG 106, 139 y 182 de 2011 o aquella(s) que la(s) modifique(n), adicione(n) o sustituya(n) y que son parte de las plantas térmicas que la UPME determinó para prestar el servicio de generaciones de seguridad con GNI y que voluntariamente constituyan un vehículo jurídico para adquirir los derechos y contraer las obligaciones como GT, el cual existirá hasta el momento mismo en que se reciba a satisfacción y puesta en operación la infraestructura de regasificación por parte del AI y a la selección o constitución en debida forma del Agente Comercializador de GNI - AC.

PARÁGRAFO 1o. En el evento de ser necesarias generaciones de seguridad fuera de mérito, cualquier planta y/o unidad térmica que esté recibiendo ingreso regulado, deberá hacerlo conforme a las instrucciones que reciba del CND con gas natural importado suministrado por el AC a través del AI, la cual le será remunerada esta generación a un máximo valor equivalente al costo de operación utilizando el GNI.

PARÁGRAFO 2o. En el caso de realizar generaciones de seguridad con el gas pruebas de la planta regasificación resultante del proceso de puesta en marcha por parte del AI es necesario que de parte de este agente se demuestre al AC que el precio de ese gas fue el resultado de un proceso competitivo y una vez que ello ocurra se le aplicarán las disposiciones contenidas en la presente resolución. Este mecanismo tan solo podrá ser utilizado con el gas de pruebas de la planta regasificación contratado y requerido durante la puesta en marcha de la infraestructura antes mencionada.

PARÁGRAFO <3o.> 2o. El GT deberá enviar el documento que acredite la existencia del vehículo jurídico implementado, dentro de los cuarenta y cinco (45) días siguientes contados a partir de la circular proferida por la CREG como entidad. Así mismo, para esa fecha deberá informar de manera oficial las OEF que cada planta térmica planea respaldar con GNI.

PARÁGRAFO <4o.> 3o. En el caso en el que se presente más de un GT con la intención de proveer generaciones de seguridad, en un (as) área(s) conforme lo establezca la UPME, solo se determinará un ingreso regulado, para el GT que cuente con la mayor capacidad de generación total, calculada conforme a las plantas que lo conforman.

PARÁGRAFO <5o.> 4o. Entre el período comprendido entre la constitución del GT y la etapa de cierre del proceso de selección del AI, nuevas plantas podrán ingresar a formar parte del GT, de acuerdo con lo informado por la UPME y publicado por la CREG en la Circular No. 031 de 2013 o aquella que la modifique, adicione o revoque. Así mismo, se podrán incrementar las OEF planeadas y declaradas inicialmente, por parte de los miembros inicialmente considerados en el GT, así como por aquellos que dentro del plazo antes mencionado, decidan ingresar.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 2) (Fuente: R CREG 144/16, art. 2) (Fuente: R CREG 152/13, art. 3)

Escogencia del Agente Comercializador - AC y el Agente de Infraestructura - AI

ARTÍCULO 2.2.12.5.2.3.1. Escogencia del Agente Comercializador - AC y el Agente de Infraestructura - AI. El GT una vez se constituya mediante el vehículo jurídico que consideren conveniente, deberá escoger el AC y el AI de la siguiente manera:

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 3)

ARTÍCULO 2.2.12.5.2.3.2. EL AC. El GT podrá constituir o seleccionar mediante un proceso de selección objetiva, teniendo en cuenta los principios de eficiencia económica y transparencia, al AC, el cual será encargado de la compra del GNL en los mercados internacionales para contar con el gas natural en el evento de ser necesarias generaciones de seguridad, de conformidad con los contratos por el GT o sus miembros individualmente considerados.

El AC deberá suscribir contratos de suministro de GNL con mínimo 1 agregador de reconocida experiencia en comercialización de GNL, el cual deberá contar con una experiencia mínima de tres (3) años en el mercado mundial de GNL agregando oferta y demanda, y que registre transacciones mayores a los máximos requerimientos anuales del GT para respaldo de sus OEF. Las condiciones de suministro y formación de los precios de GNL deben ser únicas y servirán tanto para el precio de GNI para respaldo de OEF como de generaciones de seguridad fuera de mérito. La formación de precios del GNL se establecerá bajo un proceso de selección objetiva realizado por el agregador o agregadores, proceso que debe estar enmarcado dentro de los principios de transparencia y eficiencia económica.

En caso de que la generación de seguridad sea fuera de mérito el costo de suministro de combustible - CSC a reconocer, conforme a lo establecido en la resolución CREG 034 de 2001 o aquella que la modifique, adicione o sustituya, será el precio de GNL más el costo variable de regasificación a suministrar por el Agente de Infraestructura contratado más un margen de máximo de comercialización correspondiente al 1.67%. En todo caso a este combustible al momento de aplicar la Resolución CREG 034 de 2001 el CSC podrá superar el precio máximo regulado para el gas natural en el punto de entrada del sistema.

PARÁGRAFO 1o. En el evento de realizar generaciones de seguridad con el gas de pruebas proveniente de la puesta en marcha de la infraestructura de regasificación, el costo de suministro de combustible a reconocer será el resultante del proceso competitivo que en su momento sea adelantado y demostrado por parte del AI y validado mediante comunicación por parte del AC, el cual en todo caso no incluirá el margen de comercialización a que se refiere el presente numeral. Solo en ese evento podrá ser adelantada la negoción entre el AI y el AC.

PARÁGRAFO 2o. El gas de pruebas proveniente de la puesta en marcha de la infraestructura de regasificación que se utilice para la generación en mérito se calculará entre el AI y el AC con base en el precio de bolsa de la energía eléctrica.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 3.1) (Fuente: R CREG 144/16, art. 3) (Fuente: R CREG 152/13, art. 4)

ARTÍCULO 2.2.12.5.2.3.3. EL AI. El GT mediante un proceso de selección objetiva, deberá escoger al AI, el cual será el encargado de la construcción, administración, operación y mantenimiento de la infraestructura que prestará el servicio para el recibo de importaciones de GNL, almacenarlo, regasificarlo y colocarlo en un punto de entrada al SNT, para lo cual el GT o los miembros individualmente considerados del mismo deberán suscribir los contratos respectivos con el AI escogido.

Para este fin, el GT deberá publicar en un diario de amplia circulación nacional, el aviso de apertura del proceso, para que todos los interesados tengan acceso libre a la consulta de los términos de referencia, en donde se establecerán todas las condiciones técnicas, económicas y de tiempos de la contratación, las cuales deben ser objetivas sin direccionar la selección a un proponente interesado; dejando en claro que la disponibilidad de la infraestructura será los 360 días al año y cumplir las exigencias de tiempo para redespacho de las plantas del GT, impartidas por parte del CND en caso de ser necesarias las generaciones de las plantas del GT durante el día de operación.

Para obtener el valor eficiente de dicho contrato el GT utilizará el mecanismo del proceso de selección objetiva, el cual deberá tener en cuenta los siguientes criterios:

i. Transparencia: entendida como la definición previa y aplicación de reglas explícitas y públicas para las empresas interesadas en participar en el proceso de selección.

ii. Eficiencia económica: entendida como la escogencia de la propuesta de mínimo costo.

iii. La apertura de los sobres que contienen las propuestas económicas, deberá realizarse mediante audiencia pública, a la cual podrán asistir todos y cada uno de los proponentes que hayan presentado oferta económica dentro del mencionado proceso de selección.

iv. Para su aplicación se entenderá por información relevante la siguiente relacionada con las distintas actividades del proceso de selección objetiva:

-- Documentos que evidencien la publicidad de las reglas del proceso de selección objetiva y de las eventuales modificaciones a las mismas.

-- Descripción de las reglas utilizadas en el proceso de selección objetiva que evidencie que la escogencia del adjudicatario se basa en criterios de mínimo costo.

-- Descripción de los procedimientos de aplicación de las reglas de escogencia del adjudicatario.

-- Valores resultantes del proceso de adjudicación. Valores que corresponden a un costo variable de regasificación, el cual deberá ser expresado en US/Mpcd, cuya indexación deberá ser determinada por el GT y un valor anual, a dólares de la fecha de adjudicación, uniforme por diez (10) años.

-- Un informe de auditoría en donde se dé fe de que el proceso de adjudicación del AI se sujetó a los principios de transparencia y eficiencia económica antes mencionados.

v. El GT solicitará al AI los contratos de construcción de la infraestructura, junto con la curva S y el cronograma de construcción. El GT presentará estos documentos a la CREG, conforme se establece en el literal b. del numeral iv. del artículo 13 de la Resolución CREG 139 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

PARÁGRAFO 1o. La firma de auditoría deberá ser de carácter internacional y no deberá realizar actividades de revisoría fiscal en ninguno de los participantes en el proceso, ni en los miembros del GT.

PARÁGRAFO 2o. El GT podrá solicitar diferentes alternativas de almacenamiento tales como tanques en tierra o barcos (FSU por sus siglas en inglés) que a la vez pueden tener facilidades para regasificar el GNL (FSUR por sus siglas en inglés), o una combinación entre ambos esquemas por etapas. No obstante, el GT deberá solicitar la misma capacidad mínima de almacenamiento para la presentación de las diferentes propuestas.

PARÁGRAFO 3o. Para la puesta en marcha (commissioning) de la planta de regasificación, las responsabilidades de los agentes se definen a continuación:

a) El AI y el transportador de manera conjunta, deberán enviar 20 días antes al inicio de la puesta en marcha de la planta de regasificación, al CNO gas, un plan de coordinación operativa para adelantar las pruebas de la planta de regasificación. En el mismo, se debe incluir la documentación donde de manera detallada se presente el proceso de coordinación, incluyendo el periodo de las pruebas propuesto.

b) El CNO gas en concordancia con las funciones que desde el punto de vista normativo y regulatorio se le han asignado, deberá dentro de los 20 días anteriores a la puesta en marcha de la planta de regasificación, realizar las observaciones que considere pertinentes respecto del proceso que se haya propuesto por parte del AI y el transportador para adelantar las pruebas de la puesta en marcha de la planta de regasificación.

c) El AI y el transportador serán responsables de ajustar el proceso propuesto acorde con los comentarios, solicitud de aclaraciones y sugerencias del CNO gas; a partir de dichos comentarios y sugerencias el AI y el transportador ajustarán el documento final del plan de pruebas.

d) Con base en el documento final, durante el periodo de pruebas el CNO gas realizará la verificación del proceso.

e) En todo caso el proceso de pruebas de la puesta en marcha de la planta de regasificación en ningún caso podrá utilizarse como justificación para restricciones de entrega e incumplimiento de nominaciones aprobadas, por parte del transportador, en cuyo caso se deberá aplicar las previsiones regulatorias y contractuales existentes.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 3.2) (Fuente: R CREG 144/16, art. 4) (Fuente: R CREG 152/13, art. 5)

Determinación del ingreso regulado

ARTÍCULO 2.2.12.5.2.4.1. Determinación del ingreso regulado. El ingreso regulado se determinará por parte de la CREG, así:

i. Dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la entrega de la documentación exigida al GT en el numeral 3.2., la CREG determinará un ingreso regulado de carácter transitorio, aplicando la siguiente fórmula:

Si la capacidad máxima en Mpcd del proyecto es superior a la capacidad de los Mpcd requeridos para las OEF, a ser respaldadas con GNI por parte del GT, se debe escalar el valor anual uniforme resultante del proceso de selección del proyecto de la siguiente manera:

Donde,

Va´	Valor anual del proyecto escalado
Va_PROYECTO	Valor anual uniforme resultado del proceso de selección del proyecto a dólares de los Estados Unidos de América del mes de la fecha de adjudicación
Mpcd_OEF	Requerimiento en Mpcd de GNI para respaldo de OEF del GT
Mpcd_PROYECTO	Máxima capacidad en Mpcd de GNI de la infraestructura de importación y regasificación

Una vez obtenido el valor anual del proyecto escalado, se procederá a determinar el valor de adjudicación en términos anuales (Va) de la siguiente manera:

Mpcd_UPME

Máximo requerimiento en Mpcd de GNI para generaciones de seguridad definido por la UPME. En caso de que este valor sea superior a los MpcdOEF se tomará el valor de los MpcdOEF.

Se calculará el VPN a partir del perfil de beneficios suministrado por la UPME con la siguiente fórmula:

Donde,

Bupme	perfil de beneficios suministrado por la UPME
i	Año correspondiente a cada perfil
n	Número de periodos en años, que va desde 1 hasta 10

Para calcular el Va_BENEFICIO, es decir el pago/anualidad se usará la siguiente fórmula:

Donde,

VPN	Valor Presente Neto del proyecto
r	Tasa de descuento de mediano incentivo para la actividad de transporte. (Ver anexo 2)

A partir de lo anterior, se deberá hacer entonces la comparación entre el valor anual uniforme del perfil de beneficios con el valor anual de adjudicación. Se determinará conforme a lo siguiente:

Donde,

IRT₀	Ingreso Regulado Total en el mes de referencia para la fijación del valor de Va_PROYECTO

ii. Una vez los generadores que conforman el GT realicen sus declaraciones definitivas de OEF garantizadas con GNI, conforme a lo establecido en la Resolución CREG 61 de 2013 en resolución aparte, en el evento en que sean mayores o iguales quedará en firme el ingreso regulado y si son inferiores no quedará en firme el mismo.

iii. La CREG determinará el ingreso regulado mediante resolución particular, la cual será enviada a XM, para que lo asigne entre los generadores del GT de acuerdo con la fórmula establecida en la presente resolución.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 4) (Fuente: R CREG 152/13, art. 6)

Asignación del ingreso regulado

ARTÍCULO 2.2.12.5.2.5.1. Asignación del ingreso regulado. El ingreso regulado se asignará a cada uno de los generadores térmicos del GT, así:

IR_im	Ingreso regulado para la planta i en el mes m
IRT_m	Valor anual, en el mes m, de la remuneración por la disponibilidad de la máxima capacidad en MPCD requerida para suministrar el GNI a los generadores
i	Planta y/o unidad térmica perteneciente al generador térmico que se compromete a respaldar OEF con GNI
m	Mes para el que se calcula la asignación del ingreso regulado.
OEF	Obligación de Energía Firme asignada de la planta y/o unidad térmica i en KWh/día de un generador que es o fue miembro del GT que cuente con un contrato vigente tanto con el AI como con el AC al momento de realizarse el pago del ingreso regulado.
n	Número total de plantas y/o unidades térmicas que pueden prestar generaciones de seguridad forzadas con GNI en una o varias áreas operativas definidas por la UPME.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 5) (Fuente: R CREG 152/13, art. 7)

Ajuste mensual del valor anual de los ingresos regulados

ARTÍCULO 2.2.12.5.2.6.1. Ajuste mensual del valor anual de los ingresos regulados. El valor anual del ingreso regulado al que se refiere el artículo anterior se ajustará mensualmente conforme a la siguiente fórmula, en todo caso teniendo en cuenta la TRM del último día hábil del mes anterior a la realización del cálculo, así:

m	Mes para el que se calcula el pago del ingreso regulado.
IRT_m	Valor anual, en el mes m, de la remuneración por la disponibilidad de la máxima capacidad en MPCD requerida para suministrar el GNI a los generadores.
IRT_o	Valor anual, en el mes m en dólares de los Estados Unidos en el mes de adjudicación, de la remuneración por la disponibilidad de la máxima capacidad en MPCD requerida para suministrar el GNI a los generadores.
PPI_m-1	PPI del mes m-1.
PPI_o	PPI del mes de adjudicación.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 6)

Liquidación y recaudo

ARTÍCULO 2.2.12.5.2.7.1. Liquidación y recaudo. El operador del mercado - ASIC, en virtud de la Resolución 24 de 1995 o aquella que la modifique, adicione o sustituya, de manera mensual liquidará el IR, así como el valor del GNI, requerido para proveer generaciones de seguridad fuera de mérito. Este costo se le pasará a la demanda eléctrica a través de las "restricciones". Para el valor del GNI requerido se tendrá en cuenta lo dispuesto para las generaciones fuera de mérito.

Parágrafo. En relación con el costo del IR y su cobro a la demanda eléctrica a través de restricciones, se hace claridad que en este caso, lo que se hace es que el ASIC determina el costo total de estas y a prorrata de la demanda las liquida y de esa manera se facturan.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 7)

SUBSECCIÓN 8

Remuneración del ingreso máximo regulado

ARTÍCULO 2.2.12.5.2.8.1. Remuneración del ingreso máximo regulado. El ASIC realizará la administración de cuentas de los recursos correspondientes a los miembros del GT individualmente considerados y que cuenten con contrato vigente tanto con el AI como con el AC considerando los mismos plazos y procedimientos establecidos en la resolución CREG 024 de 1995 y aquellas que la modifiquen adiciones o sustituyan.

PARÁGRAFO. El Ingreso Regulado IR se reconocerá a partir de la entrada en operación del proyecto y hasta el 30 de noviembre de 2025. Para el primer mes de operación se reconocerá el IR en forma proporcional al número de días que efectivamente la planta haya estado en operación. No obstante si la entrada del proyecto es posterior al 30 de noviembre de 2017 no se tendrá derecho a percibir lo correspondiente al IR.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 8) (Fuente: R CREG 152/13, art. 8)

SUBSECCIÓN 9

Compensación

ARTÍCULO 2.2.12.5.2.9.1. Compensación. En caso de que el generador térmico miembro del grupo GT, no cumpla con el compromiso de realizar generaciones de seguridad fuera de mérito con GNI, deberá asumir los costos de las siguientes compensaciones:

a) En el evento en que parte de las generaciones de seguridad se generen con combustible sustituto o gas natural nacional con un precio superior al costo de referencia del GNI, tan solo se le reconocerá el Costo de Suministro de Combustible (CSC) al precio de referencia del GNI declarado por el agente térmico correspondiente, acorde con los tiempos establecidos en el parágrafo 2o del artículo 1o de la resolución CREG 034 de 2001 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

b) En el evento en que parte de las generaciones de seguridad GNI se generen con otro combustible sustituto con un precio inferior al costo de referencia del GNI, tan solo para los períodos en los cuales se generó con este sustituto el costo que por concepto de este haya cancelado en el día en que se debía honrar con ese compromiso, conforme se establece en la Resolución CREG 034 de 2001 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 9) (Fuente: R CREG 144/16, art. 5)

SUBSECCIÓN 10

Retiro de generadores térmicos

ARTÍCULO 2.2.12.5.2.10.1. Retiro de generadores térmicos. En el evento en que se dé el retiro por parte de uno o varios de los generadores que reciben ingreso regulado, el mismo se hará efectivo conforme está establecido en la Resolución CREG 071 de 2006 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. En este caso, deberá ceder a otro generador térmico que pueda proveer la misma máxima generación de seguridad que podía proveer el generador saliente.

Ahora bien, en el evento en que uno de los mencionados generadores se le haya adelantado un proceso de liquidación judicial, el ingreso regulado que este esté recibiendo, será distribuido de manera proporcional entre los generadores restantes.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 10) (Fuente: R CREG 152/13, art. 9)

SUBSECCIÓN 11

Disponibilidad de gas natural importado por parte del AC

ARTÍCULO 2.2.12.5.2.11.1. Disponibilidad de gas natural importado por parte del AC. El AC podrá comercializar libremente contratos firmes de GNI para atención productores nacionales que lo requieran y de la demanda contingente de remitentes, para comercializar otro tipo de contrato para atención de la demanda no contingente de estos agentes, se deberá someter a la regulación establecida por la CREG para atención de la demanda de gas no térmica en el país. En el caso de agentes nacionales térmicos podrá pactar libremente el gas firme e interrumpible.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 11)

Propuesta de metodología de cálculo de la tasa de retorno para remunerar la actividad de confiabilidad en gas natural (Anexo 2)

Introducción

ARTÍCULO 2.2.12.5.3.1.1. Introducción. Para remunerar la actividad de Confiabilidad de gas natural se utilizará la tasa de retorno utilizando la metodología que se describe a continuación:

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 2)

Definición de variables

ARTÍCULO 2.2.12.5.3.2.1. Definición de variables. Las siguientes variables se utilizan en el cálculo de la tasa de retorno:

Nombre	Variable	Descripción
Beta		Parámetro que representa el riesgo de una industria en relación con el mecado donde se desarrolla. Desapalancado y apalancado .
Ajuste del Beta	A	Ajuste en el beta para reconocer las diferencias en las metodologías de remuneración, según datos de lan Alexander en "Regulatory Structure and Risk and Infraestructure Firms" (página 29), entre una regulación de incentivos de bajo poder "Low Powered" y otra intermedia "intermediate" bajo poder para el sector de gas.
Inflación local	Inf_c	Inflación en Colombia
Inflación externa	Inf_EU	Inflación en Estados Unidos
Costo de Deuda	r_d	Costo de la deuda
Costo del Capital Propio (Equity)	r_e	Cálculo del costo del capital propio.
Tasa libre de riesgo	r_f	Tasa asociada con un activo libre de riesgo
Rendimiento del mercado	r_m	Tasa que muestra el rendimiento del mercado
Prima de riesgo de Mercado	r_m - r_f	Prima de riesgo de Mercado
Riesgo país	r_p	Tasa adicional a reconocer por riesgo país
Tasa de impuesto		Tasa de impuesto de renta a cargo de los agentes.
Participación de la deuda	W_d	Proporción de la deuda frente al total de activos (40%)
Participación del Capital Propio	W_e	Proporción del capital propio frente al total de activos (60%)

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 2 Num. 1)

Fórmulas a utilizar

ARTÍCULO 2.2.12.5.3.3.1. COSTO DE LA DEUDA. El costo de la deuda (rd) se calculará como el promedio aritmético de las tasas de interés reportadas mensualmente por los establecimientos bancarios a la Superintendencia Financiera de Colombia, para el "crédito preferencial" (i.e. con tasa preferencial), expresado en dólares.

r_{d =}
n =	60 meses

La tasa obtenida a partir de los datos de la Superintendencia Financiera se ajustará teniendo en cuenta el spread que tienen los créditos a más largo plazo. Este spread se calculará como la diferencia entre el promedio de las tasas de interés para los créditos con plazos superiores a cinco años y el promedio de las tasas de interés sin desagregarlas en plazos, según la información sobre tasas de interés reportada en la página de Internet del Banco de la República.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 2 Num. 2.1)

ARTÍCULO 2.2.12.5.3.3.2. COSTO DEL CAPITAL PROPIO. El costo del capital propio (re) se calculará con la siguiente fórmula:

Donde:

tasa bonos USA 20 años_i

Siendo = la tasa de impuestos

Siendo: a = #años desde 1926 hasta hoy

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 2 Num. 2.2)

ARTÍCULO 2.2.12.5.3.3.3. COSTO PROMEDIO PONDERADO DE CAPITAL (WACC). El Costo Promedio Ponderado de Capital (WACCd.i.) después de impuestos se calculará con la siguiente fórmula:

Antes de impuestos se calculará con esta fórmula:

Y en términos reales se calculará con esta fórmula:

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 2 Num. 2.3)

Fuentes y periodos de información

ARTÍCULO 2.2.12.5.3.4.1. Fuentes y periodos de información.

Variable	Fuente	Periodo
	Morningstar (Ibbotson) SIC 492	Mediana de los últimos cuatro trimestres
A	"Regulatory Structure and Risk and Infraestructure Firms, An International Comparison" (página 29) Alexander y otros, 1996	-
Inf_c	DANE	Últimos 60 meses
Inf_EU	The livingston Survey Federal Reserve Bank of Philadelphia Consumer Price Index Long-Term Outlook	Encuesta más reciente publicada
r_d	Superintendencia Financiera (Promedio de las tasas de Crédito Preferencias de los establecimiento bancarios) Banco de la República. (Tasas de Crédito Preferencias, agrupadas en plazos)	60 meses
r_f	Reserva Federal de los Estados Unidos. Bonos a 20 años.	60 meses
r_m - r_f	Morningstar (Ibbostson), Reserva Federal de Estados Unidos y cálculos CREG.	Desde 1926
r_p	J.P Morgan Spread de los bonos de la República estimado con base en el EMBI plus de Colombia	60 meses
	Estatuto Tributario Tarifa de impuesto de renta	Actual

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 2 Num. 3)

Criterios para la asignación entre los agentes del SIN de los costos asociados con las generaciones de seguridad y se modifican las disposiciones vigentes en materia de reconciliaciones

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.2.13.1.1. ASIGNACION DE LAS GENERACIONES DE SEGURIDAD Y DE LOS COSTOS DE RECONCILIACION POSITIVA. El costo de la generación asociada con Restricciones y Redespachos, exceptuando las Generaciones de Seguridad que suplen la prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, será asignado en el siguiente orden:

a) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de la Generación de Seguridad que haya sido solicitada por un OR, por Restricciones Eléctricas, soporte de tensión, seguridad y calidad en la infraestructura de los STR y/o SDL con tensión de operación inferior al Nivel IV, serán asumidos por el OR solicitante.

Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva por Generaciones de Seguridad, asociada con Restricciones Eléctricas y/o requerimientos de soporte de reactivos en la infraestructura de los STR y/o SDL en el Nivel IV de tensión, se asignarán al OR correspondiente.

Cuando exista más de un OR asociado con el requerimiento de esta generación forzada, el Costo Horario de Reconciliación Positiva se asignará en proporción a los ingresos por Cargos por Uso de Nivel IV de tensión, aprobados para los respectivos OR, aplicados a la demanda total de cada uno de ellos;

b) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de una Generación de Seguridad, asociada con Restricciones Eléctricas y/o soporte de voltaje del STN, se asignarán entre todos los comercializadores del SIN, a prorrata de su demanda comercial y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación.

c) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de una Generación de Seguridad, asociada con indisponibilidades en el Despacho Programado, de Activos de Conexión al STN que están incumpliendo con las metas de calidad establecidas en la regulación vigente, se asignarán de la siguiente forma:

Propietario El Activo de Conexión	EL Activo de Conexión Sirve a OR´s conectados directamente	Sirve OR´s y Generador(es) conectados directamente
OR´s	Se asigna a los OR´s a prorrata de su demanda.	Se asigna a los OR´s y Generador(es) a prorrata de su demanda y de su Disponibilidad Comercial, respectivamente.
Generador(es)	No Aplica	Si la Generación de Seguridad es suplida por el Generador(es) o por Generador(es) con vinculación económica con el Generador(es) propietario, se asigna al Generador(es) a prorrata de su Disponibilidad Comercial. Si la Generación de Seguridad no es suplida por el Generador(es) o por Generador(es) con vinculación económica con el Generador(es) propietario, se asigna al OR´s a prorrata de su demanda.
OR´s compartida con Generador(es)	No Aplica	Se asigna a los OR´s y Generador(es) a prorrata de su demanda y de su Disponibilidad Comercial, respectivamente.
Tercero	Se asigna a los OR´s a prorrata de su demanda.	Se asigna a los OR´s y Generador(es) a prorrata de su demanda y de su Disponibilidad Comercial, respectivamente.

"Para determinar la vinculación económica o la relación de beneficiario real, los Generadores informarán antes del primero de octubre de cada año a la CREG el estado de su vinculación económica con otros Generadores. De no hacerlo, la CREG establecerá la vinculación económica con la información disponible.

"Cuando el activo de conexión esté cumpliendo con las metas de calidad establecidas en la regulación vigente, los Costos Horarios de Reconciliación Positiva se asignarán entre todos los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación;

d) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de una Generación de Seguridad, asociada con el cumplimiento del criterio de confiabilidad, se asignarán entre todos los comercializadores del SIN, a prorrata de su demanda comercial y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación.

e) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de una Generación de Seguridad atribuible a consideraciones de estabilidad del STN, se asignarán entre todos los comercializadores del SIN, a prorrata de su demanda comercial y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación.

f) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de una Generación de Seguridad, originada en Restricciones cuya eliminación o reducción esté asociada con una Importación de energía, se asignarán a los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial,

g) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de una Generación de Seguridad, asociada con Restricciones originadas en las exportaciones de energía, se asignarán de la siguiente manera:

i) Restricciones ocasionadas por efecto de la exportación TIE, a través de un enlace internacional específico, su costo será asignado únicamente a este enlace;

ii) Restricciones que no sean asignables a un enlace en particular, su costo será asignado a los enlaces internacionales a prorrata deen función de la exportaciónla participación de la generación de seguridad asociada con cada enlace en la sumatoria de la generación de seguridad asociada con cada uno de los enlaces,.

h) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva por Restricciones, asociados con situaciones declaradas de Condiciones Anormales de Orden Público (CAOP), serán asignados a los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación.

i) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva, originadas en modificaciones al programa de generación solicitadas por el CND durante la operación, por razones diferentes a salidas forzadas de activos de los STR´s y/o SDL´s, se asignarán entre los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda.

Si el Redespacho tiene su origen en salidas forzadas de activos de los STR's y/o SDL's, los Costos Horarios de Reconciliación Positiva correspondientes, se asignarán al agente causante de la generación respectiva.

Cuando exista más de un OR asociado con el requerimiento de esta generación forzada, el Costo Horario de Reconciliación Positiva se asignará en proporción a los ingresos por Cargos por Uso de Nivel IV de tensión, aprobados para los respectivos OR´s, aplicados a la demanda total de cada uno de ellos.

j) Los Costos de Reconciliación Positiva asociados con desviaciones positivas del programa de generación según la reglamentación vigente, serán asignados a los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación.

k) Los Costos de Reconciliación Positiva no asociados con las causas establecidas en los literales anteriores, serán asignados a los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación. En todo caso el ASIC informará a los agentes del Mercado Mayorista el origen de dicha reconciliación.

Una vez la Comisión establezca el mecanismo aplicable a las transacciones internacionales de electricidad mediante contratos de largo plazo, se definirán los mecanismos de asignación de los costos horarios de reconciliación positiva de la generación de seguridad entre las TIE y los comercializadores que se encuentren exportando.

(Fuente: R CREG 063/00, art. 2) (Fuente: R CREG 051/09, art. 12) (Fuente: R CREG 014/04, art. 15) (Fuente: R CREG 004/03, art. 45)

ARTÍCULO 2.2.13.1.2. ASIGNACION DE LOS COSTOS DE RECONCILIACION NEGATIVA. Para cada agente y para cada enlace internacional, se totalizan los Costos Horarios de Reconciliación Positiva y la asignación de los Costos de Prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia (AGC). Los Costos Horarios de Reconciliación Negativa se asignan entre dichos agentes y los enlaces internacionales, en proporción al total de Costos que se les haya asignado por concepto de Reconciliación Positiva y de AGC.

(Fuente: R CREG 063/00, art. 3) (Fuente: R CREG 014/04, art. 16)

ARTÍCULO 2.2.13.1.3. Las empresas operadoras de STR y/o SDL que efectúen inversiones para eliminar o reducir Restricciones que originaban Generaciones de Seguridad, cuyos Costos de Reconciliación Positiva les hubieren sido asignados, podrán solicitar a la CREG modificaciones a sus Cargos por Uso vigentes, con el fin de remunerar adecuadamente tales inversiones, de acuerdo con la metodología establecida en la Resolución CREG-099 de 1997, o aquellas normas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 063/00, art. 4)

ARTÍCULO 2.2.13.1.4. NUEVAS INVERSIONES EN STN. Cuando por atrasos en la entrada en operación comercial de un proyecto, atribuible al ejecutor del mismo, no haya sido posible la eliminación prevista de una Restricción, o se presenten Restricciones cuya eliminación hubiera sido posible con la entrada en operación del respectivo proyecto, los Costos Horarios de la Reconciliación Positiva correspondientes, que se presenten con posterioridad a la fecha original de entrada del proyecto, se asignarán al Operador Económico potencial del proyecto respectivo.

Cuando existan dos o más proyectos asociados con la misma Restricción, los Costos Horarios de la Reconciliación Positiva correspondientes, que se presenten con posterioridad a la fecha original de entrada de los proyectos, se asignarán entre los Operadores Económicos potenciales a prorrata del Ingreso Anual.

(Fuente: R CREG 063/00, art. 5)

ARTÍCULO 2.2.13.1.5. Reconciliaciones aplicables por concepto de Generaciones de Seguridad (no asociadas con la Prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia) y Redespachos. Los Costos Horarios de Reconciliación para las plantas que no tienen asignación de AGC se calculan de la siguiente manera:

Si para un generador su producción real excede a la generación del despacho ideal, la cuenta de éste por reconciliaciones se incrementará con el valor correspondiente a esta diferencia, liquidada así:

REC = PR x (Generación Real - Generación Ideal)

Donde:

donde:

Pi_t:	Precio de Bolsa Internacional en la hora t-ésima, cuando las reconciliaciones se causan, total o parcialmente por Generaciones de Seguridad debidas a exportaciones de energía. Precio de Bolsa Doméstico, para todos los demás casos.
Po_t:	Precio de Oferta del Generador en la hora t-ésima.

Si para un generador su producción real es inferior a la generación del despacho ideal, la cuenta de éste por reconciliaciones se decrementará con el valor correspondiente a esta diferencia, de la siguiente manera:

REC =	PR x (Generación Real - Generación Ideal)
PR =	Po_t.

donde:

Po_t:

Precio de Oferta del Generador en la hora t-ésima.

PARAGRAFO 1o. <La aplicación de las disposiciones contenidas en este parágrafo fueron suspendidas por el artículo 1 de la Resolución 27 de 2001> Cuando en alguna de las veinticuatro (24) horas del despacho, un generador resulte con Generación de Seguridad Fuera de Mérito y en ninguna de las 24 horas resulte despachado en mérito, los precios de oferta que haya efectuado para el despacho en mención, deberán permanecer inalterables para los siguientes siete (7) despachos diarios a partir del día en que se verifique que el generador se encuentra en esta condición. Para verificar esta condición se utilizará la primera liquidación realizada por el ASIC para el despacho ideal de cada día de operación. El ASIC informará al CND y a los agentes que les aplique esta condición antes de la hora del cierre de ofertas para el despacho económico siguiente a la publicación de la información del despacho ideal utilizado. Esta disposición no aplica a los generadores cuyo precio de oferta haya sido intervenido en el despacho correspondiente, según lo establecido en la Resolución CREG-018 de 1998 o las normas que la modifiquen, sustituyan o complementen.

PARAGRAFO 2o. El Comité Asesor de Comercialización remitirá a la CREG trimestralmente, un informe detallado sobre la Generación de Seguridad a la cual le haya sido aplicada la disposición establecida en el Parágrafo anterior. Así mismo, el CND remitirá trimestralmente al Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión, una evaluación económica de las inversiones alternativas que permitirían levantar las restricciones asociadas con este tipo de generación, teniendo en cuenta el costo histórico de las mismas.

PARAGRAFO 3o. Cuando el precio de oferta efectuado por un generador para suplir generación forzada, iguale o supere la señal del "Precio Umbral" (Costo de Racionamiento), el agente generador respectivo, presentará ante la CREG el soporte de costos correspondiente, que deberá responder a la reglamentación vigente en materia de ofertas.

(Fuente: R CREG 063/00, art. 6)

Reglas comerciales aplicables al servicio de regulación secundaria de frecuencia, como parte del Reglamento de Operación del SIN

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.2.14.1.1. OBLIGATORIEDAD COMERCIAL DE LA PRESTACION DEL SERVICIO DE REGULACION SECUNDARIA DE FRECUENCIA. Todo generador despachado centralmente será responsable comercialmente de contribuir con una potencia en giro, que será proporcional a la potencia despachada en cada hora. La proporción de la potencia en giro se denominará Holgura (H%) y será igual, en porcentaje, para todas las plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente en la hora correspondiente.

(Fuente: R CREG 064/00, art. 1)

ARTÍCULO 2.2.14.1.2. CONTRIBUCION EFECTIVA A LA POTENCIA EN GIRO. Para la prestación del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, las unidades y/o plantas de generación deberán cumplir con lo establecido en la Resolución CREG-198 de 1997 o aquellas normas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

PARAGRAFO. La prestación del Servicio de AGC continuará regida por las disposiciones establecidas en la Resolución CREG-198 de 1997. El Consejo Nacional de Operación - CNO, antes del 31 de enero del año 2001, deberá efectuar un diagnóstico sobre los resultados obtenidos con la aplicación de la Resolución mencionada y podrá proponer a la CREG la modificación de las normas actuales, en lo posible flexibilizando los requisitos técnicos de tal manera que sea posible aumentar la oferta de AGC que actualmente tiene el Sistema.

(Fuente: R CREG 064/00, art. 2)

ARTÍCULO 2.2.14.1.3. CONTRIBUCION COMERCIAL A LA POTENCIA EN GIRO. La contribución comercial a la Potencia en Giro por parte de cada uno de los generadores, se determinará conforme a lo establecido en el artículo 5o. de la presente resolución.

PARAGRAFO. Los únicos generadores que pueden asumir y por lo tanto registrar los Contratos de Traspaso de Holgura de que habla el artículo 5o. y el anexo de la presente resolución, son aquellos elegibles para prestar el Servicio de AGC, en los términos establecidos en el artículo anterior. El generador que se haya comprometido en Contratos de Traspaso de Holgura, será comercialmente responsable de suplirla con independencia de que sea o no despachado.

Los Contratos de Traspaso de Holgura correspondientes, deberán ser registrados ante el ASIC. En el Anexo de la presente Resolución se definen los aspectos procedimentales relacionados con los Contratos de Traspaso de Holgura. Estos contratos deberán tener como objeto exclusivo el traspaso de holgura.

(Fuente: R CREG 064/00, art. 3)

ARTÍCULO 2.2.14.1.4. RECONCILIACION DEL SERVICIO DE REGULACION SECUNDARIA DE FRECUENCIA. Las plantas y/o unidades de generación a las que se les haya asignado el Servicio de AGC serán objeto de reconciliación, con independencia de que su precio de oferta resulte o no en mérito. El esquema de Reconciliación aplicable a cada planta y/o unidad de generación con asignación de AGC, se establece a continuación:

Sean:

H:	Holgura horaria requerida por el Sistema, establecida por el CND y expresada en MW.

HO:	Potencia asociada con la Holgura horaria asignada al Generador por el CND, de acuerdo con la reglamentación vigente para el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia. Expresada en MW.

G_p:	Generación Programada para los generadores despachados centralmente.

G_P:	Modificaciones a la Generación Programada, solicitadas por el CND durante la operación, para los generadores despachados centralmente.

REC:	Reconciliación en la Bolsa.

PR:	Precio de Reconciliación.

Gr:	Generación Real de la planta y/o unidad de generación con AGC asignado.

G_i:	Generación Ideal de la planta y/o unidad de generación con AGC asignado.

HO:	Modificación al HO solicitadas por el CND durante la operación. Expresada en MW.

%DA:	Porcentaje de Desviación Admisible establecido en la regulación vigente. CERE: Costo Equivalente Real en Energía del Cargo por Confiabilidad.

Las plantas y/o unidades de generación que presten el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia son objeto de Reconciliación por este Servicio. Para la aplicación de los conceptos anteriores se tendrán en cuenta los siguientes criterios y expresiones:

I. Plantas y/o Unidades de Generación que no prestaron efectivamente el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, aun cuando hayan tenido asignación de AGC:

Se aplicará el cobro por concepto de la Desviación respectiva.

II. Plantas y/o Unidades de Generación que prestaron efectivamente el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia:

Se aplicará el cobro por concepto de la Desviación respectiva medida con respecto a

El término P_AGO es igual al precio de bolsa nacional para plantas hidráulicas. Para plantas térmicas será el máximo entre el precio de bolsa nacional y el precio de reconciliación positiva determinado con la Resolución CREG-034 de 2001.

El término P_AGC para plantas hidráulicas y de generación variable, será el precio de bolsa nacional. Para plantas térmicas será el máximo entre el precio de bolsa nacional y el precio de reconciliación positiva determinado con la Resolución CREG 034 de 2001.

El término PR para REC < 0 y REC > 0 contenido en las expresiones de los literales a) y b) se calculará según la Resolución CREG-034 de 2001 o aquellas que la modifiquen o sustituyan".

PARÁGRAFO 1o. La modificación durante la operación de la Holgura, (AHO), se hará en proporción al tiempo efectivo de duración de cada Holgura (HO) dentro de la hora respectiva.

PARÁGRAFO 2o. A los ajustes AGp y HO se les aplicará la función redondeo para convertirlos a valores enteros.

PARÁGRAFO 3o. Teniendo en cuenta que la prestación del Servicio de AGC se efectúa a nivel de Unidad y que para el caso de las plantas de generación las Reconciliaciones se efectúan para toda la planta, para efectos de calcular las Reconciliaciones establecidas en el presente artículo, se deberán agregar previamente los valores correspondientes a cada una de las Unidades que conforman la respectiva planta.

PARÁGRAFO 4o. Los conceptos de G_P y G_P aquí definidos se extienden para todos los efectos comerciales en el Mercado Mayorista.

(Fuente: R CREG 064/00, art. 4) (Fuente: R CREG 060/19, art. 37) (Fuente: R CREG 027/16, art. 1) (Fuente: R CREG 076/09, art. 8) (Fuente: R CREG 051/09, art. 15)

ARTÍCULO 2.2.14.1.5. ASIGNACION DE COSTOS DEL SERVICIO DE REGULACION SECUNDARIA DE FRECUENCIA. La asignación de los costos asociados con el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia se efectuará, de acuerdo con las siguientes reglas:

La asignación de los Costos Horarios por concepto de AGC se realiza entre los generadores despachados centralmente, teniendo en cuenta:

Para cada agente generador registrado ante el ASIC, horariamente se define:

RC = HOP + HOT - HOE

RC:	Responsabilidad Comercial de cada agente generador frente al Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia (MW).
HOP:	Potencia asociada con la Holgura Propia de las plantas y/o unidades de generación despachadas (MW).
HOT:	Potencia asociada con la Holgura asumida en contratos de traspaso (MW).
HOE:	Potencia asociada con la Holgura entregada en contratos de traspaso (MW).

Se tiene:

j:	Número de plantas y/o unidades de generación con asignación de Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia en la hora respectiva.
i:	Número de plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente en la hora respectiva.
Gp:	Generación Programada para los generadores despachados centralmente.
Gp:	Modificaciones a la Generación Programada, solicitadas por el CND durante la operación, para los generadores despachados centralmente.

El valor de la sumatoria del Servicio de AGC, calculado en el artículo 4o. de la presente Resolución, se distribuye en proporción a la Responsabilidad Comercial (RC) de cada planta y/o unidad de generación, calculada en el presente artículo. Los Costos de Reconciliación Negativa serán acreditados de acuerdo con lo establecido en la reglamentación vigente.

El ASIC facturará horariamente, para cada agente del mercado que preste el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, el valor neto entre la remuneración del Servicio de AGC (Artículo 4o. de la presente resolución) y la Responsabilidad Comercial calculada en el presente artículo.

(Fuente: R CREG 064/00, art. 5)

Contratos de Traspaso de Holgura (CTH) (Anexo)

Tipo de contrato

ARTÍCULO 2.2.14.2.1.1. Tipo de contrato. Los CTH serán tipo Pague lo Demandado.

(Fuente: R CREG 064/00, ANEXO Num. 1)

Proceso de registro y liquidación

ARTÍCULO 2.2.14.2.2.1. PLAZOS PARA EL REGISTRO. El registro de los CTH se hará con sujeción a la regulación vigente en materia de plazos para el registro de contratos.

(Fuente: R CREG 064/00, ANEXO Num. 2.1)

ARTÍCULO 2.2.14.2.2.2. OBSERVACIONES Y MODIFICACIONES. Una vez se dé inicio a la ejecución de un CTH, los agentes involucrados deberán reportar las inconsistencias encontradas en la liquidación realizada por el ASIC, conforme a los plazos y procedimientos definidos para la revisión de la información de la liquidación que publica el ASIC.

(Fuente: R CREG 064/00, ANEXO Num. 2.2)

ARTÍCULO 2.2.14.2.2.3. CESIÓN DE CTH. La cesión de los CTH de un generador a otro, se debe reportar con una anticipación mínima de dos (2) días calendario a la fecha de aplicación de la cesión. El documento de cesión deberá estar debidamente firmado por las partes interesadas.

(Fuente: R CREG 064/00, ANEXO Num. 2.3)

ARTÍCULO 2.2.14.2.2.4. TERMINACIÓN ANTICIPADA DE CTH. En caso de terminación anticipada de un CTH, es obligación de las partes involucradas informar con una anticipación mínima de siete (7) días calendario a la fecha de finalización del Contrato, para que el administrador del SIC deje de considerarlo en la liquidación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia. Cuando la terminación anticipada se origina en una de las causales establecidas en el Contrato, la solicitud de terminación podrá ser presentada solamente por la parte cumplida, explicando y documentando claramente la causa de terminación que origina la solicitud.

El administrador del SIC informará a los agentes del mercado mayorista involucrados, sobre la terminación del contrato.

(Fuente: R CREG 064/00, ANEXO Num. 2.4)

ARTÍCULO 2.2.14.2.2.5. PROCEDIMIENTO PARA LIQUIDACIÓN. La liquidación de los CTH se realizará en los mismos períodos de liquidación definidos para las transacciones de energía en el Sistema de Intercambios Comerciales y cumpliendo con la reglamentación vigente para el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia.

(Fuente: R CREG 064/00, ANEXO Num. 2.5)

TÍTULO 15

Normas sobre funcionamiento del mercado de energía mayorista, relacionadas con la generación termoeléctrica a gas natural en condiciones de racionamiento programado de gas natural

ARTÍCULO 2.2.15.1. GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA EN CONDICIONES DE RACIONAMIENTO PROGRAMADO DE GAS NATURAL. La generación termoeléctrica a gas natural en condiciones Racionamiento Programado de gas natural, que resulte de aplicar el criterio de eficiencia según el valor del consumo térmico específico declarado por los generadores al Centro Nacional de Despacho, CND, cuyo precio de oferta sea superior al precio de bolsa, se considerará Generación de Seguridad Fuera de Mérito para efectos de su remuneración. Para ello se deberá verificar lo siguiente:

1. Declaración de Racionamiento Programado de gas natural, por parte de la autoridad competente, en la cual se establezca la eficiencia térmica como criterio de despacho.

2. Valoración de la información necesaria para establecer el criterio de eficiencia térmica, por parte del Centro Nacional de Despacho, CND.

3. Valoración, por parte del CND, de los criterios señalados en los numerales anteriores para establecer la existencia de un despacho por seguridad de los respectivos generadores.

PARÁGRAFO. Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de la generación termoeléctrica a gas natural ante Racionamiento Programado, considerada Generación de Seguridad Fuera de Mérito, se asignarán entre todos los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda.

(Fuente: R CREG 024/06, art. 1)

Reglas sobre la participación en las actividades de generación, distribución y comercialización de electricidad y se fijan límites a la participación accionaria entre empresas con actividades complementarias

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.3.1.1. LIMITES A LA PARTICIPACION EN LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACION. Ninguna empresa podrá tener, directa o indirectamente, una participación superior al 25% en la actividad de comercialización de electricidad, calculada de la siguiente manera:

El Porcentaje de Participación Directa de una empresa en la actividad de comercialización se calculará como el cociente, multiplicado por cien, entre la Demanda Comercial de la empresa, incluida la cantidad que ella atiende de la Demanda No Doméstica, y la suma de la Demanda Total y la Demanda No Doméstica. El resultado se aproximará al número entero más cercano según el método científico de redondeo.

En el cálculo de este porcentaje se empleará la información suministrada por el Centro Nacional de Despacho, medida en kilovatios hora (kWh), para los doce (12) meses anteriores al mes en que se realice dicho cálculo. En él sólo se tendrá en cuenta la demanda de los últimos doce (12) meses de los usuarios atendidos por la respectiva empresa en el momento de hacer el cálculo.

PARÁGRAFO 1o. Para calcular el límite al que se refiere este artículo, al Porcentaje de Participación Directa que tenga la empresa en la actividad de comercialización, se sumará el Porcentaje de Participación Directa en esta actividad de otras empresas con quienes tenga una relación de control, ya sea en calidad de matriz, filial, subsidiaria o subordinada de acuerdo con lo previsto por la legislación comercial. En casos de integración entre empresas para el cálculo del límite se tendrán en cuenta las participaciones de dichas empresas a partir del momento en que se consolide la relación de control entre ellas.

PARÁGRAFO 2o. Si la empresa supera el límite de participación definido, tendrá un plazo máximo de un año, contado a partir del momento en que supere el límite para adoptar las medidas necesarias para ajustar su participación en el mercado.

(Fuente: R CREG 128/96, art. 4) (Fuente: R CREG 024/09, art. 1)

ARTÍCULO 2.3.1.2. LIMITES A LA PARTICIPACION ACCIONARIA EN EL CAPITAL DE UNA EMPRESA GENERADORA O COMERCIALIZADORA. A partir del vencimiento del plazo previsto en el artículo 8o de la presente resolución, ninguna empresa generadora podrá tener acciones, cuotas o partes de interés social que representen más del veinticinco por ciento (25%) del capital social de una empresa distribuidora. Igual regla se aplicará a las empresas distribuidoras que tengan acciones, cuotas o partes de interés en el capital social de una empresa generadora. Para los efectos de este artículo el concepto empresa no incluye a las personas vinculadas o subordinadas económicas de la empresa que realiza la inversión o adquiere las acciones.

PARAGRAFO. En el evento de que una empresa constituida antes del 12 de julio de 1994 desarrolle en forma combinada la generación con la distribución de electricidad y opte por escindirse antes del 1o. de enero del año 2002, las empresas generadoras o distribuidoras de electricidad que surjan como efecto directo e inmediato de la escisión, no estarán sujetas, entre sí, a los límites dispuestos en el presente artículo y las participaciones de capital entre ellas podrán mantenerse sin que les aplique lo dispuesto en el artículo 8o. de la presente resolución.

Las empresas generadoras o distribuidoras de electricidad a que se refiere el inciso anterior, quedarán sujetas a los límites del presente artículo respecto a su participación en el capital de empresas generadoras o distribuidoras ajenas a las que resulten de la escisión.

PARÁGRAFO. Una empresa Distribuidora podrá tener acciones, cuotas o partes de interés social que representen más del veinticinco por ciento (25%) del capital social de una empresa integrada que desarrolle conjuntamente las actividades de distribución, comercialización y generación de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional siempre y cuando no supere el 2% de participación en la actividad de generación de electricidad, calculada conforme a lo establecido en el artículo 3o de la Resolución 060 de 2007.

Si la empresa integrada, con corte a 31 de diciembre de cada año, supera el límite establecido en este parágrafo, el distribuidor que tiene acciones, cuotas o partes de interés en el capital de aquella, deberá enajenar, dentro de los seis meses siguientes a la ocurrencia de este hecho, las acciones, cuotas o partes de interés que superen el veinticinco por ciento (25%) del capital social de la empresa integrada, salvo que dentro del mismo plazo la empresa integrada venda los activos de generación con los cuales supera el límite del 2% de participación en la actividad de generación.

(Fuente: R CREG 128/96, art. 6) (Fuente: R CREG 095/07, art. 3)

ARTÍCULO 2.3.1.3. APLICACIÓN DE CONCEPTOS. Para efectos de determinar la participación de una empresa en el mercado, de acuerdo con lo dispuesto en los artículos 3, 4 y 5 de la Resolución CREG 128 de 1996 se tendrá en cuenta los conceptos de vinculación económica de la manera como se determina en la Resolución 128 de 1996 y la legislación comercial y tributaria, y el de beneficiario real que se establecen en la presente resolución.

Cuando quiera que exista un interés común frente al manejo, control o participación accionaria, ya sea entre personas, empresas o accionistas, en figuras como los consorcios, uniones temporales, acuerdos de riesgo compartido o similares a cualquiera de estas, la CREG deberá determinar si tal posición viola lo dispuesto en la presente Resolución o en la Resolución 128 de 1996.

(Fuente: R CREG 065/98, art. 2)

ARTÍCULO 2.3.1.4. DEBER DE INFORMACION PERIODICA. Todas las empresas del sector deberán reportar a la CREG su composición accionaria, indicando su situación de controlada y/o controlante, y la forma como se ejerce el control de la empresa, de acuerdo con los formatos que para el efecto determine el Director Ejecutivo.

(Fuente: R CREG 065/98, art. 3)

ARTÍCULO 2.3.1.5. DEBER DE INFORMACION. Cuando quiera que las empresas existentes, sus matrices o subordinadas adquieran una participación en el capital accionario de otra empresa de distribución, comercialización o generación, deberán informarlo a la CREG dentro de un plazo de 15 días hábiles posteriores a la fecha de realizar la oferta correspondiente, o la transacción. En este sentido, la CREG podrá pronunciarse sobre la transacción frente a las Resoluciones de la CREG de las que trata la presente resolución y las demás que las modifiquen, o adicionen, para lo cual tendrá en cuenta el concepto de Beneficiario Real. Este pronunciamiento no implicará aprobación o autorización para realizar la transacción.

La información deberá estar acompañada de los documentos que la sustenten, de la manera como lo determine mediante circular el Director Ejecutivo. Tales documentos tendrán el carácter de reservado.

La CREG cuando encuentre que existe una violación de las disposiciones regulatorias, oficiará copia a la Superintendencia de Servicios Públicos para la imposición de las sanciones correspondientes.

En caso de que exista una violación de las disposiciones legales o regulatorias, la CREG podrá requerir a la empresa a presentar un plan de ajuste a los límites de participación establecidos en la regulación. La CREG determinará, cuando así lo considere necesario, en ejercicio de las facultades establecidas en el artículo 73.25 y 74 de la ley 142 de 1994, los mecanismos a través de los cuales la empresa debe ajustarse a los límites establecidos en la Resolución, y las normas de comportamiento diferencial a las que hubiere lugar, para evitar el abuso de posición dominante. Todo lo anterior, sin perjuicio de las sanciones a que hubiere lugar.

(Fuente: R CREG 065/98, art. 4)

ARTÍCULO 2.3.1.6. DEBER DE INFORMACIÓN. Todas las empresas del sector deberán reportar a la CREG cualquier modificación en su situación de control o subordinación en cuanto esta ocurra.

(Fuente: R CREG 001/06, art. 9)

Adopta otras disposiciones en materia de competencia en el mercado mayorista de electricidad

ARTÍCULO 2.3.2.1. Sin perjuicio de la aplicación de las normas sobre participación en la actividad de generación establecidas en la Resolución CREG 060 de 2007, y las demás que la adicionen o modifiquen, ninguna persona natural o jurídica podrá incrementar, directa o indirectamente, su Participación en el Mercado de Generación mediante operaciones relacionadas con adquisición de Participación en el Capital o en la Propiedad o de cualquier otro Derecho, o con cualquier otro tipo de adquisición o fusiones o forma de integración empresarial, cuando el total de los MW de la Disponibilidad Promedio Anual que resulten de aplicar lo dispuesto en los parágrafos del presente artículo, sea superior a la Franja de Potencia calculada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas con la información disponible, de acuerdo con lo definido en esta resolución.

PARÁGRAFO 1o. Para aplicar lo dispuesto en este artículo, a la totalidad de los MW de la Disponibilidad Promedio Anual que tenga directa o indirectamente, la de las representadas ante el MEM y las operadas por la empresa, y la de las pertenecientes, representadas u operadas por otras con quienes tenga una relación de control, ya sea en calidad de matriz, filial, subsidiaria o subordinada de acuerdo con lo previsto en el Decreto 2153 de 1992 o en la legislación comercial, se le sumarán los MW equivalentes de la transacción u operación, calculados de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

MWv:	MW equivalentes a la transacción u operación.
:	Variable binaria que es uno (1) cuando cualquier tipo de adquisición, fusión o integración da control a la empresa que la adquiere y cero (0) cuando la operación de integración no da control a la empresa, conforme a lo indicado en el Decreto 2153 de 1992 o en la legislación comercial.
MWev:	Disponibilidad Promedio Anual de las plantas y/o unidades de generación pertenecientes, representadas u operadas por la Empresa que hace parte de la operación de integración. .
MWec:	Disponibilidad Promedio Anual de las plantas y/o unidades de generación pertenecientes, representadas u operadas por las Empresas controladas por la Empresa que hace parte de la operación de integración.
ec:	Empresa con la que se tiene relación de control según lo señalado en el Decreto 2153 de 1992 y en la legislación comercial.

PARÁGRAFO 2o. Cuando se trate de adquisición, a cualquier título, de activos de generación que estén en operación o que hayan estado en operación en el año inmediatamente anterior en el Mercado Mayorista, que no involucre adquisición de Participación en el Capital o en la Propiedad de una Empresa, se sumará a la totalidad de los MW de la Disponibilidad Promedio Anual que tenga directa el adquirente o usufructuario, la Disponibilidad Promedio Anual de los activos de generación que se pretenda adquirir.

PARÁGRAFO 3o. Quien habiendo participado en alguna operación de las que trata este artículo, no hayan obtenido el control de la empresa, no podrá incrementar su participación en el mercado de generación mediante la celebración de contratos, acuerdos, convenios, arreglos o cualquier otro tipo de concertación jurídica o económica que aunque no se constituya como una operación de integración tenga como resultado otorgar el control de la empresa involucrada en la operación de integración permitiéndole determinar el uso de los activos de generación o disponer de la energía asociada a dichos activos en el Mercado Mayorista de la energía.

(Fuente: R CREG 042/99, art. 3) (Fuente: R CREG 101/10, art. 2)

ARTÍCULO 2.3.2.2. PROCESOS DE INTEGRACIÓN. En los procesos de integración empresarial se observarán las siguientes reglas respecto de las disposiciones de promoción de la competencia y prácticas comerciales restrictivas:

a) Operaciones que deben ser informadas: En los términos previstos en la legislación vigente, los casos de fusión, consolidación, integración o adquisición de control, deberán ser informados, previamente, a la autoridad competente.

Se entenderá que existirá control cuando una de las entidades adquiera respecto de otra u otras las posibilidades señaladas en el numeral 4 del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992.

b) Entidad a la que debe ser informada la operación de integración: La operación deberá ser informada a la Superintendencia de Industria y Comercio o al Superintendente de Industria y Comercio en los términos del Artículo 7 del Decreto 1165 de 1999, según corresponda.

c) Información y documentos que deben allegarse: La información de la operación deberá hacerse en los términos y acompañarse de la documentación que la Superintendencia de Industria y Comercio haya señalado de manera general en desarrollo de lo previsto en el Artículo 240 del Decreto 1122 de 1999.

d) Causales de objeción: El Superintendente de Industria y Comercio deberá objetar las operaciones de integración que le sean informadas, cuando:

1. Tiendan a producir una indebida restricción a la libre competencia en los términos del Parágrafo del Artículo 4 de la Ley 155 de 1959.

Se entenderá que se presenta esa indebida restricción, entre otros, si se dan los supuestos de los Artículos 5 y 8 del Decreto 1302 de 1964: o;

2. Sean el medio para obtener posición de dominio en el mercado, según lo señalado en el Artículo 239 del Decreto 1122 de 1999.

Se entenderá que se presenta posición de dominio cuando se configure lo previsto en el Numeral 5 del Artículo 45 del Decreto 2153 de 1992.

(Fuente: R CREG 042/99, art. 4)

ARTÍCULO 2.3.2.3. Sin perjuicio de las prohibiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994, las personas naturales o jurídicas que participen directa o indirectamente en el capital o en la propiedad de empresas generadoras o comercializadoras, o que sean empresas generadoras o comercializadoras, deberán abstenerse de ejecutar conductas constitutivas de competencia desleal, celebrar todo tipo de Acuerdos, realizar todo tipo de Actos o desarrollar conductas que afecten la libre competencia en el Mercado Mayorista de Electricidad en la forma como lo prevén la Ley 155 de 1959, el Decreto 2153 de 1992 (Ver Anexo), la Ley 256 de 1996 y el artículo 6o. de la Resolución CREG-056 de 1994 y demás normas que las complementen, adicionen o sustituyan.

PARAGRAFO 1. Dentro de los treinta (30) días siguientes a la fecha de vigencia de la presente Resolución, el representante legal de cada una de las empresas de generación y comercialización y sus Inversionistas, deberán, sin excepción, certificar por escrito a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, bajo la gravedad del juramento y con la consecuente responsabilidad penal atribuida por el Artículo 43 de la Ley 222 de 1995, que la Empresa o el Inversionista no hacen parte de Acuerdos verbales o escritos ni realizan Actos o Conductas que vulneren las normas señaladas en el presente Artículo.

Con los mismos alcances deberán proporcionar a la Comisión, cuando esta lo solicite, un certificado que acredite el cumplimiento de las obligaciones a que se refiere este Artículo, durante el período que siguió al último certificado expedido de esta clase.

PARAGRAFO 2. Cuando la Comisión de Regulación de Energía y Gas considere que una empresa ejerce poder de mercado en el Mercado Mayorista, podrá establecer reglas de comportamiento diferencial aplicables a dicha empresa.

(Fuente: R CREG 042/99, art. 5)

ARTÍCULO 2.3.2.4. SOLICITUDES DE INFORMACIÓN. La Comisión de Regulación de Energía y Gas selectivamente pedirá información amplia, exacta, veraz y oportuna a las Empresas que desarrollan las actividades de generación y comercialización y/o a sus Inversionistas, sobre los Acuerdos verbales o escritos que hayan celebrado o que celebren.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas solicitará a las autoridades competentes las investigaciones y sanciones correspondientes, cuando tenga indicios de que se han violado las normas señaladas en el Artículo 5o. de esta Resolución.

(Fuente: R CREG 042/99, art. 6)

Participación en la actividad de generación de energía eléctrica

ARTÍCULO 2.3.3.1. REGULACIÓN DIFERENCIAL SEGÚN LA PARTICIPACIÓN DEL AGENTE EN LA ACTIVIDAD DE GENERACIÓN ELÉCTRICA Y LA CONCENTRACIÓN DEL MERCADO. a) Cuando la participación de un generador, en la actividad de generación eléctrica, sea mayor o igual a 25% e inferior a 30%, y, el Indice Herfindahl Hirschman, IHH, sea mayor o igual a 1800, la CREG pondrá dicha situación en conocimiento de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para lo de su competencia, sin perjuicio de las acciones que pueda adelantar esta Superintendencia, en desarrollo de las funciones que le son propias y en especial lo indicado en los artículos 3o y 5o del Decreto 990 de 2003 <sic, es 2002>;

b) Cuando la CREG establezca que la participación de un generador en la actividad de generación sea mayor o igual a 30% y el IHH sea mayor o igual a 1800, el agente deberá implementar el esquema de oferta de energía establecido en el artículo 5o de esta resolución.

(Fuente: R CREG 060/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.3.3.2. CÁLCULO DE LA PARTICIPACIÓN EN LA ACTIVIDAD DE GENERACIÓN ELÉCTRICA. La participación de un agente en la actividad de generación eléctrica se calculará como el cociente, multiplicado por cien, entre:

a) La suma de la ENFICC de las plantas propias, la de las representadas ante el MEM por el agente, y la de las plantas pertenecientes o representadas por otras empresas con quienes tenga una relación de control, ya sea en calidad de matriz, filial, subsidiaria o subordinada de acuerdo con lo previsto en la legislación comercial, y

b) La suma de la ENFICC de todas las plantas o unidades de generación del Sistema Interconectado Nacional.

PARÁGRAFO 1o. En el cálculo anterior se incluirán las plantas o unidades de generación instaladas en zonas francas.

PARÁGRAFO 2o. Para el cálculo de este porcentaje se empleará la última declaración de ENFICC hecha por los generadores para el Cargo por Confiabilidad, o el cálculo de la ENFICC realizado por el Centro Nacional de Despacho en el caso de las plantas no despachadas centralmente o de los agentes que no hayan efectuado la declaración, sin incluir la ENFICC respaldada por plantas o unidades de generación que no hayan entrado en operación.

(Fuente: R CREG 060/07, art. 3)

ARTÍCULO 2.3.3.3. CÁLCULO DEL IHH. Para los efectos de esta resolución, el IHH se calculará de la siguiente forma:

donde:

P_ENFICC,i	Participación en la actividad de generación eléctrica del agente i, calculado de conformidad con lo establecido en el artículo 3o de esta resolución.
n	Número de agentes generadores con ENFICC declarada o calculada por el CND, de conformidad con lo establecido en el artículo 3o de esta resolución.

(Fuente: R CREG 060/07, art. 4)

ARTÍCULO 2.3.3.4. ESQUEMA DE OFERTA DE ENERGÍA. Cuando se cumplan las condiciones establecidas en el literal b) del artículo 2o de esta resolución, el generador deberá poner a disposición de otros agentes la energía suficiente para que la participación en la actividad de generación retorne a los niveles establecidos en dicho literal. Las particularidades de este esquema de oferta de energía serán establecidas por la CREG en resolución aparte.

(Fuente: R CREG 060/07, art. 5)

ARTÍCULO 2.3.3.5. LÍMITE A LA PARTICIPACIÓN EN LA ACTIVIDAD DE GENERACIÓN ELÉCTRICA APLICABLE A LAS FUSIONES, INTEGRACIONES Y ADQUISICIONES. A partir de la vigencia de la presente resolución, ninguna persona natural o jurídica podrá incrementar su participación en la actividad de generación mediante operaciones relacionadas con adquisición de participación en el capital o en la propiedad o de cualquier otro derecho, o con cualquier otro tipo de adquisición, fusión o integración, cuando la participación en la actividad de generación resultante de tal operación supere el 25%.

(Fuente: R CREG 060/07, art. 6)

Concentración de la propiedad accionaria

ARTÍCULO 2.3.4.1. <Artículo SUSPENDIDO provisionalmente> Con el fin de mantener la separación de actividades establecida en el artículo 74 de la Ley 143 de 1994, las empresas de servicios públicos constituidas con anterioridad a la vigencia de la Ley 143 de 1994, que tengan por objeto la prestación del servicio público de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional no podrán absorber empresas de servicios públicos creadas con posterioridad a la vigencia de dicha ley, que tengan por objeto desarrollar cualquiera de las actividades de Transmisión, generación y distribución de energía eléctrica.

(Fuente: R CREG 095/07, art. 1)

ARTÍCULO 2.3.4.2. Sin perjuicio de la prohibición contenida en el artículo primero de la presente resolución, los generadores, distribuidores y comercializadores, o las empresas integradas verticalmente que desarrollen de manera conjunta más de una de estas actividades, podrán tener acciones, cuotas o partes de interés social que representen más del quince por ciento (15%) del capital social de una empresa que desarrolle la actividad Transmisión Nacional siempre que los ingresos de la empresa transmisora por la actividad de transmisión no representen más del 2% del total de ingresos por concepto de transmisión del Sistema de Transmisión Nacional.

Si la empresa que ejerce la actividad de transmisión, con corte a 31 de diciembre de cada año, supera el límite establecido en este artículo, el generador, distribuidor y comercializadores que tiene acciones, cuotas o partes de interés en el capital de aquella, deberá enajenar, dentro de los seis meses siguientes a la ocurrencia de este hecho, las acciones, cuotas o partes de interés que superen el quince por ciento (15%) del capital social de la empresa de transmisión, salvo que dentro del mismo plazo, la empresa que ejerce la actividad de transmisión venda los activos con los cuales supera el límite del 2% del total de los ingresos.

(Fuente: R CREG 095/07, art. 2)

Competencia en el mercado mayorista de electricidad

ARTÍCULO 2.3.5.1. Sin perjuicio de la aplicación de las normas sobre participación en la actividad de generación establecidas en la Resolución CREG 060 de 2007, y las demás que la adicionen o modifiquen, ninguna persona natural o jurídica podrá incrementar, directa o indirectamente, su Participación en el Mercado de Generación mediante operaciones relacionadas con adquisición de Participación en el Capital o en la Propiedad o de cualquier otro Derecho, o con cualquier otro tipo de adquisición o fusiones o forma de integración empresarial, cuando el total de los MW de la Disponibilidad Promedio Anual que resulten de aplicar lo dispuesto en los parágrafos del presente artículo, sea superior a la Franja de Potencia calculada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas con la información disponible, de acuerdo con lo definido en esta resolución.

Donde:

MWv:	MW equivalentes a la transacción u operación.
:	Variable binaria que es uno (1) cuando cualquier tipo de adquisición, fusión o integración da control a la empresa que la adquiere y cero (0) cuando la operación de integración no da control a la empresa, conforme a lo indicado en el Decreto 2153 de 1992 o en la legislación comercial.
MWev:	Disponibilidad Promedio Anual de las plantas y/o unidades de generación pertenecientes, representadas u operadas por la Empresa que hace parte de la operación de integración.
MWec:	Disponibilidad Promedio Anual de las plantas y/o unidades de generación pertenecientes, representadas u operadas por las Empresas controladas por la Empresa que hace parte de la operación de integración.
ec:	Empresa con la que se tiene relación de control según lo señalado en el Decreto 2153 de 1992 y en la legislación comercial.

(Fuente: R CREG 101/10, art. 2)

ARTÍCULO 2.3.5.2. REPRESENTACIÓN COMERCIAL PARA LOS ACTIVOS DE SUSTITUCIÓN EN GENERACIÓN. Las representaciones comerciales que suscriba un generador para efectos de permitir mayor generación al Sistema Interconectado Nacional, en condiciones críticas según la definición de la Resolución CREG 071 de 2006, no serán tenidas en cuenta a efectos de evaluar la franja de potencia de que trata la Resolución CREG 101 de 2010.

(Fuente: R CREG 042B/16, art. 1)

Modificaciones al esquema de ofertas de precios, el despacho ideal y las reglas para determinar el precio de la bolsa en el mercado energía mayorista

ARTÍCULO 2.4.1. AJUSTES A LA LIQUIDACIÓN EN LA BOLSA DE ENERGÍA. Se aplicarán las siguientes reglas:

1. Valores a cargo de los generadores que salieron despachados

El valor a cargo de cada generador j despachado en el Despacho Ideal, será el que resulta de aplicar la siguiente expresión:

Donde:

:	Recaudo por Valor Adicional por atención de Demanda Total Doméstica a cargo del generador j.
:	Recaudo por Valor Adicional por atención de Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado a cargo del generador j
:	Recaudo por Valor Adicional por atención de Demanda No Doméstica a cargo del generador j
	Valor adicional para la Demanda Total Doméstica.
	Valor adicional para la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y/o la Demanda No Doméstica.
	Generación ideal de la planta j en la hora i para atender Demanda Total Doméstica.
	Generación ideal de la planta j en la hora i para atender Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado.
	Generación ideal de la planta j en la hora i para atender la Demanda No Doméstica.

2. Valores a favor de los generadores despachados

El valor a favor de cada generador despachado en el Despachado Ideal será calculado con la siguiente expresión:

Donde:

	Valor a favor del generador j.
	Costos no cubiertos por concepto de arranque y parada de la planta j para atender Demanda Total Doméstica.
	Costos no cubiertos por concepto de generación ideal en condición inflexible de la planta j para atender Demanda Total Doméstica.
	Costos no cubiertos por concepto de arranque y parada de la planta j para atender la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y la Demanda no Doméstica.
	Costos no cubiertos por concepto de generación ideal en condición inflexible de la planta j para atender la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y la Demanda no Doméstica.

Según se definen en el Anexo A 4 de la Resolución CREG 024 de 1995.

(Fuente: R CREG 051/09, art. 9) (Fuente: R CREG 011/10, art. 3)

ARTÍCULO 2.4.2. NATURALEZA DE LAS NORMAS CONTENIDAS EN ESTA RESOLUCIÓN. Las normas contenidas en esta Resolución hacen parte del Reglamento de Operación que rige el funcionamiento del Mercado de Energía Mayorista, conforme a lo establecido en el literal c) del numeral 74.1 de la ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 051/09, art. 26)

Obligatoriedad de registro ante el administrador del SIC, de información relacionada con todos los contratos de compra - Venta de energía celebrados entre comercializadores y usuarios no regulados, definiéndose así mismo la información que debe estar disponible para el público sobre contratos de largo plazo

ARTÍCULO 2.5.1. REGISTRO DE INFORMACION RELACIONADA CON LOS CONTRATOS DE ENERGIA - USUARIOS NO REGULADOS. Todos los comercializadores que tengan suscritos contratos de energía a largo plazo con usuarios no-regulados, deberán registrar ante el Administrador del SIC, la información concerniente a los términos en los cuales se celebró el contrato y que se describen en el artículo 2o de la presente Resolución.

Antes del 30 de octubre de 1997, deberá ser entregada la información concerniente a todos los contratos que se encuentren vigentes a esa fecha. Una vez cumplida esta fecha, el procedimiento y los plazos para registrar la respectiva información, serán iguales a los que se encuentren vigentes para el registro de los contratos a largo plazo efectuados entre generadores y comercializadores, o entre generadores, o entre comercializadores.

PARAGRAFO 1o. En todo caso la liquidación de estas transacciones es responsabilidad de las partes contratantes y no podrá ser delegada al Administrador del SIC.

PARAGRAFO 2o. El no registro ante el Administrador del SIC de la información relacionado con los contratos de usuarios no - regulados, dará lugar a la aplicación de todas las sanciones contempladas en el Artículo 81 de la Ley 142 de 1994 y aquellas que la CREG establezca, en desarrollo de la facultad que le otorga el inciso final del Artículo 73 de la misma Ley.

(Fuente: R CREG 135/97, art. 1)

ARTÍCULO 2.5.2. INFORMACION MINIMA A SUMINISTRAR SOBRE LAS TRANSACCIONES CON USUARIOS NO - REGULADOS. La forma, contenido y condiciones establecidas en los contratos de energía entre comercializadores y usuarios no-regulados, podrán pactarse libremente entre las partes. En el momento del registro de la transacción, se deberá proporcionar la siguiente información mínima: identidad de las partes contratantes; nivel de tensión de suministro; frontera comercial; Mercado de Comercialización al que pertenece el usuario no regulado; modalidad de contratación; duración del contrato; reglas o procedimientos claros para determinar hora a hora, durante la duración del contrato, las cantidades de energía a asignar bajo el contrato y el respectivo precio.

PARAGRAFO 1o. Para cumplir con lo establecido en el presente Artículo, el Administrador del SIC diseñará un proyecto de formato, para el registro de la información concerniente a contratos con usuarios del mercado no regulado. Así mismo, diseñará un proyecto de formato con la información que contendrá cada boletín informativo, especificando los medios que empleará para divulgarlo. Tanto los formatos como los medios de divulgación, deberán someterse a la aprobación del Comité de Expertos de la Comisión antes del 30 de septiembre de 1997.

PARAGRAFO 2o. Se entiende por Mercado de Comercialización el conjunto de usuarios conectados a un mismo sistema de transmisión regional y/o distribución local.

PARAGRAFO 3o. Las transacciones de energía entre comercializadores y usuarios no regulados, deberán reportarse al Administrador del SIC, en la forma, tiempo, sitio y modo que este último establezca, con el fin de cumplir con las disposiciones de esta Resolución.

(Fuente: R CREG 135/97, art. 2)

ARTÍCULO 2.5.3. INFORMACION PUBLICA QUE DEBERA PROPORCIONAR EL ADMINISTRADOR DEL SIC. El décimo (10) día hábil de cada mes, el Administrador del SIC pondrá a disposición del público a través de la página del Operador del Mercado, XM la siguiente información:

1. Información correspondiente a las transacciones efectuadas durante el mes inmediatamente anterior:

a) Precio promedio ponderado diario y GWh de la energía transada mediante contratos de largo plazo entre agentes del mercado mayorista de electricidad con destino al mercado regulado.

b) Precio promedio ponderado diario y GWh de la energía transada mediante contratos de largo plazo de todos los comercializadores del mercado mayorista de electricidad que atienden el mercado de usuarios regulados.

c) Precio promedio ponderado diario y GWh de la energía transada mediante contratos de largo plazo entre comercializadores y usuarios no regulados, presentando la información por nivel de tensión de suministro y por mercado de comercialización.

d) Para cada comercializador del mercado mayorista de electricidad que atienda el mercado de usuarios no regulados, se deberá publicar un reporte del precio promedio ponderado diario y GWh de la energía transada mediante contratos de largo plazo, para cada uno de los siguientes casos: los contratos de largo plazo con destino a atender directamente la demanda no regulada, los contratos de largo plazo en los que no tenga vinculación económica con su contraparte y los contratos de largo plazo con destino a la intermediación en el mercado no regulado.

e) Precio promedio ponderado diario y GWh de la energía transada mediante contratos de largo plazo entre generadores de electricidad.

f) Precio promedio ponderado diario y GWh de la energía transada mediante contratos de largo plazo entre comercializadores de electricidad.

g) Precio Spot promedio ponderado diario en la bolsa de energía.

2. Información proyectada para los siguientes sesenta (60) meses contados a partir del mes de publicación:

a) Para los contratos entre comercializadores y usuarios no regulados cuya información se registre ante el Administrador del SIC, y cuyas cantidades puedan ser determinadas para los periodos proyectados, se publicará a nivel agregado para todo el mercado el promedio y la mediana de todas las cantidades en GWh/mes. La proyección de demanda del mercado no regulado se realizará de acuerdo con la mejor información disponible en el ASIC de la curva típica de carga.

b) Para los contratos celebrados para atender demanda regulada, registrados ante el Administrador del SIC, y cuyas cantidades puedan ser determinadas para los periodos proyectados, se publicará para cada agente discriminando por contrato y a nivel agregado para todo el mercado el promedio y la mediana de todas las cantidades en GWh/mes. La proyección de demanda del mercado regulado, se realizará de acuerdo con la mejor información disponible en el ASIC de la curva típica de carga.

c) Para los contratos entre comercializadores y usuarios no regulados cuya información se registre ante el Administrador del SIC, y cuyos precios puedan ser determinados para los periodos proyectados, se publicará a nivel agregado para todo el mercado el promedio ponderado y la mediana de todos los precios en $/kWh.

d) Para los contratos celebrados para atender demanda regulada, registrados ante el Administrador del SIC, y cuyos precios puedan ser determinados para los periodos proyectados, se publicará para cada agente discriminando por contrato y a nivel agregado para todo el mercado el promedio ponderado y la mediana de todos los precios en $/kWh.

e) Reporte de precios y cantidades que puedan ser determinados por el Administrador del SIC, como porcentaje de la demanda total contratada, tanto para el mercado de usuarios regulados y no regulados. Para tal efecto, se tomará la demanda proyectada de la UPME y la participación porcentual en la última facturación disponible del ASIC para cada agente en la participación de cada mercado.

PARÁGRAFO 1o. Los precios a los que hace referencia este artículo corresponden a los precios de suministro, es decir sin incluir cargos ni contribuciones en los precios de los contratos reportados.

PARÁGRAFO 2o. Trimestralmente el Administrador del SIC publicará en la página del operador del mercado, los porcentajes de la demanda total estimada por la UPME para los siguientes sesenta (60) meses, que a la fecha haya sido adquirida contractualmente.

PARÁGRAFO 3o. Trimestralmente el Administrador del SIC publicará en la página del operador del mercado, un listado de las personas jurídicas que sean usuarios pertenecientes al mercado no regulado de electricidad, conectados a los niveles 2, 3 y 4 de tensión.

PARÁGRAFO 4o. Semestralmente, el Administrador del SIC remitirá a la UPME copia de la información que reciba correspondiente a energía transada mediante contratos de largo plazo entre comercializadores y usuarios no regulados, omitiendo la información correspondiente a las partes contratantes.

(Fuente: R CREG 135/97, art. 3) (Fuente: R CREG 198/15, art. 1) (Fuente: R CREG 135/15, art. 1)

Normas con el fin de promover la libre competencia en las compras de energía eléctrica

Principios y condiciones generales que deben cumplir los mecanismos para la comercialización de energía eléctrica para que sus precios sean reconocidos en el componente de costos de compras de energía al usuario regulado

Objeto

ARTÍCULO 2.6.1.1.1. OBJETO. En el marco de las Leyes 142 y 143 de 1994, definir los principios y las condiciones generales que deben cumplir aquellos mecanismos para la comercialización de energía eléctrica, puestos a consideración de la Comisión, que aspiren al reconocimiento de los costos agregados de las compras de energía en el costo unitario de prestación del servicio al usuario regulado. Asimismo, definir el procedimiento de evaluación de los resultados de dichos mecanismos.

(Fuente: R CREG 114/18, art. 1)

Principios y condiciones generales del mecanismo

ARTÍCULO 2.6.1.2.1. PRINCIPIOS DEL MECANISMO. Los mecanismos para la comercialización de energía eléctrica que Promotores presenten a la CREG, deberán demostrar que cumplen con los principios de eficiencia, transparencia, neutralidad y fiabilidad. Estos principios se definen en el Anexo 1 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 114/18, art. 3)

ARTÍCULO 2.6.1.2.2. CONDICIONES GENERALES DEL MECANISMO. El mecanismo para la comercialización de energía eléctrica presentado a la CREG deberá cumplir con las condiciones de pluralidad, estandarización, simplicidad, disponibilidad de información, acreditación, anonimato, seguridad operativa, gestión de riesgos, reporte de información necesaria para la valoración de riesgos de los agentes del mercado de energía mayorista, esquemas de solución de controversias y esquemas de ajustes regulatorios. Estas condiciones están definidas en el Anexo 1 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 114/18, art. 4)

Criterios e indicadores de evaluación del resultado del mecanismo

ARTÍCULO 2.6.1.3.1. CRITERIOS E INDICADORES DE EVALUACIÓN DEL RESULTADO DEL MECANISMO. Para aquellos mecanismos para la comercialización de energía que cumplan con los principios y condiciones generales que trata esta resolución, se establecen los criterios de competencia efectiva, representatividad del volumen transado y consistencia del mecanismo para evaluar los resultados.

La definición de estos criterios está en el Anexo 2, así como algunos indicadores que pueden ser utilizados para la evaluación de los criterios.

La CREG podrá establecer indicadores de evaluación adicionales cuando lo considere necesario o por recomendación del agente especializado, acorde a la naturaleza del mecanismo presentado.

(Fuente: R CREG 114/18, art. 5)

ARTÍCULO 2.6.1.3.2. CONDICIONES MÍNIMAS DEL PROMOTOR PARA LA PRESENTACIÓN DEL MECANISMO PARA LA COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA. El Promotor que esté interesado en presentar un mecanismo para la comercialización de energía a la CREG deberá cumplir con las condiciones de experiencia, independencia y supervisión de acuerdo a lo establecido en el Anexo 3.

(Fuente: R CREG 114/18, art. 6)

Descripción del proceso de evaluación de mecanismos para la comercialización de energía

ARTÍCULO 2.6.1.4.1. CONTENIDO MÍNIMO DE LA PROPUESTA. Los Promotores interesados en presentar una propuesta de mecanismo para la comercialización de energía deberán incluir toda la información necesaria que se requiera para demostrar el cumplimiento de los principios y condiciones necesarias definidas en esta resolución. Como mínimo la propuesta deberá incluir, sin limitarse a ellos, los siguientes elementos:

1. Carta de presentación del Promotor. Se deberán identificar claramente:

a) El diseñador.

b) El ejecutor.

c) El administrador del mecanismo.

d) El administrador de riesgo.

e) Cualquier otra persona que desempeñe un rol dentro del mecanismo.

2. Certificado de existencia y representación de cámara de comercio del Promotor y quienes lo componen con máximo tres (3) meses de emisión. En caso de ser un consorcio, documento de constitución.

3. Certificación de experiencia.

4. Documento con la información sobre la existencia de vínculos económicos o conflictos de interés, cuando existan y esquema de administración de los mismos, cuando corresponda.

5. Declaración juramentada sobre la inexistencia de vínculos económicos o conflictos de interés, cuando corresponda.

6. Sistema de prevención y control de lavado de activos y financiación del terrorismo.

7. Criterios para la admisión y desvinculación de los participantes.

8. Modelo de contrato para cada producto objeto de negociación.

9. Reglamento operativo: documento donde se consigne el funcionamiento y operación del mecanismo de asignación de cantidades y formación de precios. Se deberá describir como mínimo:

a) Proceso de formación de precios.

b) Proceso de negociación y ejecución de transacciones.

c) Tipo de ofertas que se pueden presentar en el mecanismo.

d) Información que se debe ingresar al mecanismo sobre las ofertas de compra y venta.

e) Otros criterios y parámetros para el cierre y adjudicación de transacciones.

10. Esquemas de administración y gestión de riesgos.

a) Riesgos asociados a los participantes: Riesgo de crédito y contraparte.

b) Riesgos asociados al administrador: Administración y gestión de los riesgos operativos.

11. Esquemas para la resolución de controversias.

12. Normas para el suministro de información oportuna y fidedigna para el funcionamiento del mecanismo.

13. Política de publicación de información sobre las variables relevantes del mercado, así como las transacciones resultantes del mecanismo para la comercialización.

14. Política de disponibilidad y entrega de información a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD).

15. Documento en donde se evalúe el cumplimiento de los principios y criterios por parte del mecanismo propuesto. En este documento se deben ligar y evaluar los aspectos del reglamento operativo presentados en la propuesta a la luz de los principios y condiciones que se establecen en los artículos 3o y 4o de la presente resolución.

PARÁGRAFO. El promotor deberá manifestar expresamente a la Comisión si dentro de la información entregada en el mecanismo existen elementos protegidos a través de propiedad intelectual y/o propiedad industrial. También deberá manifestar la existencia de información de carácter reservado, para lo cual se deberá exponer de manera suficiente los argumentos y motivos de la reserva de la información que haya sido indicada como tal, así como la norma o disposición constitucional y/o legal en que se fundamenta.

(Fuente: R CREG 114/18, art. 7)

ARTÍCULO 2.6.1.4.2. ETAPAS DEL PROCESO DE EVALUACIÓN. El proceso de evaluación de mecanismos para la comercialización de energía consta de 2 etapas:

1. Etapa 1. Presentación de la propuesta de mecanismo para la comercialización de energía y evaluación del cumplimiento de los principios y condiciones generales establecidos en esta resolución. Esta etapa comprende el desarrollo de las siguientes actividades:

a) Un Promotor entrega a la CREG una propuesta de mecanismo para comercialización de energía.

b) La CREG verifica el contenido mínimo de la propuesta establecido en el artículo 7 de esta resolución.

c) La CREG determina la necesidad de que el Promotor contrate a uno o varios agentes especializados y de requerirse informará quién será dicho agente.

d) La CREG establece un cronograma indicativo para llevar a cabo el proceso de evaluación de principios y condiciones generales con las actividades pertinentes.

e) La CREG informa por medio de circular las decisiones a las que hacen referencia los literales c y d).

f) La CREG, en conjunto con el agente o los agentes especializados en el caso que sean requeridos, lleva a cabo la evaluación del mecanismo a efectos de determinar el cumplimiento de los principios y condiciones generales.

g) En función del resultado de la evaluación realizada por la CREG, si un mecanismo cumple con lo exigido en esta resolución, la CREG expedirá una resolución de carácter general que establezca los indicadores de resultado del mecanismo y los referentes para su evaluación. También se establecerá la forma en la cual se reconocerán los costos agregados de la compra de energía en el componente G del costo unitario de prestación del servicio a los usuarios regulados, a los comercializadores a quienes se les asignen contratos como resultado de la ejecución del mecanismo.

En el evento en que se evidencie que el mecanismo no permita dar cumplimiento a los principios y las condiciones generales establecidas en los artículos 3o y 4o de esta resolución, la Dirección Ejecutiva mediante Auto informará esta circunstancia al Promotor. Si dentro de los tres meses siguientes a la expedición de dicho Auto, la CREG no ha podido llevar a cabo una evaluación favorable en ausencia de un pronunciamiento efectivo por parte del Promotor, esto generará como consecuencia la imposibilidad de expedir la resolución de carácter general a la que se hace referencia en el inciso anterior y el archivo de la propuesta. Esto último será informado a los agentes del mercado de energía a través de Circular expedida por la Dirección Ejecutiva.

2. Etapa 2. Ejecución y evaluación de los resultados del mecanismo para la comercialización de energía. Una vez el Promotor desarrolle y ejecute el mecanismo al que hace mención la resolución de carácter general del literal g del numeral 1 del presente artículo, se llevarán a cabo las siguientes actividades:

a) El Promotor debe contratar al auditor conforme a lo dispuesto en los artículos 12, 13 y 14 de esta resolución.

b) El Promotor ejecuta el mecanismo evaluado por la CREG.

c) El auditor presenta el informe a la CREG en función de los indicadores específicos establecidos para el mecanismo.

d) La CREG publicará mediante circular el informe del auditor con la evaluación de los resultados del mecanismo.

e) La CREG informará a la SSPD que los comercializadores podrán aplicar las fórmulas donde se hace el reconocimiento de los costos de compras de energía del costo unitario de prestación del servicio a los usuarios regulados, según lo establecido en la resolución de carácter general a la que hace referencia el literal g de la etapa 1.

(Fuente: R CREG 114/18, art. 8)

ARTÍCULO 2.6.1.4.3. EVALUACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LOS PRINCIPIOS Y LAS CONDICIONES GENERALES. Verificadas las condiciones mínimas del Promotor, la CREG determinará, a través de una evaluación, si el mecanismo propuesto cumple con los principios y condiciones generales. Esta evaluación se realizará de forma directa por la CREG, pero podrá requerir la contratación de un agente especializado.

En caso de requerir un agente especializado para la evaluación, este deberá llevar a cabo las actividades que sirvan a la CREG para la evaluación de un mecanismo a la luz de los principios y criterios generales. Además, podrá proponer los indicadores adicionales aplicables a los criterios de evaluación de resultado, de ser necesario.

(Fuente: R CREG 114/18, art. 9)

ARTÍCULO 2.6.1.4.4. SELECCIÓN DEL AGENTE ESPECIALIZADO. Definida la necesidad de contratar uno o más agentes especializados, la CREG definirá quién será dicho agente, fundamentándose, sin limitarse a ello, en la experiencia demostrada en diseño de mercados o en la capacidad técnica en evaluación de modelos y esquemas de gestión de riesgo.

Cuando se haga público quién será el agente especializado, también se hará pública la manifestación de dicho agente en la que declara, bajo la gravedad de juramento, que no está incurso en conflictos de interés con el Promotor o quienes lo compongan o con los agentes del mercado de energía eléctrica. El agente especializado, o las personas vinculadas a este que hayan participado en la validación de los principios y condiciones generales de algún mecanismo, no podrán presentar mecanismos a los que hace referencia la presente resolución para ser evaluados por la CREG, en un periodo de dos (2) años después de haber realizado las actividades que sirvan a la CREG para el proceso de evaluación.

(Fuente: R CREG 114/18, art. 10)

ARTÍCULO 2.6.1.4.5. COSTOS DE LA CONTRATACIÓN DEL AGENTE ESPECIALIZADO. Cuando la Comisión defina que es requerida la contratación de uno o más agentes especializados para llevar a cabo las actividades que sirvan a la CREG para el proceso de evaluación de un mecanismo propuesto, los costos de dicha contratación deberán ser asumidos por el Promotor que presente el mecanismo propuesto a la CREG.

(Fuente: R CREG 114/18, art. 11)

ARTÍCULO 2.6.1.4.6. EVALUACIÓN DE RESULTADOS DEL MECANISMO PARA LA COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA. El promotor o ejecutor del mecanismo seleccionará a uno de los auditores de la lista publicada conforme a lo dispuesto en el artículo 13.

El auditor seleccionado deberá auditar el cumplimiento de los criterios e indicadores de evaluación del resultado del mecanismo a los que hacen referencia el artículo 5 y la resolución de carácter general de que trata el artículo 8 de la presente resolución.

El informe del auditor deberá ser entregado a la CREG y deberá concluir, de manera clara e inequívoca, si se cumplió con los criterios y los valores de referencia establecidos para los indicadores del mecanismo. La CREG definirá el plazo de entrega del informe o informes de auditoría en la resolución de carácter general a la que se hace referencia en el artículo 8 de la presente resolución. Este informe deberá ser entregado dentro del mes calendario siguiente a la fecha de evaluación de los indicadores.

La CREG publicará este informe vía circular, y notificará los resultados a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

PARÁGRAFO 1o. Cada vez que entregue un informe de auditoría, el auditor y quienes conformen su equipo deberán presentar una declaración de que no tiene ningún conflicto de interés con el promotor o con algún miembro del Mercado de Energía Mayorista.

(Fuente: R CREG 114/18, art. 12) (Fuente: R CREG 014/21, art. 1)

ARTÍCULO 2.6.1.4.7. LISTA DE AUDITORES. El CAC publicará una lista de auditores aprobada para realizar la evaluación de criterios e indicadores de resultados del mecanismo para la comercialización de energía, en la fecha que la CREG establezca en la resolución de carácter general en los términos del artículo 8 de la presente resolución.

Para la definición de la lista de auditores, el CAC deberá llevar a cabo un proceso de selección público con base en condiciones determinadas en unos Términos de Referencia. Este proceso deberá estar disponible en su página web, y deberá describir como mínimo las siguientes actividades:

1. Cronograma del proceso

2. Período de inscripción de interesados: Esta actividad debe tener un período mínimo de un (1) mes, y deberá estar contenida en el cronograma del proceso al que se hace referencia en el numeral 1 del presente artículo.

Para la selección, el CAC deberá verificar como mínimo las siguientes condiciones que debe cumplir el auditor:

a) El auditor puede ser persona natural o jurídica, nacional o extranjera.

b) El auditor debe tener experiencia en la prestación de servicios de auditoría de recursos informáticos, tecnológicos y en mecanismos de mercado de empresas públicas o privadas. En el caso de que el auditor sea una persona jurídica, estas actividades deberán estar incluidas en su objeto social.

c) Cumplir el perfil de experiencia específico que se defina para cada mecanismo en particular.

d) El auditor no podrá haber prestado servicios de consultoría, o asesoría al Promotor, o a quienes lo compongan, durante los dos (2) años anteriores al inicio de la auditoría. Así mismo, el auditor no podrá haber participado en el diseño o implementación del mecanismo propuesto, ni haber auditado el mecanismo durante el último año.

e) No podrá ser elegible quien tenga un conflicto de intereses con el Promotor. Para ello, el auditor deberá presentar un documento donde declare que no tiene ningún conflicto de interés con el Promotor o con algún miembro del Mercado de Energía Mayorista.

PARÁGRAFO 1o. Por conflicto de interés se entiende la existencia de situaciones que puedan o resulten obstaculizando o imposibilitando su independencia e imparcialidad en la realización de la auditoría con respecto del Promotor o de los participantes del mercado de energía mayorista.

PARÁGRAFO 2o. La CREG establecerá en la resolución por la cual se defina las condiciones de traslado para el mecanismo evaluado, el perfil de experiencia específico que deberá acreditar el auditor para ese mecanismo.

PARÁGRAFO 3o. Si no hay interesados inscritos, o si los interesados no cumplen con las condiciones descritas en el proceso de definición de la lista de elegibles, el CAC deberá abrir un nuevo proceso de selección mediante la expedición de un nuevo cronograma, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la fecha límite para la inscripción de interesados.

PARÁGRAFO 4o. La lista de elegibles definida por el CAC deberá estar compuesta por al menos un auditor.

PARÁGRAFO 5o. La vigencia de la lista de auditores elegibles a la que hace referencia este artículo será de un (1) año, y deberá renovarse cada año. No obstante, la Comisión podrá determinar en la resolución de carácter general de cada mecanismo las condiciones de vigencia y renovación de la lista de auditores elegibles.

(Fuente: R CREG 114/18, art. 13) (Fuente: R CREG 014/21, art. 2)

ARTÍCULO 2.6.1.4.8. CONTRATACIÓN DEL AUDITOR. Como condición para que las transacciones realizadas en el respectivo mecanismo puedan ser trasladadas en el componente de compras de energía, el promotor o ejecutor deberá contratar al auditor y asegurarse de que se lleve a cabo la evaluación de criterios e indicadores de resultado del mecanismo evaluado por la CREG. Este auditor será seleccionado de la lista dispuesta por el CAC, conforme a lo establecido en el artículo 13 de la presente resolución. Los costos de dicha contratación deberán ser asumidos por el promotor o ejecutor del mecanismo.

PARÁGRAFO 1o. El promotor o ejecutor deberá contratar uno de los auditores de la lista de elegibles disponible y publicada por el CAC en su página web. Lo anterior deberá llevarse a cabo un mes calendario antes, o el día hábil siguiente, a la fecha de evaluación de los indicadores de evaluación de resultado del mecanismo definida en la resolución de carácter general a la que hace referencia el artículo 8 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 2o. El promotor o ejecutor deberá informar sobre la contratación a la que hace referencia este artículo al CAC, a la CREG y a la SSPD, mediante comunicación escrita. Adicionalmente el Promotor deberá informar en su página web una vez haya contratado al auditor.

(Fuente: R CREG 114/18, art. 14) (Fuente: R CREG 014/21, art. 3)

Principios y condiciones generales del mecanismo (Anexo 1)

ARTÍCULO 2.6.1.5.1. 1. PRINCIPIOS Y CONDICIONES GENERALES DEL MECANISMO. 1. Principios del mecanismo. Un mecanismo para la comercialización de energía eléctrica que un Promotor presente a la CREG, deberá demostrar que cumple con los siguientes principios.

1.1 Eficiencia: La asignación de cantidades y la formación de precios del mecanismo son resultado de la libre interacción de oferta y demanda y de la maximización del intercambio; reflejan los costos de la oferta y la disponibilidad a pagar de la demanda y son libres de manipulación o ejercicio de poder de mercado por parte de algún agente.

1.2 Transparencia: Los participantes y las autoridades de supervisión y vigilancia disponen de información simétrica, oportuna, veraz y suficiente sobre la aplicación y resultados del mecanismo. Los participantes y las autoridades de supervisión y vigilancia cuentan con información sobre el funcionamiento del mecanismo en cada una de sus etapas, así como de las variables relevantes de mercado para la toma de decisiones y para las verificaciones que fueren necesarias.

1.3 Neutralidad: Las condiciones de participación no implican ni tácita ni explícitamente barreras a la entrada o condiciones de acceso que no se fundamenten en criterios explícitos, objetivos, verificables, razonables, proporcionados y previamente establecidos. Las reglas de funcionamiento del mecanismo garantizan un tratamiento simétrico e imparcial a todos los participantes. Adicionalmente, los resultados de la aplicación del mecanismo dependen exclusivamente de variables objetivas, observadas y pertinentes sobre el producto transado y los precios de oferta o demanda.

1.4. Fiabilidad: Las condiciones de participación y los procedimientos del mecanismo garantizan un acotamiento de riesgo para los participantes y generan información suficiente para determinar los riesgos que asumen los agentes del mercado mayorista de energía que participen en el mecanismo.

2. Condiciones generales del mecanismo. El mecanismo para la comercialización de energía eléctrica que un Promotor presente a la CREG, deberá demostrar que cumple con las siguientes condiciones:

2.1 Pluralidad: El mecanismo para la comercialización de energía define una serie de requisitos de participación que permitan la concurrencia eficiente de múltiples agentes tanto de la oferta como de la demanda.

2.2. Estandarización: El mecanismo para la comercialización de energía define claramente las características mínimas y las cláusulas básicas del (de los) contrato(s) objeto de negociación. Los contratos tienen precios y cantidades determinables de manera objetiva e independientemente verificables.

2.3 Simplicidad: La forma de adjudicación y la formación de precio del mecanismo para la comercialización de energía están claramente definidas. Tanto los procedimientos como los resultados son replicables y auditables.

2.4 Disponibilidad de información: El mecanismo para la comercialización de energía cuenta con un reglamento de operación claro y completo. Asimismo, el mecanismo para la comercialización define una política de publicación de información relevante para la toma de decisiones ex ante y ex post a las transacciones. Los precios resultantes del mecanismo son obtenidos de una función observable de las ofertas presentadas y variables objetivas definidas por el mecanismo. El mecanismo proporciona la información necesaria para que las autoridades de vigilancia y control lleven a cabo las verificaciones según su competencia.

2.5 Acreditación: El mecanismo para la comercialización de energía establece de antemano los requisitos y el procedimiento que deben cumplir los agentes interesados en participar, los cuales se sustentan en criterios objetivos, verificables, razonables y proporcionados. Todos los agentes que cumplan los requisitos de entrada al mecanismo para la comercialización tienen la misma oportunidad de participación.

2.6 Anonimato: El mecanismo para la comercialización de energía garantiza que la información sobre la identidad de los participantes de oferta y demanda no pueda ser utilizada estratégicamente para afectar la asignación de cantidades y el proceso de formación de precio.

2.7 Seguridad operativa: El mecanismo para la comercialización de energía define procesos eficaces para garantizar la operación continua del mismo. Adicionalmente, permite la verificación de las operaciones resultantes del mismo.

2.8 Gestión de riesgos: El mecanismo para la comercialización de energía cuenta con esquemas de gestión de riesgo que les permiten a sus participantes acotar los riesgos asociados a su implementación, incluyendo como mínimo al riesgo asociado con el incumplimiento de las obligaciones derivadas de la participación en el mecanismo.

2.9 Información necesaria para valoración de riesgos de los agentes del mercado de energía mayorista: El mecanismo para la comercialización de energía dispone y prevé la entrega de la información necesaria para que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) pueda llevar a cabo la valoración y monitoreo del riesgo de los agentes que participen en el mecanismo y que a su vez sean agentes regulados del mercado de energía mayorista.

2.10 Adaptabilidad al mercado: El mecanismo es funcional bajo el marco regulatorio vigente y no requiere modificaciones a la regulación por parte de la CREG, para su adecuada ejecución. El mecanismo dispone de instancias y procedimientos de ajuste propios, que le permiten operar ante cambios de mercado, regulatorios y operativos que modifiquen las reglas del mercado de energía mayorista u otras instancias que pudieran afectar la operatividad del mecanismo. Por lo tanto, el mecanismo deberá contemplar explícitamente esquemas de solución de controversias que surjan entre los participantes y cláusulas de ajuste regulatorio en los contratos resultantes.

(Fuente: R CREG 114/18, art. Anexo 1) (Fuente: R CREG 014/20, art. 1)

Criterios e indicadores de evaluación del resultado del mecanismo (Anexo 2)

ARTÍCULO 2.6.1.6.1. 2. CRITERIOS E INDICADORES DE EVALUACIÓN DEL RESULTADO DEL MECANISMO. Una vez el mecanismo para la comercialización de energía cumpla con los principios y condiciones generales que trata esta resolución, la CREG establecerá los criterios, los indicadores y sus respectivos referentes para evaluar los resultados de la ejecución del mecanismo.

Los criterios para evaluar los resultados del mecanismo son competencia efectiva, representatividad y consistencia. Los indicadores y los referentes que la CREG establezca dependerán de la naturaleza y las características del mecanismo. En consecuencia, la evaluación de los resultados podrá diferir entre mecanismos. A continuación, se describen los criterios y algunos indicadores de evaluación del resultado del mecanismo:

1. Liquidez y competencia efectiva: Las asignaciones resultantes de la ejecución del mecanismo para la comercialización de energía son el resultado de un proceso donde interactúan de manera eficiente agentes de oferta y demanda.

Los indicadores con los que se medirá el criterio de liquidez y competencia efectiva podrán ser, entre otros:

a) Spread de precios: Diferencia entre el máximo precio de la demanda y el mínimo precio de la oferta.

b) Participación: Número total de agentes participantes tanto en el lado de la oferta como en la demanda.

c) Concentración: Relaciones entre los volúmenes de energía transados por agentes individuales y el volumen total transado, ofertado o demandado en el mecanismo.

d) Relación oferta/demanda: Relaciones entre los volúmenes de energía ofertado, demandado y asignado en el mecanismo.

2. Representatividad de las transacciones: Las asignaciones resultantes del mecanismo en términos de volumen transado son representativas en el mercado.

Los indicadores con los que se medirá el criterio de representatividad de las transacciones podrán ser, entre otros:

a) Representatividad en el SIN: relación entre el volumen de energía transada en dicho mecanismo sobre la demanda de energía del sistema interconectado nacional (SIN).

b) Representatividad en un mercado de referencia: relación entre el volumen de energía transada en dicho mecanismo sobre un mercado de referencia.

3. Consistencia: La ejecución del mecanismo corresponde a la estricta aplicación de las reglas especificadas por el Promotor en el reglamento de operación.

Tanto los procedimientos como los resultados deben ser replicables y auditables, en cualquier caso, por las autoridades de inspección, vigilancia y control a efectos de adoptar decisiones de acuerdo con sus competencias.

El indicador para evaluar la consistencia del mecanismo para la comercialización de energía será binario (cumple o no cumple).

(Fuente: R CREG 114/18, art. Anexo 2)

Condiciones mínimas del promotor para la presentación del mecanismo para la comercialización de energía (Anexo 3)

ARTÍCULO 2.6.1.7.1. 3. CONDICIONES MÍNIMAS DEL PROMOTOR PARA LA PRESENTACIÓN DEL MECANISMO PARA LA COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA. El Promotor que esté interesado en presentar un mecanismo para la comercialización de energía a la CREG deberá cumplir como mínimo con las siguientes condiciones:

1. Experiencia

El Promotor, para cada rol a desempeñar, debe acreditar experiencia en mecanismos de comercialización y capacidad en las obligaciones definidas en el mecanismo de comercialización propuesto.

Adicionalmente, quienes compongan el Promotor deberán presentar sendas declaraciones en las que señalen que no han sido objeto de fallos o sanciones en firme por conductas calificadas como prácticas contrarias a la libre competencia, fraude, abuso de autoridad o violación de reglas relativas a manejo de información reservada, delitos contra el orden económico y social o contra el sistema financiero.

2. Independencia

1. Declaraciones de situaciones de control y conflictos de interés. Quienes compongan el Promotor, independiente del rol que tengan, deberán presentar respectivas declaraciones escritas, dirigidas a la CREG, en las que identifiquen si se encuentran en situación de control, en los términos definidos en los artículos 261 y 262 del Código de Comercio y el numeral 4 del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992, con participantes del mercado de energía eléctrica o conflictos de interés, en cuyo caso se deberá establecer en un documento cómo se administran dichas situaciones de control y conflictos de interés.

La situación de control debe ser declarada tanto en los casos donde se tiene el rol de controlante como en los casos donde se tiene el rol de controlado.

El Promotor, independientemente del rol que desempeñe, que sea conformado por diferentes sociedades debe presentar dichas declaraciones de manera individual por todas las personas que conformen la estructura plural.

Por conflicto de interés se entiende la existencia de situaciones que puedan o resulten obstaculizando o imposibilitando su independencia e imparcialidad en la realización de esta gestión o con respecto de los participantes del mercado de energía mayorista que tengan participación directa o indirecta en el Promotor.

La CREG determinará si la situación de control o el conflicto de interés inhibe al Promotor o a alguno de sus integrantes para poder llevar a cabo el diseño, la ejecución y administración del mecanismo propuesto.

2. Restricciones de participación. En todo caso, para los roles de administrador, ejecutor o administrador de riesgo se deben cumplir las siguientes condiciones:

a) Ningún participante del mercado de energía mayorista podrá tener una participación directa o indirecta en el capital o en la propiedad del administrador, o del ejecutor o del administrador de riesgo que exceda el 5%.

b) El administrador del mecanismo, el ejecutor o el administrador de riesgo no pueden tener participación directa o indirecta en el capital o en la propiedad de alguno de los participantes del mercado de energía mayorista.

El ejecutor y el administrador del mecanismo no pueden participar como comprador ni como vendedor de forma directa o indirecta en el mecanismo para la comercialización del cual hacen parte, ni podrá ser contraparte de ninguna transacción realizada en el mecanismo del cual hace parte.

Sin perjuicio del cumplimiento de las disposiciones anteriores, ninguno de los participantes del mercado de energía mayorista que conformen el administrador, el ejecutor o el administrador de riesgos podrán tener pactos, acuerdos, o cualquier tipo de documento que tenga por objeto o como efecto la constitución de una situación de control, como controlantes o como controlados.

3. Supervisión El ejecutor del mecanismo, el administrador del mecanismo y el administrador de riesgo deben contar con la participación de por lo menos un agente sujeto a la supervisión, vigilancia y control de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) o de la Superintendencia Financiera de Colombia (SFC), sujeto a las restricciones de participación que se establecen en este anexo.

En este sentido, la participación a que hace referencia el numeral anterior no implica la obligación de conformar un consorcio por parte de agentes sujetos a la supervisión, vigilancia y control de la Superintendencia Financiera de Colombia (SFC), por lo que dicha participación estará sujeta a la aplicación de los acuerdos, formas asociativas o de participación que estas tengan permitidas según la normativa financiera vigente. Asimismo, debe ser verificable dentro de la propuesta el interés y compromiso que estos agentes tengan en participar y ejecutar algún rol dentro del mecanismo.

(Fuente: R CREG 114/18, art. Anexo 3) (Fuente: R CREG 144/18, art. 2)

Mecanismo para promover la contratación de largo plazo para proyectos de generación de energía eléctrica complementario a los mecanismos existentes en el mercado de energía mayorista

ARTÍCULO 2.6.2.1. OBJETO. En cumplimiento de lo señalado en el artículo 19 de la Resolución 40590 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía, en esta resolución se definen las condiciones de competencia que garantizan un proceso de asignación eficiente en la subasta de contratos de largo plazo.

(Fuente: R CREG 106/19, art. 1)

ARTÍCULO 2.6.2.2. CONDICIONES DE COMPETENCIA. La única condición de competencia que se deberá evaluar en la aplicación del mecanismo de subasta de contratos de largo plazo establecido en la Resolución 40590 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía es que ningún vendedor en la subasta tenga una participación en la oferta de energía máxima diaria garantizada superior al cuarenta por ciento (40%).

Para el cálculo de la participación en la oferta de energía máxima diaria garantizada de cada vendedor deberán llevarse a cabo los siguientes pasos:

Paso 1. Se identifican los vendedores en la subasta como aquellos que han cumplido con los requisitos de precalificación y cuya garantía de seriedad de la oferta, de la que trata el artículo 33 de la Resolución 40590 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía, ha sido aceptada en las condiciones definidas por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) en el pliego de términos y condiciones específicas.

Paso 2. Para cada vendedor identificado en el Paso 1, se determina la cantidad máxima de energía disponible a vender expresada en kilovatios hora día (kWh-día). Esta corresponde a la energía disponible a vender informada en el sobre número 1 entregado por cada vendedor, de acuerdo con los pliegos de términos y condiciones específicas definidos por la UPME.

Paso 3. Se identifican los vendedores con un mismo controlante o entre los que exista situación de control. Todos los vendedores que tengan un mismo controlante o entre los que exista una situación de control serán tenidos en cuenta para la determinación de la energía máxima disponible a vender como un (1) solo vendedor.

Paso 4. La energía máxima disponible a vender para los vendedores del Paso 3 será la suma de las cantidades máximas de energía disponible a vender de los vendedores con un mismo controlante o entre quienes exista situación de control. Para aquellos vendedores que no tienen el mismo controlante o que no están en situación de control con otros vendedores, la energía máxima disponible a vender será la identificada en el Paso 2.

Paso 5. Se calcula la participación en la oferta de energía máxima diaria garantizada de cada vendedor, a partir de la siguiente expresión:

Donde:

	Participación en la oferta de energía máxima diaria garantizada del vendedor i. La participación en la oferta de energía máxima diaria garantizada de cada vendedor toma valores positivos hasta un máximo de cien por ciento (100%).
	Cantidad máxima de energía disponible a vender del vendedor i determinada en el Paso 4, expresada en kilovatios hora-día (kWh-día).
	Sumatoria de las cantidades máximas de energía disponibles a vender informadas por los j vendedores identificadas en el Paso 4.

Paso 6. A partir de las participaciones en la oferta de energía máxima diaria garantizada (PEMDi) calculadas en el Paso 5, se verifica que ningún vendedor tenga una participación superior al 40%.

Se entenderá como cumplida la condición de competencia si después de surtido el proceso descrito anteriormente se encuentra que la participación en la oferta de cada uno de los j vendedores es menor o igual a cuarenta por ciento (40%).

(Fuente: R CREG 106/19, art. 2)

ARTÍCULO 2.6.2.3. REQUERIMIENTOS DE INFORMACIÓN PARA EL CÁLCULO DEL INDICADOR DE COMPETENCIA DEL MECANISMO PARA LA CONTRATACIÓN DE LARGO PLAZO. Quienes estén interesados en participar en la subasta como vendedores deberán entregar a la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), en su calidad de administrador de la subasta, una declaración juramentada suscrita por el representante legal con información exacta, veraz, oportuna y verificable sobre los vínculos económicos existentes con otros vendedores que pudiesen participar en la subasta, así como las relaciones de control en las que se encuentran, con el fin de contar con los insumos que permitan medir adecuadamente el indicador de competencia.

Se entiende situación de control de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 4 del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992. Es la posibilidad de influenciar directa o indirectamente la política empresarial, la iniciación o terminación de la actividad de la empresa o la disposición de los bienes o derechos esenciales para el desarrollo de la misma. Así mismo, hay situación de control entre la matriz y sus subordinadas (filiales y subsidiarias) en los términos señalados en los artículos 260 y 261 del Código de Comercio, así como aquellos que lo modifiquen.

Esta declaración deberá ser remitida a la UPME en el término y condiciones definidas en los pliegos de términos y condiciones específicas de la subasta.

(Fuente: R CREG 106/19, art. 3)

ARTÍCULO 2.6.2.4. EVALUACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DEL INDICADOR DE COMPETENCIA. El auditor independiente, del que trata el Anexo de la Resolución 40590 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía deberá evaluar el indicador de competencia establecido en esta resolución.

El informe al que hace referencia el literal e), numeral 2 del Anexo de la Resolución 40590 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía deberá contener lo siguiente:

1. Resultado del cálculo de la participación de la energía máxima diaria garantizada de cada uno de los vendedores identificados de acuerdo con lo establecido en el artículo 2o de la presente resolución.

2. Determinar si la participación de la energía máxima diaria garantizada de cada uno de los vendedores identificados fue menor o igual al cuarenta por ciento (40%).

El auditor deberá remitir una copia del informe con los resultados explícitos de los numerales 1 y 2 del presente artículo a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, y a la CREG a más tardar cinco (5) días hábiles, a partir de la fecha definida por la UPME para la validación de los indicadores de competencia establecida en los pliegos d0e términos y condiciones específicas.

(Fuente: R CREG 106/19, art. 4)

Principios, comportamientos y procedimientos que deben cumplir los comercializadores en la celebración de contratos de energía destinados al mercado regulado

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.6.3.1.1. OBJETO. Regular las convocatorias públicas que deben adelantar los comercializadores para la celebración de contratos de energía eléctrica destinados a atender el mercado regulado.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 1)

ARTÍCULO 2.6.3.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Los comercializadores que realicen compras de energía para atender su mercado regulado mediante la celebración de contratos deben adelantar convocatorias públicas, de acuerdo con lo previsto en esta resolución.

Los comercializadores están en libertad de contratar a un tercero independiente para realizar la convocatoria, siempre que cumpla con lo dispuesto en esta resolución. Los costos de la contratación del tercero deben ser asumidos por el comercializador.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 2)

ARTÍCULO 2.6.3.1.3. CONDICIONES GENERALES PARA LA CONTRATACIÓN DEL MERCADO REGULADO. Los comercializadores pueden determinar la proporción de la demanda regulada que cubren a través de contratos resultantes de las convocatorias, así como las proporciones que adquieran a través de: i) la bolsa de energía, ii) los mecanismos de comercialización aprobados en virtud de la Resolución CREG 114 de 2018, iii) las subastas de contratos de largo plazo del Ministerio de Minas de Energía o iv) los mecanismos que la CREG señale expresamente.

Los comercializadores no podrán suscribir contratos, acuerdos o cualquier otro documento que tenga la capacidad, el objeto o el efecto de comprar energía para la demanda regulada por fuera de alguno de los mecanismos de contratación antes mencionados.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 3)

ARTÍCULO 2.6.3.1.4. PROPÓSITO DE LA REGULACIÓN. Establecer las condiciones mínimas que deben cumplir las convocatorias públicas para la celebración de contratos de energía destinados al mercado regulado, con el propósito de gestionar el riesgo asociado a la volatilidad del precio de bolsa para estos usuarios, a través de un mecanismo que atienda los principios de: eficiencia, transparencia, neutralidad y fiabilidad.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 4)

ARTÍCULO 2.6.3.1.5. SUJECIÓN A LOS PRINCIPIOS QUE DEBEN GUIAR LA CONTRATACIÓN DE ENERGÍA POR PARTE DE LOS COMERCIALIZADORES PARA EL MERCADO REGULADO. Los comercializadores que atiendan usuarios regulados que realicen las convocatorias públicas para la celebración de contratos de energía destinados a este mercado, deben adelantar dichos procesos de tal forma que sean consistentes con el propósito y principios de esta regulación, así como los definidos en las Leyes 142 y 143 de 1994 y lo siguiente:

5.1. Eficiencia: La cantidad y el precio de la energía eléctrica cubierta por medio de los contratos que se celebren a través de las convocatorias públicas deben ser resultado de un proceso de libre competencia que minimice los costos o los riesgos de mercado asociados a la compra de energía en bolsa para el usuario regulado.

5.2. Transparencia: Los participantes en las convocatorias públicas y las autoridades de inspección, control y vigilancia disponen de información completa, simétrica, oportuna, veraz y suficiente sobre la realización de la convocatoria, los requisitos habilitantes, las condiciones de participación, la metodología de evaluación de las ofertas, las fechas y plazos establecidos para la entrega de documentos, la publicación de resultados y las auditorías, en caso de que aplique.

5.3. Neutralidad: Los requisitos habilitantes y las condiciones de participación en las convocatorias públicas no pueden, ni tácita ni explícitamente, imponer barreras a la entrada o condiciones de acceso que no se fundamenten en criterios explícitos, objetivos, verificables, razonables, proporcionados y previamente establecidos.

Los pliegos de condiciones, los requisitos habilitantes, procedimientos y metodología de evaluación de ofertas que establezca el comercializador al momento de realizar una convocatoria pública deben garantizar que no haya una discriminación arbitraria hacia los participantes. Los resultados de las convocatorias públicas deben estar en función exclusivamente de variables objetivas, verificables y pertinentes.

5.4. Fiabilidad: Las condiciones de participación y los requisitos habilitantes establecidos en la convocatoria pública, así como el esquema de garantías establecido en los contratos, permiten valorar y gestionar de forma objetiva y suficiente el riesgo de la posición contractual de las partes.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 5)

Comportamientos y responsabilidades de los comercializadores con respecto a la realización de convocatorias públicas

ARTÍCULO 2.6.3.2.1. COMPORTAMIENTOS ESPERADOS. En la realización de convocatorias públicas para la celebración de contratos para el mercado regulado, los comercializadores deben actuar conforme a lo establecido en la Resolución CREG 080 de 2019.

Adicionalmente, los comercializadores deben cumplir con los siguientes lineamientos para la realización de las convocatorias públicas, bien sea que la convocatoria pública la desarrolle directamente el comercializador o lo haga a través de un tercero contratado:

7.1. Cumplir con las disposiciones previstas en esta resolución para la celebración de contratos destinados total o parcialmente a la demanda regulada.

7.2. Conducir las convocatorias públicas de forma diligente y honorable. En este sentido, los comercializadores deben procurar hacer un uso racional y proporcionado del SICEP y sus recursos cuando inician procesos de convocatorias.

7.3. Todos los requisitos para participar, el cronograma de la convocatoria, las condiciones contractuales y la metodología de evaluación de ofertas deben estar definidos y publicados en el Sistema Centralizado de Información de Convocatorias Públicas (SICEP) en los plazos previstos y deben garantizar que no haya discriminación arbitraria para los participantes.

7.4. La información que suministra el comercializador, tanto a los participantes de la convocatoria pública como al administrador del SICEP y a las autoridades de inspección, control y vigilancia, debe ser: amplia, exacta, veraz, oportuna, verificable, confiable, relevante y de calidad, de tal forma que garantice la finalidad para la que fue solicitada y que no induzca a error.

7.5. Los comercializadores deben realizar la convocatoria pública para la celebración de contratos de energía para el mercado regulado gestionando los intereses de los usuarios. Se entiende que el comercializador no gestiona los intereses de sus usuarios regulados al momento de realizar la convocatoria cuando:

a) Define pliegos de condiciones de participación, requisitos habilitantes o contratos que no corresponden a las condiciones del mercado.

b) Da prelación, de manera directa o indirecta, a la celebración de contratos con oferentes diferentes a los que se seleccionarían mediante la aplicación de la metodología de evaluación de ofertas definida en los pliegos de condiciones definitivos de la convocatoria pública.

c) Define una metodología de evaluación de ofertas que privilegia, explícita o implícitamente, las ofertas presentadas por generadores o comercializadores con quienes se encuentra integrado verticalmente, tiene el mismo controlante o se encuentra en situación de control.

d) Incurre en alguno de los comportamientos prohibidos en el artículo 8o de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 7)

ARTÍCULO 2.6.3.2.2. COMPORTAMIENTOS PROHIBIDOS. En la realización de convocatorias públicas para la celebración de contratos para el mercado regulado, los comercializadores deben abstenerse de prácticas que tengan la capacidad, el propósito o el efecto de:

8.1. No cumplir con lo previsto en esta resolución.

8.2. Reducir, restringir o prevenir la competencia.

8.3. Restringir de forma injustificada la participación de algún agente en la convocatoria pública.

8.4. Manipular los precios de la convocatoria pública en detrimento de resultados competitivos o de los usuarios.

8.5. Celebrar contratos con precios, condiciones o cláusulas que no sean representativas de las condiciones del mercado, en el momento de realización de la convocatoria.

8.6. Celebrar contratos con cláusulas o instrumentos que sean contrarias o eludan las leyes, la regulación expedida por la CREG o cualquier otra regla aplicable a los participantes del mercado de energía mayorista.

8.7. Celebrar contratos con cláusulas o instrumentos que perjudiquen los derechos e intereses de los usuarios.

8.8. Definir una metodología de evaluación de oferta con criterios diferentes a la minimización de costos o de riesgos de mercado para el usuario.

8.9. Definir de forma concertada previamente con un posible participante en la convocatoria: los pliegos de condiciones de la convocatoria pública, los requisitos habilitantes, las condiciones de participación en la convocatoria o la metodología de evaluación de ofertas.

8.10. Intercambiar información con uno o más agentes del mercado que les permita materializar una ventaja competitiva en la convocatoria pública, en detrimento de los usuarios o de otros competidores.

8.11. Modificar las condiciones de los contratos o incluir nuevas cláusulas y ajustes a los contratos celebrados por medio de una convocatoria pública en detrimento de los intereses de los usuarios.

8.12. Celebrar contratos sin mecanismos de cubrimiento de riesgos o con mecanismos de cubrimiento de riesgos fundamentados en condiciones que no son objetivas, verificables y pertinentes.

8.13. Realizar actividades, transacciones o celebrar contratos en los que no se presente cambio en la posición de riesgo del comercializador que realiza la convocatoria o que carezcan de justificación, en detrimento de los usuarios regulados.

8.14. Modificar las condiciones de precio, cantidad o pago al momento de facturar los compromisos adquiridos en los contratos formalizados a través de una convocatoria.

Todo lo anterior, sin perjuicio de otras conductas que se identifiquen y que vayan en contravía de lo definido en esta resolución y las reglas generales de comportamiento establecidas en la Resolución CREG 080 de 2019.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 8)

ARTÍCULO 2.6.3.2.3. RESPONSABILIDADES DE LOS COMERCIALIZADORES QUE REALIZAN CONVOCATORIAS PÚBLICAS. Además de dar cumplimiento a lo establecido en esta resolución, los comercializadores son responsables de:

9.1. Tener a disposición de las autoridades de inspección, control y vigilancia, todos los documentos que permitan comprobar que la convocatoria pública, así como los contratos que se celebren a través de ella, cumplen con lo establecido en esta resolución.

Esta información deberá estar completa y disponible a más tardar dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la formalización de los contratos o la declaratoria de desierta resultante de la convocatoria y conservarse conforme con las normas para la retención y gestión documental vigentes.

9.2. En caso de que el comercializador identifique cualquier situación en la que no pueda cumplir con lo establecido en esta resolución debe suspender el proceso de convocatoria pública e informarlo al ASIC.

9.3. Responder de forma expedita y detallada cualquier requerimiento que la SSPD, la SIC o la CREG demanden sobre el procedimiento de convocatoria pública y sus resultados. El comercializador debe acompañar sus respuestas con todo el material que sea pertinente y que permita corroborar que la convocatoria pública se desarrolló conforme a lo establecido en esta resolución.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 9)

Procedimientos generales sobre las convocatorias públicas

ARTÍCULO 2.6.3.3.1. PROCEDIMIENTOS. Los comercializadores deben seguir los procedimientos aquí descritos cuando lleven a cabo las convocatorias públicas para la celebración de contratos de energía destinados al mercado regulado.

10.1. Aviso de convocatoria pública: El comercializador debe anunciar la realización de una convocatoria pública para la celebración de contratos de energía para el mercado regulado a través del SICEP. El comercializador y el ASIC deben cumplir con lo siguiente, en relación con el aviso de la convocatoria pública:

a) El comercializador debe solicitar al ASIC la creación de un expediente electrónico de la convocatoria en el SICEP. La creación del expediente electrónico se realiza a partir de la solicitud de publicación de un aviso de convocatoria pública. Para ello, el comercializador debe seguir el procedimiento y formatos que el ASIC establezca para este fin.

b) El ASIC, como administrador del SICEP, debe crear el expediente electrónico de la convocatoria y publicar el aviso de convocatoria pública a más tardar dos (2) días hábiles después de que el comercializador haya hecho la solicitud. A partir de la publicación, el estado de la convocatoria debe ser activo.

c) El ASIC debe asignar a cada expediente electrónico un código de referencia, que se denomina Código de la Convocatoria. Con este código, el comercializador debe remitir toda la información sobre la convocatoria pública para que sea incorporada en el expediente electrónico de la convocatoria en el SICEP.

d) Con el Código de la Convocatoria, el comercializador, el público en general y las autoridades de inspección, control y vigilancia, deben poder consultar la información pública del expediente electrónico de la convocatoria a través del SICEP.

e) La fecha en la que se publique el aviso de convocatoria pública en el expediente electrónico a través del SICEP se denomina fecha de publicación del aviso.

f) El comercializador debe anunciar la realización de la convocatoria en la página de internet de la empresa, con acceso directo desde la página de inicio de forma permanente, visible y no restringida, hasta que culmine el proceso de la convocatoria. Este aviso debe contener como mínimo el Código de la Convocatoria y un vínculo a la sección de información pública del expediente electrónico de la convocatoria en el SICEP.

g) El ASIC debe informar vía correo electrónico, hasta dos (2) días hábiles después de la publicación del aviso de la convocatoria, a la SSPD y a la CREG, sobre la apertura del expediente electrónico a través del SICEP, señalando el Código de la Convocatoria y el comercializador que lo solicitó.

h) El comercializador debe informar oportunamente sobre el aviso de convocatoria pública en el SICEP a todos aquellos agentes o personas que previamente hayan requerido ser notificados vía correo electrónico de la realización de una convocatoria pública.

i. El aviso de convocatoria pública debe contener como mínimo la siguiente información:

i. Razón social y NIT del comercializador que realiza la convocatoria pública.

ii. Período a contratar (fecha de inicio - fecha de finalización).

iii. Descripción de los productos a contratar.

iv. Resumen de los productos a contratar (utilizar el formato del anexo 1).

v. Fecha de publicación de pliegos de condiciones para consulta.

j) El ASIC debe verificar que el comercializador cumpla con el contenido mínimo del Aviso de Convocatoria según lo dispuesto en el literal anterior, para proceder con la publicación del aviso en el expediente electrónico de la convocatoria en el SICEP. En caso de que no cumpla con el contenido, el ASIC debe informar al comercializador y no puede publicar el aviso de convocatoria.

10.2. Publicación de pliegos de condiciones: El comercializador que realiza la convocatoria pública debe definir unos pliegos de condiciones, atendiendo los principios señalados en el capítulo I de esta resolución y con el propósito de hacer efectiva la competencia entre oferentes.

El comercializador y el ASIC, en referencia con los pliegos de condiciones de la convocatoria, deben cumplir con lo siguiente:

a) El comercializador debe solicitar al ASIC la publicación de los pliegos de condiciones para consulta en el expediente electrónico del SICEP, asociándolo con el Código de la Convocatoria a más tardar un (1) día hábil antes de la fecha de publicación de pliegos para consulta informada en el aviso de la convocatoria.

El plazo entre la fecha de publicación de pliegos de condiciones para consulta y la fecha límite para la publicación de pliegos definitivos es un período de quince (15) días hábiles contados a partir de la fecha de publicación de los pliegos de condiciones para consulta en el SICEP.

b) El ASIC debe publicar en la sección de información pública del expediente electrónico de la convocatoria correspondiente, los pliegos de condiciones a consulta a más tardar un (1) día hábil después de la fecha de solicitud realizada por el comercializador.

El día que se publiquen estos pliegos en el expediente electrónico de la convocatoria se denomina fecha de publicación de pliegos de condiciones para consulta.

c) El comercializador debe informar oportunamente a los oferentes interesados que los pliegos de condiciones para consulta se encuentran disponibles en la sección de información pública del expediente electrónico de la convocatoria en el SICEP.

d) El comercializador no puede cobrar ninguna suma de dinero por los pliegos de condiciones para consulta o definitivos.

e) Los pliegos de condiciones a consulta de la convocatoria pública deben contener como mínimo la siguiente información:

i. Nombre del funcionario encargado, teléfono y correo electrónico de contacto.

ii. Plazo de consulta de los pliegos de condiciones conforme a lo establecido en esta resolución.

iii. Cronograma de la convocatoria. Este cronograma debe indicar como mínimo las siguientes fechas, conforme a los plazos establecidos en esta resolución:

- Fecha límite para la publicación de pliegos de condiciones definitivos.

- Fecha y hora límite para la entrega de los requisitos habilitantes y de las ofertas.

- Fecha de evaluación de ofertas en audiencia pública.

- Fecha máxima para la formalización del contrato.

iv. Medio y forma de recepción de información en cada etapa de la convocatoria.

v. Los requisitos habilitantes, es decir, aquellos requisitos que deben cumplir y los documentos que deben presentar los oferentes que deseen participar en la convocatoria pública.

vi. Garantías de seriedad de la oferta.

vii. Descripción de los productos a ser adjudicados en la convocatoria.

viii. Resumen de los productos a ser adjudicados (utilizar el formato del anexo 1).

ix. Condiciones que deben cumplir las ofertas, tanto en cantidad como en precio para cada uno de los productos y formato para su presentación.

x. Cantidad total demandada por cada producto.

xi. La metodología de evaluación de ofertas.

xii. La minuta del contrato.

f) Todos los criterios y requisitos establecidos en los pliegos de condiciones deben ser claros, objetivos y verificables.

g) Si como resultado de los comentarios y preguntas enviadas por los oferentes interesados, el comercializador decide realizar modificaciones o adendas en los pliegos de condiciones, estos cambios deberán ser enviados al ASIC para ser publicados en la sección de información pública del expediente electrónico de la convocatoria en el SICEP, a más tardar un (1) día hábil después de la fecha del envío.

h) El comercializador debe informar a todos los oferentes interesados, en la misma fecha de publicación de las adendas, que los pliegos fueron modificados y que se encuentran disponibles en la sección de información pública del expediente electrónico de la convocatoria en el SICEP.

i) Surtido el período de consulta, el comercializador debe remitir al ASIC los pliegos de condiciones definitivos, a más tardar un (1) día hábil antes de la fecha límite para su publicación. Los pliegos de condiciones definitivos deben contener como mínimo la información establecida en el literal (e).

j) El ASIC debe publicar los pliegos de condiciones definitivos en la sección de información pública del expediente electrónico del SICEP a más tardar un (1) día hábil después de haberlo recibido. Se denominará como fecha de publicación de pliegos de condiciones definitivos, el día en que se publica la versión definitiva de los pliegos en la sección de información pública del expediente electrónico del SICEP.

k) Los pliegos de condiciones definitivos no son sujetos de modificaciones posteriores a su publicación en el SICEP.

10.3. Entrega y verificación de requisitos habilitantes y entrega de ofertas: El ASIC es responsable de la recepción, registro y custodia de los requisitos habilitantes y las ofertas que se presenten a la convocatoria, así como de su entrega al comercializador para su evaluación, en las condiciones establecidas a continuación.

Los oferentes deben entregar al ASIC de manera separada lo siguiente: i) la información que responde a los requisitos habilitantes establecidos por el comercializador en los pliegos de condiciones definitivos y ii) la oferta.

Para la entrega de los requisitos habilitantes y las ofertas, el comercializador y el ASIC deben cumplir con lo siguiente:

a) El comercializador debe otorgar un plazo no menor a veinte (20) días hábiles para la preparación de los requisitos habilitantes y de las ofertas. Los plazos para la preparación de los requisitos habilitantes y las ofertas empezarán a contarse a partir de la fecha de publicación de los pliegos de condiciones definitivos en la sección de información pública del expediente electrónico de la convocatoria en el SICEP.

b) Los oferentes interesados en participar en la convocatoria deben remitir los requisitos habilitantes y la oferta al ASIC de forma simultánea, cumpliendo con la fecha y hora límite establecidas y utilizando los formatos de los pliegos de condiciones definitivos.

c) Los requisitos habilitantes y las ofertas no pueden ser modificados o ajustados una vez hayan sido recibidos por parte del ASIC.

d) El comercializador que realiza la convocatoria no puede remitir ofertas con intención de ser adjudicadas en su propia convocatoria.

e) El comercializador que realiza la convocatoria puede remitir al ASIC una oferta reserva para cada producto en el formato para remisión de ofertas que haya establecido en los pliegos de condiciones definitivos. La oferta reserva debe ser remitida antes de la fecha y hora límites de entrega de ofertas. La oferta reserva no puede ser modificada una vez haya sido remitida al ASIC.

La oferta reserva no tiene la intención de ser adjudicada en la convocatoria. De no remitir una oferta reserva, el comercializador no puede utilizar condiciones de cantidad o precio para rechazar una oferta. Por tanto, se entiende que está dispuesto a aceptar todas las ofertas de los oferentes habilitados.

f) El ASIC debe llevar un registro de la fecha y hora en la que recibe los requisitos habilitantes y las ofertas por parte de los oferentes y la oferta reserva por parte del comercializador. Los requisitos habilitantes, las ofertas y la oferta reserva hacen parte del expediente electrónico de la convocatoria, pero no hacen parte de la sección de información pública del expediente electrónico de la convocatoria en el SICEP.

g) El ASIC no debe recibir requisitos habilitantes, ofertas ni la oferta reserva después de la fecha y hora límites para la entrega de ofertas.

h) El ASIC transfiere al comercializador únicamente los requisitos habilitantes remitidos a la convocatoria a más tardar un (1) día hábil después de la fecha límite para la entrega de requisitos habilitantes y ofertas. El ASIC debe determinar el procedimiento para realizar la transferencia de estos documentos a los comercializadores.

i) El comercializador tiene cinco (5) días hábiles para verificar el cumplimiento de los requisitos habilitantes, de conformidad con lo establecido en los pliegos de condiciones definitivos. El comercializador no puede exigir requisitos adicionales a los participantes.

j) El comercializador puede solicitar directamente a cada oferente que se subsanen o aclaren los requisitos habilitantes que le fueron entregados por el ASIC. La solicitud de subsanación y las respectivas respuestas deben hacerse dentro del plazo de cinco (5) días hábiles establecido en el literal anterior. Finalizado este plazo, solo quedan habilitados los oferentes que hayan cumplido con los requisitos habilitantes.

k) El comercializador debe informar al ASIC los oferentes habilitados para participar en la convocatoria. Esta información debe ser remitida al ASIC en un plazo no mayor a un (1) día hábil después de cumplido el plazo establecido en el literal (i) para la verificación de requisitos habilitantes.

l) El ASIC debe remitir al comercializador las ofertas de los oferentes habilitados el día siguiente a la recepción de la información de la que trata el literal (k). El ASIC debe determinar el procedimiento para realizar la transferencia de esta información a los comercializadores.

m) El ASIC es el responsable de la recepción, custodia y almacenamiento electrónico de los requisitos habilitantes, las ofertas remitidas a la convocatoria y la oferta reserva. El ASIC debe garantizar la estricta confidencialidad de esta información. Para ello debe establecer los protocolos y procedimientos necesarios para que los requisitos habilitantes, la oferta reserva y las ofertas remitidas a la convocatoria cuenten con un mecanismo de custodia que garantice su confidencialidad y su integridad desde que fueron recibidas por el ASIC y conforme con las normas de retención y gestión documental vigentes.

n) La información de los requisitos habilitantes, las ofertas y la oferta reserva en custodia del ASIC para cada convocatoria debe estar disponible para las actuaciones de los auditores y de las autoridades de inspección, vigilancia y control.

10.4. Evaluación de ofertas: El comercializador que realiza la convocatoria define el procedimiento de comparación y evaluación de ofertas, el cual se denomina metodología de evaluación de ofertas.

La metodología de evaluación de ofertas debe estar basada en criterios objetivos y previamente verificables y debe garantizar la minimización del costo o riesgos de mercado para el usuario.

La metodología de evaluación de ofertas debe estar descrita en los pliegos de condiciones para consulta y definitivos y debe ser conocida previamente por todos los interesados y las autoridades de inspección, control y vigilancia.

El comercializador debe cumplir con lo siguiente en cuanto a la evaluación de ofertas:

a) El comercializador solo puede utilizar en la evaluación de ofertas aquellas que le fueron transferidas por el ASIC.

b) Las ofertas que se remitan a la convocatoria que no cumplan con las condiciones establecidas en los pliegos de condiciones definitivos, no pueden ser consideradas en el proceso de evaluación de ofertas por parte del comercializador.

c) Las ofertas transferidas al comercializador no pueden ser modificadas o subsanadas. En la metodología de evaluación de ofertas no se puede incluir una etapa de subsanación o modificación de las ofertas transferidas por el ASIC al comercializador.

d) Los comercializadores no pueden utilizar en la metodología de evaluación de ofertas criterios tales como: tipo de agente, identidad del oferente, existencia o no de respaldo físico o en contratos, tipos de tecnología, ubicación o clase de planta, la antigüedad o el número de unidades de generación, el hecho de que la energía ofrecida se genere en plantas ya construidas o cuya puesta en operación esté prevista para una fecha posterior a la realización de la convocatoria, entre otros.

e) En la metodología de evaluación de ofertas se debe contemplar la posibilidad de presentar y adjudicar ofertas por cantidades de energía menores a las demandadas por el comercializador.

f) En la metodología de evaluación de ofertas se debe definir una regla para dirimir empates. La regla para desempates debe ser clara, neutral, proporcional y debe propender por la minimización de costos o riesgos de mercado para el usuario.

g) En la metodología de evaluación de ofertas se debe definir un procedimiento para resolver reclamaciones u objeciones sobre el proceso de evaluación de ofertas.

h) La metodología de evaluación de ofertas debe ser replicable por las autoridades de inspección, control y vigilancia, así como por el auditor.

i) La evaluación de ofertas debe realizarse en audiencia pública a más tardar veinticuatro (24) horas después de que el ASIC trasfiera las ofertas de los oferentes habilitados al comercializador. Este día se denomina fecha de evaluación de resultados en audiencia pública.

j) El comercializador solo puede evaluar las ofertas transferidas por el ASIC con la metodología de evaluación de ofertas definida en los pliegos de condiciones definitivos.

k) Después de haber conocido las ofertas y aplicado la metodología de evaluación de las mismas, el comercializador no puede considerar para adjudicación en la convocatoria ofertas modificadas u ofertas alternas a las establecidas en los pliegos de condiciones definitivos y transferidas por el ASIC.

l) En la audiencia pública todos los oferentes y las autoridades de inspección, control y vigilancia deben tener la posibilidad de estar presentes, además de los terceros interesados que soliciten participar en la misma.

m) El comercializador es el responsable de informar al ASIC y a los demás interesados, como mínimo con cinco (5) días hábiles de anterioridad a la realización de la audiencia, el lugar y la hora en el que se llevará a cabo.

n) El ASIC debe publicar el lugar y hora en el que se realiza la audiencia pública en el expediente electrónico de la convocatoria en el SICEP a más tardar un (1) día hábil después de haber sido informado por parte del comercializador.

10.5 Formalización de resultados de la convocatoria pública: El resultado de la convocatoria pública es el que se obtenga después de aplicar la metodología de evaluación de ofertas definida por el comercializador, a partir de la oferta reserva y las ofertas que cumplan con lo previsto en los pliegos de condiciones definitivos y que fueron transferidas por el ASIC al comercializador.

a) Convocatorias con adjudicación. En caso de que la convocatoria pública resulte con ofertas adjudicadas como consecuencia de la aplicación de la metodología de evaluación de ofertas, los contratos de energía resultantes de este proceso deben ser formalizados (suscritos) dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la fecha de la audiencia pública. El día que se formalice el contrato se denomina fecha de formalización del contrato.

b) Convocatorias desiertas. La única razón por la que el comercializador puede declarar desierta la convocatoria es porque ningún oferente fue habilitado o porque todas las ofertas de oferentes habilitados fueron descartadas a la luz de la metodología de evaluación de ofertas o de la oferta reserva presentada por el comercializador.

En el evento de que el comercializador declare desierta la convocatoria, esto debe ser informado en la audiencia pública.

Una vez declarada desierta la convocatoria, si el comercializador decide celebrar nuevos contratos destinados al mercado regulado, debe iniciar un nuevo proceso de convocatoria pública conforme lo dispuesto en esta resolución.

El comercializador debe tener a disposición de las autoridades de inspección, control y vigilancia, la documentación que sustente las decisiones con respecto a los requisitos habilitantes, las eventuales subsanaciones a las que haya lugar y las ofertas recibidas. El comercializador debe mantener dicha documentación de acuerdo con las normas de retención y gestión documental vigentes.

10.6. Remisión y publicación de información sobre los resultados de la convocatoria: El comercializador que realiza la convocatoria debe remitir al ASIC la información que permita dar a conocer los resultados de la convocatoria pública a través de la sección de información pública del expediente electrónico de la convocatoria en el SICEP.

a) La información que se debe remitir al ASIC es la siguiente:

i. Código de la Convocatoria.

ii. Información sobre subsanaciones o aclaraciones solicitadas a los oferentes sobre los requisitos habilitantes.

iii. Resultado de la metodología de evaluación de ofertas, identificando claramente cuáles de las ofertas recibidas fueron aceptadas y cuáles fueron rechazadas.

iv. Cantidad de energía adjudicada en la convocatoria por cada producto y cada oferente.

v. Precio promedio ponderado por cantidad para cada producto, de acuerdo con los contratos formalizados como resultado de la convocatoria.

vi. Copia de los contratos formalizados.

vii. En caso de que la convocatoria se declare desierta, el comercializador debe entregar una declaración en este sentido, en lugar de los numerales (iv), (v) y (vi) anteriores.

b) El comercializador que realiza la convocatoria debe remitir al ASIC toda la información del literal (a) anterior, en un plazo no superior a dos (2) días hábiles después de la fecha de formalización de los contratos o de la audiencia pública para el caso de convocatorias desiertas.

c) El ASIC debe publicar la fecha de formalización de los contratos y los resultados de la convocatoria en la sección de información pública del expediente electrónico de la convocatoria en el SICEP el día hábil siguiente al que el comercializador entregue la información del literal (a) del presente numeral. En esta fecha el ASIC debe cambiar el estado de la convocatoria a Cerrada y adjudicada o Cerrada y desierta, según sea el caso.

La información sobre resultados de la convocatoria que se publica es la siguiente:

i. Cantidad de ofertas recibidas.

ii. Cantidad de ofertas adjudicadas.

iii. Cantidad de ofertas rechazadas.

iv. Cantidad demandada por cada producto y cantidad adjudicada por cada producto.

v. Precio promedio ponderado por cantidad por cada producto de acuerdo con los contratos formalizados como resultado de la convocatoria.

vi. Declaración de convocatoria desierta, en caso de que aplique.

vii. Otros que la CREG considere pertinentes.

d) El ASIC está obligado a entregar a la CREG y a las autoridades de inspección, control y vigilancia, cuando estas lo soliciten, la información completa sobre los procesos y los resultados de las convocatorias que en cumplimiento de esta resolución le sean entregados.

10.7. Solicitud de registro de los contratos ante el ASIC: El comercializador que realiza la convocatoria debe solicitar el registro de los contratos ante el ASIC en un plazo no superior a cinco (5) días hábiles a partir de la fecha de formalización del contrato.

Para la solicitud de registro de los contratos ante el ASIC es necesario que los comercializadores relacionen cada contrato resultante de la convocatoria con el Código de la Convocatoria.

En caso de que el contrato resultante de la convocatoria sea una compra propia, el comercializador debe informarlo al ASIC al momento de solicitud de registro.

10.8. Liquidación y facturación: Los pagos que el comercializador realice a las contrapartes de los contratos resultantes de convocatorias públicas deben corresponder únicamente con los conceptos especificados en el contrato para la determinación del precio.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 10)

ARTÍCULO 2.6.3.3.2. SUSPENSIÓN O CANCELACIÓN DE LA CONVOCATORIA. En caso de que el comercializador identifique que debe suspender la convocatoria, este debe informarlo al ASIC oportunamente. Una vez el ASIC sea notificado de la suspensión, debe cambiar el estado de la convocatoria a "suspendida" en el expediente electrónico del SICEP.

El comercializador puede solicitar la suspensión de la convocatoria una sola vez durante una misma convocatoria. El comercializador debe estar en capacidad de sustentar las causas por las que suspende la convocatoria.

La suspensión de una convocatoria no puede ser superior a un plazo de diez (10) días hábiles a partir de la actualización del estado de la convocatoria en el expediente electrónico del SICEP. Mientras la convocatoria se encuentre suspendida, el ASIC no puede recibir ningún documento por parte de oferentes.

Para reactivar el proceso de convocatoria, el comercializador debe solicitar la reactivación del proceso al ASIC, a través de la remisión de un cronograma de actividades ajustado que cumpla con los plazos máximos previstos en esta resolución. El ASIC debe cambiar el estado de la convocatoria a "activa" en el expediente electrónico del SICEP.

En caso de que pasados los diez (10) días hábiles, el comercializador no realice la solicitud de reactivación de la convocatoria, el ASIC debe cambiar el estado de la convocatoria en el expediente electrónico del SICEP a "cancelada" y procede a cerrar el expediente. El comercializador debe estar en capacidad de sustentar las causas por las que no reactivó la convocatoria.

Si el comercializador decide cancelar la convocatoria debe documentarlo e informarlo al ASIC oportunamente. El ASIC debe cambiar el estado de la convocatoria a "cancelada" en el expediente electrónico del SICEP y procede a cerrar el expediente. En todo caso, el comercializador no puede cancelar la convocatoria una vez haya recibido las ofertas por parte del ASIC.

El comercializador debe estar en capacidad de sustentar las causas por las que cancela la convocatoria.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 11)

ARTÍCULO 2.6.3.3.3. REQUERIMIENTOS MÍNIMOS DE CONTRATOS RESULTANTES DE UNA CONVOCATORIA PÚBLICA. Los contratos que pueden ser formalizados a través de una convocatoria pública y posteriormente registrados ante el ASIC son aquellos que tengan por objeto dar cobertura de precio al usuario final y cumplen con lo establecido en esta resolución. En este sentido, los contratos deben:

12.1. Durante toda la vigencia del contrato el precio: i) debe estar expresado en pesos colombianos por kilovatio hora (COP/kWh), ii) debe ser un valor fijo para cada hora, iii) debe ser determinable ex ante y iv) no puede estar indexado o en función del nivel del precio de bolsa.

El precio del contrato puede ser actualizado de forma periódica, utilizando únicamente índices de precios oficiales en Colombia.

En el precio del contrato se deben establecer de forma explícita todos los conceptos que lo componen.

12.2. Durante toda la vigencia del contrato la cantidad de energía debe ser determinada o determinable en función de la demanda del comercializador y debe estar expresada en kilovatios-hora (kWh).

Los contratos cuyas cantidades de energía se encuentren asociadas a la generación ideal, real u otra condición de la operación o despacho de alguna planta o unidad de generación, no son susceptibles de ser adjudicados a través de las convocatorias.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 12)

ARTÍCULO 2.6.3.3.4. CONTENIDO MÍNIMO DE LA MINUTA DEL CONTRATO. Los comercializadores que realizan la convocatoria deben definir una minuta de contrato que especifique al menos lo siguiente:

13.1 Generalidades.

a) Período a contratar.

b) Definición del producto.

i. Modalidad del contrato.

ii. Precios.

iii. Cantidades.

13.2. Obligaciones y deberes de las partes

a) Obligaciones del vendedor.

b) Obligaciones del comprador.

c) Procedimientos en caso de incumplimiento.

- Por parte del vendedor.

- Por parte del comprador.

13.3. Pagos

a) Período de facturación.

b) Tiempos de pago: El plazo máximo de pago de los contratos es de treinta (30) días calendario, contados a partir del último día del mes correspondiente de consumo.

c) Opciones de pago.

13.4. Garantías

a) Tipos de garantías admitidas.

b) Metodología de cálculo de la garantía.

13.5. Cláusulas

a) Terminación automática. (Si aplica)

b) Suspensión del contrato. (Si aplica)

c) Ajuste regulatorio.

d) Otras cláusulas sobre pago de impuestos u otros costos.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 13)

ARTÍCULO 2.6.3.3.5. MODIFICACIONES. Las modificaciones a la minuta del contrato solo pueden hacerse de mutuo acuerdo entre las partes una vez el contrato haya sido registrado ante el ASIC. Por lo anterior, las partes no pueden modificar la minuta durante el período comprendido entre la publicación de pliegos definitivos y el registro del contrato ante el ASIC.

En todo caso, ninguna modificación a los contratos resultantes de una convocatoria debe tener la capacidad, el propósito o el efecto de ir en detrimento de los derechos e intereses de los usuarios, así como alterar los propósitos y principios establecidos en esta resolución.

Es responsabilidad de los comercializadores demostrar, en caso de ser requerido por las autoridades de inspección, control y vigilancia o por la CREG, que las modificaciones a los contratos no vulneran las condiciones previstas en la minuta del contrato publicada en los pliegos de condiciones definitivos o lo dispuesto en este artículo.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 14)

ARTÍCULO 2.6.3.3.6. CESIONES. Las cesiones en los contratos resultantes de una convocatoria pública no pueden tener la capacidad, el propósito o el efecto de ir en detrimento de los derechos o intereses de los usuarios o de sobrepasar los límites de compras propias establecidos en esta resolución.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 15)

Disposiciones adicionales para agentes integrados verticalmente, con un mismo controlante o con quienes exista situación de control

ARTÍCULO 2.6.3.4.1. REGLAS DE COMPORTAMIENTO ADICIONALES. En adición a lo definido en la Resolución CREG 080 de 2019 y en el Capítulo II de esta resolución, los comercializadores que se encuentren integrados verticalmente, aquellos que tengan el mismo controlante o entre quienes exista una situación de control con algún participante de la convocatoria, deben:

16.1. Establecer e implementar protocolos que garanticen una absoluta independencia del comercializador en la toma de decisiones sobre los contenidos de los pliegos de condiciones de la convocatoria, la oferta reserva, la metodología de evaluación y las decisiones sobre las ofertas.

Los comercializadores deben definir las reglas de independencia que garantizan que las convocatorias se realicen sin la posibilidad de que se materialicen conflictos de intereses.

Por conflictos de intereses se debe entender cualquier situación que tenga por objeto o como efecto obstaculizar o imposibilitar la independencia e imparcialidad en la realización de la convocatoria pública por parte del comercializador.

16.2. El comercializador debe garantizar la confidencialidad de la información relacionada con los requisitos habilitantes, la oferta reserva y las ofertas remitidas a la convocatoria. Esta información no debe estar al alcance, directa o indirectamente, del personal de la propia empresa que trabaje en un área que desarrolle otras actividades de la cadena de valor o de quienes trabajan en las actividades de generación o comercialización de otras empresas con el mismo controlante o con quienes exista una situación de control.

16.3. El comercializador debe garantizar que los términos y condiciones de los contratos ofrecidos a los generadores integrados o a los generadores o comercializadores con quienes exista una situación de control o que tengan el mismo controlante son equiparables a los términos y condiciones que se otorgan en los contratos con generadores o comercializadores con quienes no existe vínculo económico.

Los comercializadores deben estar en capacidad de demostrar ante las autoridades de inspección, control y vigilancia su debida diligencia con respecto al cumplimiento de lo establecido en este artículo.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 16)

ARTÍCULO 2.6.3.4.2. PARTICIPACIÓN DE GENERADORES O COMERCIALIZADORES INTEGRADOS VERTICALMENTE, CON EL MISMO CONTROLANTE O CON QUIENES EXISTA UNA SITUACIÓN DE CONTROL, RESPECTO DEL COMERCIALIZADOR QUE REALIZA LA CONVOCATORIA. El comercializador que realiza la convocatoria puede suscribir contratos con generadores o comercializadores con quienes se encuentre integrado verticalmente, con quienes tenga el mismo controlante o con quienes esté en situación de control, si:

17.1. Los generadores o comercializadores participan en la convocatoria en cumplimiento de los términos establecidos en los pliegos de condiciones.

17.2. Los generadores o comercializadores cumplen con los procedimientos y los plazos estipulados en esta resolución y con los requisitos habilitantes definidos en los pliegos de condiciones definitivos.

17.3. La oferta remitida a la convocatoria es adjudicada como resultado de la aplicación de la metodología de evaluación de ofertas.

17.4. Con la formalización del contrato no se sobrepasa el límite de compras propias o la senda de transición establecidos en esta resolución.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 17)

ARTÍCULO 2.6.3.4.3. LÍMITE DE COMPRAS PROPIAS. A partir del primero (1) de enero de 2027, los comercializadores no pueden formalizar contratos como resultado de las convocatorias para el mercado regulado con generadores o comercializadores con quienes se encuentren integrados verticalmente, tengan el mismo controlante o con quienes se encuentren en situación de control, en un porcentaje superior al diez por ciento (10%) de su demanda regulada.

Los comercializadores que, a la entrada en vigencia de la presente resolución, excedan el límite de compras propias establecido en este artículo deben atender las siguientes disposiciones:

a) No pueden incrementar su porcentaje de compras propias para el mercado regulado para los años en los que se supera el límite del que trata este artículo, bien sea a través de la formalización de nuevos contratos resultantes de una convocatoria o a partir de la cesión o modificación de contratos ya formalizados.

b) No pueden prorrogar o modificar los contratos que ya estén formalizados o realizar cualquier acción que tenga como objeto o efecto eludir la aplicación de los límites de compras propias que se establecen en esta resolución.

El porcentaje de compras propias de cada comercializador a la entrada en vigencia de la presente resolución es el porcentaje calculado por el ASIC a partir de la información suministrada en virtud de la Resolución CREG 079 de 2019.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 18)

ARTÍCULO 2.6.3.4.4. SENDA DE TRANSICIÓN. Los límites de compras propias para los comercializadores que atienden demanda regulada desde 2020 hasta 2026 son los siguientes:

19.1. Para los años 2020 y 2021, el porcentaje de compras propias del comercializador no puede ser mayor al cincuenta por ciento (50%) de su demanda regulada.

19.2. Para el año 2022, el porcentaje de compras propias del comercializador no puede ser mayor al cuarenta por ciento (40%) de su demanda regulada.

19.3. Para los años 2023 al 2026, el porcentaje de compras propias del comercializador no puede ser mayor al veinte por ciento (20%) de su demanda regulada.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 19)

ARTÍCULO 2.6.3.4.5. APLICACIÓN DE LA SENDA DE TRANSICIÓN. A partir de la información de los porcentajes de compras propias calculados por el ASIC para cada comercializador, en virtud del artículo 3o de la Resolución CREG 079 de 2019, se establece lo siguiente:

20.1. Los comercializadores cuyos porcentajes de compras propias que, a la entrada en vigencia de la presente resolución, no superen los límites de la senda de transición, pueden formalizar contratos asociados a compras propias hasta el porcentaje máximo establecido en la senda.

20.2. Los comercializadores cuyos porcentajes de compras propias que, a la entrada en vigencia de la presente resolución, superen los límites de la senda de transición, no pueden:

a) Incrementar las compras propias para el mercado regulado en los años en los que se supere el límite establecido en la senda de transición, bien sea a través de la formalización de nuevos contratos resultantes de una convocatoria o a partir de la cesión o modificación de contratos ya formalizados.

b) Prorrogar o modificar los contratos que ya estén suscritos o realizar cualquier acción que tenga como objeto o efecto eludir la aplicación de los límites de compras propias que se establecen en esta resolución.

PARÁGRAFO. En caso de que el comercializador no haya remitido la información solicitada en la Resolución CREG 079 de 2019 al ASIC y que, por ende, no tenga un cálculo de compras propias, solo podrá registrar contratos de compras propias hasta el porcentaje máximo establecido en la senda.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 20)

ARTÍCULO 2.6.3.4.6. VERIFICACIÓN DEL LÍMITE DE COMPRAS PROPIAS. La verificación del límite de compras propias y de la senda de transición de los que tratan esta resolución se realiza únicamente en el momento de solicitud de registro de los contratos.

Cuando el comercializador solicite el registro de un contrato suscrito con generadores o comercializadores integrados verticalmente, con el mismo controlante o con quienes existe situación de control, el ASIC procede de la siguiente forma:

21.1. Definición de la demanda del año base: El ASIC toma la demanda comercial del mercado regulado del comercializador para el año calendario inmediatamente anterior al año en que se solicita el registro del contrato. Esta demanda se denomina demanda del año base.

21.2. Tasas de crecimiento de la demanda: El ASIC calcula la tasa de crecimiento promedio de la demanda regulada del SIN (en porcentaje) tomando los tres (3) años calendario anteriores al año en el que se solicita el registro del contrato. Esta tasa se denomina tasa de crecimiento histórico.

21.3. Estimación de la demanda regulada para el comercializador. El ASIC toma la demanda del año base del comercializador que solicita el registro y asume que esta crece anualmente de la siguiente forma:

a) Para los dos (2) años siguientes al año base, la demanda regulada del comercializador crece a una tasa igual a la tasa de crecimiento histórico más dos por ciento (2%).

b) Para los años subsiguientes y hasta el último año de vigencia del contrato para el que se solicita el registro, la demanda regulada del comercializador crece a una tasa igual a la tasa de crecimiento histórico.

21.4. Cantidad de compras propias: El ASIC toma el total de la energía de compras propias de contratos ya registrados y la de aquel para el que se solicita el registro, entre el 1 de enero y el 31 de diciembre, para cada año de vigencia del contrato que se solicita registrar.

La cantidad contratada para el caso de los contratos con cantidad fija, corresponde a los valores indicados en el registro. Para los contratos con cantidades determinables, corresponde a las cantidades máximas declaradas por el comercializador dentro de la solicitud de registro.

21.5. Porcentaje de compras propias: El ASIC calcula el porcentaje de compras propias de cada comercializador para cada año de vigencia del contrato que se solicita registrar como la razón entre la energía contratada calculada en el numeral anterior y la demanda regulada estimada que se obtiene del numeral 21.3. Este cálculo se realiza con dos (2) cifras decimales, con redondeo al entero más cercano.

En caso de que el porcentaje de compras propias calculado por el ASIC supere el límite de compras propias y la senda de transición previstos en esta resolución, no se puede proceder con el registro del contrato.

Para este cálculo no se consideran los contratos suscritos a través de la subasta de contratos de largo plazo del Ministerio de Minas y Energía, los mecanismos de comercialización que sean aprobados a partir de la Resolución CREG 114 de 2018, así como aquellos que la CREG exceptúe explícitamente.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 21)

Sistema centralizado de información de convocatorias públicas (SICEP)

ARTÍCULO 2.6.3.5.1. SISTEMA CENTRALIZADO DE INFORMACIÓN DE CONVOCATORIAS PÚBLICAS (SICEP). El Sistema Centralizado de Información de Convocatorias Públicas (SICEP) es una plataforma tecnológica para la publicidad y trazabilidad de la información sobre las convocatorias públicas para celebración de contratos para el mercado regulado, incluyendo sus resultados.

El reporte de información al SICEP, en los términos establecidos en esta resolución, es de carácter obligatorio para los comercializadores que realicen convocatorias públicas para la celebración de contratos para el mercado regulado.

Para que los contratos resultantes de las convocatorias públicas puedan ser registrados conforme lo establecido en la Resolución CREG 157 de 2011 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, el comercializador debe informar, en el momento en que solicita el registro ante el ASIC, el Código de la Convocatoria de la que resultó el contrato.

El incumplimiento en el reporte de información al SICEP debe ser informado por el ASIC a la CREG, a la SSPD y a la SIC y se considera como una práctica contraria al objeto de la regulación en su tarea de promoción de la competencia.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 22)

ARTÍCULO 2.6.3.5.2. PROPÓSITOS DEL SICEP. El SICEP, como plataforma centralizada de información de las convocatorias públicas para la celebración de contratos para el mercado regulado, tiene como propósitos:

23.1. Facilitar el control ciudadano y de las autoridades de inspección, control y vigilancia de los procesos de celebración de contratos destinados al mercado regulado.

23.2. Aumentar la transparencia en los procesos de celebración de contratos destinados al mercado regulado por parte de comercializadores.

23.3. Facilitar la trazabilidad de todas las actuaciones que se realicen durante el transcurso de una convocatoria pública.

23.4. Reducir la posibilidad de la celebración de contratos para usuarios regulados que no resulten de un proceso competitivo o que no reflejen condiciones de mercado.

23.5. Promover la entrada de nuevos agentes al mercado.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 23)

ARTÍCULO 2.6.3.5.3. CARACTERÍSTICAS DEL SICEP. La plataforma tecnológica requerida para la publicación y la trazabilidad de la información de las convocatorias públicas es diseñada, implementada y administrada por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) y debe cumplir con los siguientes requisitos mínimos.

24.1. Debe ser una plataforma que permita el registro y la trazabilidad de toda la información asociada a las convocatorias públicas.

24.2. Debe ser una plataforma basada en protocolos de Internet, que permita el acceso a la información pública de los expedientes electrónicos de las convocatorias, así como a las estadísticas generales que establezca la CREG en resolución aparte.

24.3. Debe cumplir con la normativa aplicable de transparencia y derecho de acceso a la información pública. En este sentido, ofrece la información en formato de datos abiertos, de acuerdo con la normativa aplicable.

24.4. Debe tener acceso directo desde la página de inicio de XM S. A. E.S.P. de forma permanente, visible y no restringida.

24.5. Las bases de datos y servidores del SICEP deben permanecer en el sitio que para tal fin establezca el ASIC.

24.6. Debe mantener la autenticidad, integridad, inalterabilidad, fidelidad, disponibilidad y conservación de los documentos electrónicos que son parte de la convocatoria pública y que reposan en los expedientes electrónicos.

24.7. Debe asegurar la confidencialidad, integridad y ciberseguridad de datos e información. Este requisito debe cumplirse a más tardar dentro de los dos (2) años siguientes a la entrada en operación del SICEP.

24.8. Debe generar un expediente electrónico de la convocatoria siempre que un comercializador solicite la publicación de un Aviso de Convocatoria. En el expediente electrónico reposa toda la información de la convocatoria. En consecuencia, debe tener la capacidad para almacenar todos los documentos que sean remitidos por los comercializadores y los oferentes.

24.9. En la página del SICEP debe existir un vínculo a la información pública de cada expediente electrónico que señale: el Código de la Convocatoria, el comercializador que la convoca y el estado de la convocatoria.

24.10. Debe incluir los sistemas de respaldo que el ASIC considere para minimizar la probabilidad de falla de operación de la plataforma.

24.11. Los documentos que reposan en el SICEP no pueden ser modificados. Cualquier aclaración, cambio o modificación a documentos ya publicados deben ser remitidos nuevamente por el comercializador al ASIC para su publicación.

24.12. Debe estar dotado de un registro que contenga la fecha y hora en la que se realizan modificaciones a los expedientes electrónicos.

24.13. Debe viabilizar el registro por parte de cualquier interesado, para recibir notificaciones vía correo electrónico sobre los procesos de convocatorias públicas.

24.14. Debe contar con una base de datos que contenga los correos electrónicos de todos los interesados en recibir avisos de los procesos de convocatorias públicas que se encuentren en curso.

24.15. Debe enviar una notificación a los registrados vía correo electrónico cada vez que exista nueva información disponible en el SICEP.

24.16. Debe permitir la interoperabilidad con los sistemas de información de la SSPD a través de servicios web.

24.17. Debe contemplar todas aquellas características que permitan dar cumplimiento a lo establecido en esta resolución con relación al SICEP.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 24)

ARTÍCULO 2.6.3.5.4. EXPEDIENTE ELECTRÓNICO DE LAS CONVOCATORIAS. El expediente electrónico de las convocatorias públicas contiene lo siguiente:

25.1. Una identificación única denominada Código de la Convocatoria.

25.2. Todos los documentos enviados por el comercializador y los oferentes, organizados en forma cronológica a medida que avanza el proceso de convocatoria, conforme a lo dispuesto en esta resolución.

25.3. El estado de la convocatoria y sus modificaciones. La convocatoria puede tener los siguientes estados:

a) Abierta.

b) Cerrada y adjudicada.

c) Cerrada y desierta.

d) Suspendida.

e) Cancelada.

25.4. Los documentos contenidos en los expedientes electrónicos que reposan en el SICEP se crean, conforman y gestionan de acuerdo con lo dispuesto en el Capítulo III del Acuerdo 002 de 2014 y el Acuerdo 003 de 2015 del Archivo General de la Nación y el Capítulo VII del Decreto 1080 de 2015.

25.5. En caso de que la convocatoria sea auditada, el expediente electrónico debe contener el informe de auditoría.

25.6. Los documentos de los expedientes electrónicos deben estar firmados electrónicamente de forma confiable, en los términos del artículo 2.2.2.47.4 del Decreto 1074 de 2015.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 25)

ARTÍCULO 2.6.3.5.5. INFORMACIÓN PÚBLICA DEL EXPEDIENTE ELECTRÓNICO. La sección de información pública del expediente electrónico de cada convocatoria es de acceso abierto e ilimitado al público general.

La información pública del expediente electrónico de la convocatoria es la siguiente:

a) Razón social y NIT del comercializador que realiza la convocatoria.

b) Código de la Convocatoria.

c) Estado de la Convocatoria.

d) Aviso de la Convocatoria.

e) Pliego de condiciones a consulta.

f) Pliego de condiciones definitivo.

g) Fecha, hora y lugar de la audiencia pública.

h) Resultados de la convocatoria.

i) Descripción de los productos siguiendo el formato del Anexo 1 de la presente resolución.

j) Fecha de formalización de los contratos.

k) Fecha de solicitud de registro de los contratos.

l) Vínculo al informe del auditor (en caso que la convocatoria fuese auditada).

(Fuente: R CREG 130/19, art. 26)

ARTÍCULO 2.6.3.5.6. RESPONSABILIDAD DE LA INFORMACIÓN SUMINISTRADA AL SICEP. Los comercializadores y sus funcionarios son los responsables de la completitud y calidad de la información que se consigne en el expediente electrónico de las convocatorias públicas contenidas en el SICEP.

Tanto los comercializadores como los oferentes están obligados a cumplir con las disposiciones establecidas en esta resolución para el reporte de información.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 27)

ARTÍCULO 2.6.3.5.7. RESPONSABILIDADES DEL ASIC EN LA ADMINISTRACIÓN DEL SICEP. El ASIC como administrador del SICEP tiene entre otras, los siguientes deberes y responsabilidades:

28.1. Diseñar, implementar, operar y mantener el SICEP.

28.2. Administrar los documentos y expedientes electrónicos del SICEP. Conservar los documentos electrónicos de los expedientes de las convocatorias públicas generadas en el SICEP, desde su creación a partir de la fecha de solicitud de publicación de Aviso de la Convocatoria y hasta por el tiempo que determinen las normas de retención documental vigentes.

28.3. Asegurar la integridad de los documentos que componen los expedientes electrónicos de las convocatorias.

28.4. Definir los procedimientos y formatos que deben seguir y utilizar los comercializadores para la creación, registro y reporte de información de los expedientes electrónicos en el SICEP.

28.5. Definir el procedimiento para la transferencia de los requisitos habilitantes y ofertas remitidas durante el proceso al comercializador.

28.6. Ofrecer e impartir la capacitación y asistencia necesaria a todos los agentes sobre el acceso, el reporte y los canales de comunicación empleados para la operación del SICEP.

28.7. Informar oportunamente a las autoridades competentes cuando se identifiquen reportes de información erróneos o inconsistentes con lo dispuesto en esta resolución, así como cualquier otra actuación irregular que se presente en el proceso de reporte de información de las convocatorias públicas.

28.8. Tener a disposición de la SSPD, la CREG o la SIC, toda la información remitida por los comercializadores y oferentes ordenada por expediente electrónico. El ASIC debe suministrar toda la información del SICEP a pedido de estas entidades.

28.9. Establecer y utilizar únicamente los canales formales de comunicación entre los comercializadores, los oferentes y el ASIC durante el período de la convocatoria.

28.10. Informar a los comercializadores y oferentes interesados, los procedimientos a seguir en caso de falla de los canales de comunicación establecidos o del SICEP.

28.11. Publicar en el SICEP la información pública del expediente electrónico de la convocatoria, conforme lo dispuesto en esta resolución.

28.12. Realizar los cálculos y publicar las estadísticas agregadas de los resultados de las convocatorias públicas para el mercado regulado, de acuerdo con lo que la CREG defina en resolución aparte.

28.13. Realizar un informe anual de seguimiento de las convocatorias realizadas durante el año calendario anterior. En dicho informe se debe relacionar el número de Avisos de convocatoria, identificando el comercializador solicitante y el estado de cada una de ellas a 31 de diciembre del año en estudio. Este informe debe ser remitido a la CREG, vía correo electrónico, antes del 1 de febrero de cada año.

28.14. EL ASIC no puede utilizar ni compartir la información centralizada en el SICEP con fines comerciales o de lucro, para sí mismo o para dar ventaja a algún tercero.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 28)

ARTÍCULO 2.6.3.5.8. PLAZO PARA EL DISEÑO Y ENTRADA EN OPERACIÓN DEL SICEP. El ASIC tendrá un plazo de tres (3) meses a partir de la entrada en vigencia de esta resolución para diseñar y poner en operación el SICEP, conforme a lo dispuesto en este capítulo.

El ASIC deberá establecer un acuerdo de interoperabilidad con la SSPD con el fin de que esta entidad disponga de la información que reposa en el SICEP en los términos que establezca para llevar a cabo sus tareas de inspección, control y vigilancia.

La CREG, previa solicitud del ASIC, analizará la pertinencia de ampliar el plazo previsto para la entrada en operación del SICEP. En caso de encontrarse pertinente, la CREG se pronunciará mediante circular de la Dirección Ejecutiva.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 29)

Otras disposiciones

ARTÍCULO 2.6.3.6.1. INCUMPLIMIENTO DE LO PREVISTO EN ESTA RESOLUCIÓN POR PARTE DE LOS COMERCIALIZADORES U OFERENTES. Cualquier incumplimiento por parte de los comercializadores u oferentes a las convocatorias de lo dispuesto en esta resolución será considerado como una práctica contraria a los fines de la regulación.

Por lo anterior, si cualquier agente identifica un potencial incumplimiento por parte de algún comercializador u oferente debe reportar la situación a la CREG, a la SSPD y a la SIC.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 30)

ARTÍCULO 2.6.3.6.2. CONTRATOS DE ENERGÍA DESTINADOS AL MERCADO NO REGULADO. El comercializador que atiende usuarios no regulados, tiene libertad de celebrar contratos para este mercado sin estar sujeto a los procedimientos descritos en esta resolución.

No obstante, el comercializador puede incluir en la convocatoria pública demanda no regulada, siempre que en el Aviso de Convocatoria y en los pliegos de condiciones a consulta y definitivos se haga explícita la cantidad de energía destinada a cubrir el mercado no regulado. Esta cantidad no puede ser modificada una vez se publiquen los pliegos de condiciones definitivos.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 31)

ARTÍCULO 2.6.3.6.3. AUDITORÍAS PERIÓDICAS. El ASIC anualmente debe contratar una firma auditora independiente, mediante un proceso competitivo, para verificar el cumplimiento de lo dispuesto en esta resolución, en las convocatorias que fueron realizadas en el año calendario inmediatamente anterior.

Este contrato debe suscribirse durante los dos (2) primeros meses de cada año. La fecha máxima de presentación del informe de auditorías es el 31 de mayo de cada año.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 32)

ARTÍCULO 2.6.3.6.4. INFORME DE LAS AUDITORÍAS PERIÓDICAS. El auditor independiente debe remitir a la CREG, a la SSPD y al ASIC, un informe en donde dé un concepto claro y unívoco sobre los siguientes aspectos de cada una de las convocatorias públicas auditadas:

a) Cumplimiento de los plazos previstos en esta resolución.

b) Consistencia entre los resultados de la convocatoria entregados por el comercializador al ASIC y la aplicación de la metodología de evaluación de ofertas.

c) Consistencia entre los resultados de la convocatoria entregados por el comercializador al ASIC y los contratos formalizados por el comercializador.

d) En caso de que aplique, verificación de que la declaratoria de convocatoria desierta corresponda a lo previsto en esta resolución.

Para llevar a cabo el informe, el auditor debe utilizar la información registrada en el expediente electrónico del SICEP de la convocatoria a auditar, así como la información que requiera por parte del comercializador o de los oferentes.

El ASIC debe publicar el informe en el expediente electrónico de las convocatorias auditadas a más tardar cinco (5) días hábiles después de la entrega del informe del auditor.

El informe de auditoría no debe revelar la información individual de las ofertas entregadas a las convocatorias auditadas.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 33)

ARTÍCULO 2.6.3.6.5. SELECCIÓN DE CONVOCATORIAS PARA LA AUDITORÍA PERIÓDICA. Para llevar a cabo las auditorías periódicas definidas en la presente resolución, el auditor independiente debe seleccionar las convocatorias a auditar de la siguiente forma:

34.1. Procedimiento para la selección de muestra de las convocatorias de comercializadores que representaron más de diez por ciento (10%) de la demanda comercial regulada del año calendario inmediatamente anterior.

a) Identificar los comercializadores que hayan representado más del 10% de la demanda comercial regulada en el año calendario inmediatamente anterior.

b) Determinar el total de convocatorias realizadas por cada comercializador identificado en el paso anterior, que hayan sido adjudicadas o declaradas desiertas.

c) Calcular la cantidad de convocatorias a auditar para cada comercializador que se calcula como el máximo entre uno (1) y el número entero más cercano al treinta por ciento (30%) del total de convocatorias realizadas por ese comercializador así:

Donde: representa el redondeo hasta el entero más cercano.

d) Para cada comercializador, el auditor selecciona de forma aleatoria convocatorias para ser auditadas.

34.2. Procedimiento para la selección de muestra de las convocatorias de comercializadores que representaron más del uno por ciento (1%) y hasta el diez por ciento (10%) de la demanda comercial regulada del año calendario inmediatamente anterior.

a) Identificar todos los comercializadores que hayan representado más del uno por ciento (1%) y hasta el diez por ciento (10%) de la demanda comercial regulada en el año calendario inmediatamente anterior.

b) Determinar el total de convocatorias realizadas durante el año inmediatamente anterior por parte de los comercializadores identificados en el paso anterior que hayan sido adjudicadas o declaradas desiertas.

c) Calcular la cantidad de convocatorias a auditar , como el máximo entre uno (1) y el número entero más cercano al treinta por ciento (30%) del total de convocatorias determinadas en el literal (b), así:

Donde: representa el redondeo hasta el entero más cercano.

d) El auditor debe seleccionar de forma aleatoria convocatorias para auditar entre el total de convocatorias determinado en el literal (b).

e) Si dentro del total de convocatorias hay convocatorias que fueron declaradas desiertas y ninguna de ellas fue seleccionada en la muestra del literal (d), se debe identificar el número total de convocatorias desiertas para el período de análisis y se debe seleccionar aleatoriamente, además de las ya seleccionadas, el número de convocatorias desiertas a auditar que corresponda al máximo entre uno (1) y el entero más cercano a veinte por ciento (20%) de TCD.

34.3. Procedimiento para la selección de muestra de las convocatorias de comercializadores que representaron el uno por ciento (1%) o menos de la demanda comercial regulada del año calendario inmediatamente anterior.

a) Identificar todos los comercializadores que hayan representado el uno por ciento (1%) o menos de la demanda comercial regulada en el año calendario inmediatamente anterior.

b) Determinar el total de convocatorias realizadas durante el año inmediatamente anterior por parte de los comercializadores identificados en el paso anterior que fueron adjudicadas o declaradas desiertas.

c) Calcular la cantidad de convocatorias a auditar como el máximo entre cinco (5) y el número entero más cercano al treinta por ciento (30%) del total de convocatorias determinadas en el literal (b), así:

Donde: representa el redondeo hasta el entero más cercano.

d) Aplicando el tamaño de muestra del paso anterior, seleccionar de forma aleatoria las convocatorias a auditar entre el total de convocatorias determinado en el literal (b).

e) Si dentro del total de convocatorias hay convocatorias que fueron declaradas desiertas y ninguna de ellas fue seleccionada en la muestra del literal (d), se debe identificar el número total de convocatorias desiertas para el período de análisis y se debe seleccionar aleatoriamente el número de convocatorias desiertas a auditar que corresponda al máximo entre tres (3) y el entero más cercano a veinte por ciento (20%) de TCD.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 34)

ARTÍCULO 2.6.3.6.6. DISPOSICIONES TRANSITORIAS. Previo a la entrada en operación del SICEP, aplican las siguientes disposiciones:

36.1. Los comercializadores que hayan iniciado convocatorias públicas y no las hayan culminado a la entrada en vigencia de la presente resolución, pueden completar dichos procesos.

36.2. Los comercializadores que decidan iniciar convocatorias a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, deben hacerlo conforme a lo aquí establecido. En cuanto al aviso de la convocatoria, el comercializador debe publicarlo en un periódico de amplia difusión nacional.

36.3. Los comercializadores deben formalizar y registrar los contratos resultantes de las convocatorias a las que hacen referencia los dos numerales anteriores, antes de la entrada en operación del SICEP. El plazo máximo para el registro de tales contratos es el día anterior a la entrada en operación del SICEP.

36.4. El ASIC debe publicar en la página de inicio de XM S. A. E.S.P. la fecha de entrada en operación del SICEP, con al menos diez (10) días hábiles de anticipación.

36.5. El ASIC no debe registrar contratos que resulten de una convocatoria que superen los límites de compras propias definidos en esta resolución.

36.6. La trazabilidad e integridad de la información sobre el proceso de convocatorias públicas es responsabilidad de los comercializadores, durante este período.

36.7. Los comercializadores deben tener disponible esta información para efectos de supervisión, control y vigilancia por parte de las autoridades.

(Fuente: R CREG 130/19, art. 36)

Descripción del producto (Anexo 1)

ARTÍCULO 2.6.3.7.1. 1. DESCRIPCIÓN DEL PRODUCTO. Los comercializadores que realicen convocatorias para la celebración de contratos de energía para el mercado regulado deben diligenciar el formato que se presenta a continuación, para que sea publicado en el expediente electrónico de la convocatoria en el SICEP.

RESUMEN DEL PRODUCTO

TIPO DE CONTRATO
TIPO DE CARGA	Horas del día en las cuales se compromete cobertura de energía
VIGENCIA DEL CONTRATO	Fecha de inicio de las obligaciones y fecha de finalización de las obligaciones
MERCADO DE REFERENCIA	Mercado para el cual el contrato provee cobertura
TAMAÑO DEL CONTRATO	Cantidad de energía comprometida
INDEXADOR	Índice de precios con el que se actualiza el precio del contrato
GARANTÍAS
OTROS TÉRMINOS

(Fuente: R CREG 130/19, art. ANEXO 1)

Limitación del suministro a comercializadores y-o distribuidores morosos y disposiciones sobre garantías de los participantes en el mercado mayorista, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.7.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente resolución se aplica a todas las personas que, estando organizadas en alguna de las formas dispuestas por el artículo 15 de la Ley 142 de 1994, generan electricidad, o la transmiten, o la distribuyen, o la comercializan, o realizan mas de una de estas actividades, y se encuentren registrados como agentes del Mercado Mayorista, de acuerdo con los procedimientos establecidos en la Resolución CREG-024 de 1995.

(Fuente: R CREG 116/98, art. 1)

ARTÍCULO 2.7.1.2. OTORGAMIENTO DE GARANTÍAS. Modifícase el literal e) del artículo 11 de la Resolución CREG-024 de 1995, el cual quedará así:

"e) Entregar y/o actualizar periódicamente las garantías financieras requeridas en esta resolución para respaldar las transacciones en la Bolsa de Energía, al menos con quince (15) días calendario de antelación a la fecha en que se efectuarán dichas transacciones. El monto de estas garantías será establecido por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales de forma tal que respalde todas las obligaciones que se puedan generar a cargo del agente respectivo en el Sistema de Intercambios Comerciales por un período mínimo de un mes; en consecuencia, tales garantías deberán respaldar el pago de las obligaciones que se puedan generar por transacciones de energía en bolsa, reconciliaciones, servicios complementarios, cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional, servicios del Centro Nacional de Despacho y, en general, por cualquier concepto que deba ser pagado al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales y/o al Liquidador y Administrador de Cuentas por Uso del Sistema de Transmisión Nacional.

Adicionalmente, deberá hacer entrega de cuatro pagarés en blanco, debidamente firmados por el representante legal, debidamente autorizado para el efecto, con sus respectivas cartas de instrucciones. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales podrá diligenciar los pagarés en cualquier tiempo, mientras el agente se encuentre inscrito en el mercado mayorista, cuando no se realice el pago del valor total de dos facturas, consecutivas o no, por cualquiera de los conceptos facturados por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales o por el Liquidador y Administrador de Cuentas por Uso del Sistema de Transmisión Nacional."

PARAGRAFO 1o. Las garantías deberán estar vigentes por un período mínimo de treinta (30) días hábiles contados a partir de la fecha de vencimiento de la factura del mes que se está garantizando.

PARAGRAFO 2o. El representante legal deberá demostrar que está debidamente autorizado para firmar los pagarés y las cartas de instrucciones de que trata este artículo, de acuerdo con lo definido en el certificado de existencia y representación legal que, para el efecto, deberá anexar.

PARAGRAFO 3o. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales revisará permanentemente el valor de las garantías, de modo que cumplan con lo establecido en la presente resolución. En caso de ser necesario exigir a algún agente la actualización de las mismas, deberá comunicárselo al agente respectivo, con una antelación no inferior a diez (10) días respecto de la fecha en que deba entregar la garantía, de acuerdo con lo establecido en este artículo. El incumplimiento de lo aquí dispuesto será causal para la iniciación de un programa de limitación del suministro, de acuerdo con el procedimiento establecido en la Resolución CREG-116 de 1998.

PARAGRAFO 4o. Los pagarés de que trata este artículo deberán restituirse cada vez que se requiera el uso de uno o varios de ellos, dentro de los quince (15) días calendario siguientes a la fecha en la cual el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales así lo comunique al agente respectivo. El incumplimiento de lo aquí dispuesto será causal para la iniciación de un programa de limitación del suministro, de acuerdo con el procedimiento establecido en la Resolución CREG-116 de 1998."

(Fuente: R CREG 116/98, art. 2) (Fuente: R CREG 066/00, art. 1)

ARTÍCULO 2.7.1.3. INFORMACIÓN BASE PARA APLICAR UN PROGRAMA DE LIMITACIÓN DE SUMINISTRO A AGENTES COMERCIALIZADORES Y/O DISTRIBUIDORES. Para la aplicación de los programas de limitación de suministro de que trata la presente resolución, se utilizará la información de que dispone el Centro Nacional de Despacho, en desarrollo de lo dispuesto en el artículo 2o. de la Resolución CREG-217 de 1997 (Estatuto de Racionamiento), o las disposiciones que la modifiquen o sustituyan.

PARAGRAFO 1o. Para el cabal cumplimiento de lo aquí dispuesto, la información reportada por los operadores del Sistema de Transmisión Nacional y de los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local, sobre las características de sus circuitos, deberá especificar claramente la participación de cada uno de los distintos comercializadores existentes en cada circuito.

PARAGRAFO 2o. Es responsabilidad de los operadores del Sistema de Transmisión Nacional y de los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local, mantener actualizada la información que suministran al Centro Nacional de Despacho sobre las características de sus circuitos.

PARAGRAFO 3o. Los operadores de los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local deberán informar a los hospitales, clínicas, aeropuertos, cárceles, e instalaciones militares o de policía conectados a su sistema que, de acuerdo con la reglamentación vigente, deben contar con equipos electrógenos de respaldo. Así mismo, a los usuarios aquí mencionados que no estén asociados a un circuito no desconectable, se les ofrecerá la construcción de un circuito de este tipo, siempre y cuando el usuario asuma los costos correspondientes.

(Fuente: R CREG 116/98, art. 3)

ARTÍCULO 2.7.1.4. COORDINACIÓN DE LOS PROGRAMAS DE LIMITACIÓN DEL SUMINISTRO. El Centro Nacional de Despacho, como dependencia encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional, establecerá los mecanismos que considere necesarios, en coordinación con el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, para la ejecución de los programas de limitación del suministro de que trata esta resolución. Estos mecanismos se someterán a consideración del Consejo Nacional de Operación, quien deberá pronunciarse antes de la iniciación de un programa de limitación de suministro.

(Fuente: R CREG 116/98, art. 4)

ARTÍCULO 2.7.1.5. CAUSALES PARA ORDENAR LA LIMITACIÓN DEL SUMINISTRO. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales ordenará reducciones en el suministro de electricidad a comercializadores y/o distribuidores, bajo las siguientes modalidades, y por los conceptos que se enumeran a continuación:

a) De oficio: Cuando, en desarrollo del contrato de mandato, se presente mora en la cancelación de obligaciones derivadas de transacciones realizadas en la bolsa de energía; mora en la cancelación de las cuentas por concepto de cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional; mora en la cancelación de las cuentas por reconciliaciones, servicios complementarios, servicios del Centro Nacional de Despacho o de los Centros Regionales de Despacho y, en general, por cualquier concepto que deba ser pagado al Administrador del SIC y al Administrador de cuentas por uso del Sistema de Transmisión Nacional.

b) Por Mandato: Cuando se presente mora en la cancelación de obligaciones por concepto de las transacciones realizadas mediante contratos bilaterales entre agentes del Mercado Mayorista, ya sea que se trate de contratos de energía, contratos de conexión, o contratos por el uso de los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local; o por mora en la cancelación de obligaciones por concepto de uso de otros Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local. La iniciación del programa de limitación del suministro podrá ser solicitada por uno o más de los agentes que participan en el mercado mayorista, quienes serán responsables de los daños y perjuicios que se ocasionen, en el caso en que dicha orden no esté sustentada en una de las causales previstas en la presente resolución.

(Fuente: R CREG 116/98, art. 5)

ARTÍCULO 2.7.1.6. MAGNITUD DE LOS PROGRAMAS DE LIMITACIÓN DEL SUMINISTRO. Los programas de limitación de suministro a comercializadores y/o distribuidores se realizarán desconectando individualmente o por circuito los usuarios atendidos por el agente moroso, con excepción de los circuitos no desconectables y de los circuitos con usuarios atendidos por otro comercializador, para el caso en que el moroso sea uno de los comercializadores conectados al Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local. Así mismo, conforme a la jurisprudencia de la honorable Corte Constitucional, no serán objeto de desconexión los bienes constitucionalmente protegidos. Estos programas se aplicarán diariamente, incluyendo los días sábados, domingos y festivos, y su magnitud dependerá de la antigüedad de las obligaciones vencidas, así:

ANTIGÜEDAD OBLIGACIONES VENCIDAS	DURACIÓN (Horas)	HORARIO DE INICIO
Menor a 60 días calendario	3	Entre 07:00 y 13:00
60 días calendario o más	4

Para este efecto los agentes que haya designado el Centro Nacional de Despacho deberán hacer una programación en la que se establezca el momento en que se realizará la desconexión de cada uno de usuarios afectados. Esta programación será debidamente informada a los usuarios afectados, con al menos un día de antelación, así como al CND con la antelación que este lo requiera. En los avisos que debe publicar el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales se deberá informar a los usuarios el rango en el cual se pueden iniciar las desconexiones y la obligación del agente designado por el CND de informar a los usuarios la programación de las desconexiones.

PARÁGRAFO 1o. Para efectos de lo dispuesto en el artículo 9o de la presente resolución, el incumplimiento en la entrega, restitución o actualización de los pagarés y garantías de que trata el artículo 2o de la presente resolución, se asimilará a mora en el pago de obligaciones.

PARÁGRAFO 2o. En caso de racionamiento declarado, el programa de limitación de suministro será adicional al racionamiento programado.

PARÁGRAFO 3o. Estos programas no deberán limitar la evacuación de la energía de los agentes generadores conectados al Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local respectivo.

PARÁGRAFO 4o. Cuando los programas de limitación del suministro vayan a afectar hospitales, clínicas, aeropuertos, cárceles, o instalaciones militares o de policía, que no pertenezcan a un circuito no desconectable, el comercializador y/o distribuidor moroso deberá dar aviso a tales usuarios, con una antelación no menor a cinco (5) días, con el fin de que pongan en operación los equipos electrógenos de respaldo que dichos usuarios deben tener, de acuerdo con la normatividad vigente.

PARÁGRAFO 5o. Los programas de limitación del suministro se realizarán sin perjuicio de las acciones legales que se adelanten contra el comercializador y/o distribuidor incumplido.

PARÁGRAFO 6o. Los daños y perjuicios que los programas de limitación del suministro causen a los usuarios y/o terceros afectados con esta medida, serán responsabilidad exclusiva del comercializador y/o distribuidor moroso.

(Fuente: R CREG 116/98, art. 6) (Fuente: R CREG 040/10, art. 1)

ARTÍCULO 2.7.1.7. PROGRAMAS DE MARGINACIÓN DEL DESPACHO A GENERADORES. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, de considerarlo necesario, reglamentará en fecha posterior la realización de programas de marginación del despacho a generadores morosos, que pueden implicar el retiro del marcado mayorista de energía, sin llegar a afectar la seguridad en la operación del Sistema Interconectado Nacional.

(Fuente: R CREG 116/98, art. 7)

ARTÍCULO 2.7.1.8. SUSPENSIÓN DE REGISTRO DE NUEVOS CONTRATOS Y/O FRONTERAS COMERCIALES A AGENTES MOROSOS. Sin perjuicio de lo establecido en la presente resolución, a partir del 1o. de abril de 1999 el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales se abstendrá de registrar contratos y/o nuevas fronteras comerciales a generadores o comercializadores con obligaciones vencidas, por alguna de las causales contempladas en la presente resolución, por un período superior a treinta (30) días, así se trate de contratos necesarios para cumplir con lo dispuesto en la Resolución CREG-016 de 1995.

(Fuente: R CREG 116/98, art. 8)

ARTÍCULO 2.7.1.9. PROCEDIMIENTO PARA LA REALIZACIÓN DE LOS PROGRAMAS DE LIMITACIÓN DEL SUMINISTRO. Para la realización de un programa de limitación del suministro a un comercializador y/o distribuidor moroso, se seguirá el siguiente procedimiento:

a) El segundo (2o) día hábil a partir del vencimiento de la obligación, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, de oficio o por mandato, comunicará al agente incumplido de las consecuencias que se pueden derivar del no pago de sus obligaciones, de acuerdo con lo dispuesto en la presente resolución. Así mismo, se informará de tal situación a todos los agentes inscritos en el Mercado Mayorista y a la Superintendencia de Servicios Públicos, con el fin de que esta entidad esté informada de la posible existencia de alguna o varias de las causales establecidas en el artículo 59 de la Ley 142 de 1994.

b) Cuando se trate de cualquiera de los conceptos facturados por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales o el Liquidador y Administrador de Cuentas, se harán efectivas las garantías entregadas por el agente moroso a partir del día siguiente al vencimiento de la obligación, si el agente no ha realizado el pago de la misma. De este hecho se informará a todos los agentes inscritos en el mercado mayorista y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

c) Cuando haya obligaciones no cubiertas por la garantía, o que esta sea insuficiente para cubrir las obligaciones vencidas, el quinto (5o) día hábil o décimo (10) día hábil a partir del vencimiento de la obligación, según se trate de un procedimiento de oficio o por mandato respectivamente, sin que se haya cubierto la misma y sin que la Superintendencia de Servicios Públicos haya tomado posesión de la empresa morosa, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales ordenará la publicación de hasta tres (3) avisos, en un diario de circulación nacional y en uno de amplia circulación en la región que será afectada por los cortes, o en dos diarios de circulación nacional, en donde se informe ampliamente la zona geográfica que será afectada, la fecha en que se iniciará el programa de limitación del suministro y los horarios en que se aplicará el programa, así como las causas que obligan a efectuar este programa y las acciones legales que los perjudicados pueden adelantar contra la empresa morosa. También indicarán la posibilidad de que los usuarios cambien de comercializador conforme a lo previsto en la regulación vigente y la lista de comercializadores que atienden en el área que se verá afectada. Estos avisos deberán ser publicados dentro de los siete (7) días calendario anteriores al inicio del programa de limitación del suministro, el último de los cuales deberá publicarse el día anterior al inicio del programa. Copia de cada uno de estos avisos de prensa será enviada a la Superintendencia de Servicios Públicos. En forma paralela, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales coordinará con el Centro Nacional de Despacho la iniciación del programa de limitación del suministro, en los términos establecidos en la presente resolución, si se cumplen las condiciones para iniciar el mismo. Cuando un agente incurra en incumplimientos sucesivos que den lugar a la iniciación de varios procedimientos para la limitación de suministro y por ello deban publicarse varios avisos de los diferentes procedimientos en curso en un mismo día, estos se podrán agrupar en uno solo que se publicará conforme al cronograma del primer procedimiento iniciado y que deberá contener toda la información de la que trata este numeral.

d) Si la empresa morosa cubre sus obligaciones vencidas antes de la publicación del primer aviso, o en caso de que la Superintendencia de Servicios Públicos tome posesión de la empresa morosa antes de publicar el primer aviso, se suspenderá el presente procedimiento, y se informará de tal hecho a todos los agentes inscritos en el Mercado Mayorista y, de ser necesario, a la Superintendencia de Servicios Públicos.

e) Si la empresa morosa cubre sus obligaciones vencidas, o la Superintendencia de Servicios Públicos toma posesión de la empresa morosa, después de iniciada la publicación de los avisos, pero antes de la iniciación del programa de limitación de suministro, se suspenderá la iniciación del programa y se ordenará la publicación de un aviso en los mismos medios en que se publicaron los avisos anteriores, informando ampliamente sobre tal hecho. Los costos de esta publicación serán cargados a la cuenta del agente que originó este procedimiento, y copia del respectivo aviso será enviada a la Superintendencia de Servicios Públicos.

f) El decimoquinto (15) día hábil a partir del vencimiento de la obligación sin que el agente haya realizado el pago de la misma, y sin que la Superintendencia de Servicios Públicos haya tomado posesión de la empresa morosa, los transportadores de energía que haya designado el Centro Nacional de Despacho iniciarán el programa de limitación de suministro, para lo cual deberán mantener una estrecha coordinación con el Centro Nacional de Despacho. De este hecho se informará a todos los agentes inscritos en el Mercado Mayorista y a la Superintendencia de Servicios Públicos.

g) Una vez iniciado el programa de limitación de suministro, este se mantendrá en las condiciones establecidas en el artículo 6o de la presente resolución, hasta tanto el agente incumplido cubra todas las obligaciones que originaron este procedimiento o suscriba un acuerdo de pagos sobre tales obligaciones, o porque la Superintendencia de Servicios Públicos así lo solicite, después de haber tomado posesión de la empresa. Cuando se trate de procedimientos de limitación de suministro iniciados de oficio para la terminación del programa el agente deberá cubrir además de las obligaciones antes mencionadas, las que hayan vencido en fecha posterior al inicio del procedimiento, aunque para estas últimas no se haya agotado el procedimiento de que tratan estos literales. En los avisos que se deben publicar el ASIC deberá señalar, además de las causas que dan lugar a la limitación, que la limitación de suministro se mantendrá hasta tanto el agente haya cumplido con todas las obligaciones vencidas. Cada vez que se vaya a incrementar la magnitud del programa, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, dentro de los siete (7) días calendario anteriores, ordenará la publicación de avisos, en los mismos términos del literal c) de este procedimiento.

h) En caso de que uno de los transportadores de energía que haya designado el Centro Nacional de Despacho sea la misma persona jurídica que el agente moroso, y tal transportador no realice el programa de limitación de suministro, o lo incumpla, ocasionará que el programa se efectúe por parte del Centro Nacional de Despacho y/o el Centro Regional de Despacho correspondiente, cuando se disponga de telemando de los interruptores de las subestaciones del respectivo Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local, o que se efectúe en las subestaciones que sirven de frontera con el Sistema de Transmisión Nacional y/u otro Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local. Para el efecto, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales ordenará la publicación de un aviso de prensa, en los términos del literal c) de este procedimiento, un día antes de que se inicie, donde se informe además que, debido al incumplimiento del transportador correspondiente, no se puede garantizar que el programa no afecte a los circuitos no desconectables, y/u otros agentes del mercado mayorista.

i) En caso de que uno de los transportadores de energía que haya designado el Centro Nacional de Despacho sea una persona jurídica diferente del agente moroso, y tal transportador no realice el programa de limitación de suministro, o lo incumpla, responderá por los perjuicios causados por el agente que dio origen a este procedimiento.

j) Los acuerdos de pago que se suscriban para suspender un programa de limitación de suministro deberán cumplir las condiciones comerciales que el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, en su calidad de mandatario de los agentes del mercado mayorista, considere que amparan los intereses de sus mandantes. Si un programa de limitación del suministro es suspendido por la suscripción de un acuerdo de pagos, y este se incumple, se continuará con aquel en el estado en que se encontraba antes de la suscripción del acuerdo, sin que sea posible suspenderlo por la suscripción de un nuevo acuerdo de pagos.

k) El Centro Nacional de Despacho, en coordinación con el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales del Mercado Mayorista de Electricidad, suspenderá la limitación de suministro, desde las 48:00 horas antes de la fecha de realización de las jornadas de elección popular o de cualquier otra jornada democrática de votación prevista en la Ley 134 de 1994, que se adelanten en el territorio nacional y hasta las 48:00 después de la mencionada fecha. Transcurrido este plazo, se continuará con la limitación de suministro con la misma magnitud con que se venía aplicando, y su incremento se sujetará a lo dispuesto en el artículo 6o de esta resolución.

PARÁGRAFO 1o. Parágrafo derogado.

PARÁGRAFO 2o. Los daños y perjuicios ocasionados a los usuarios y terceros por el programa de limitación de suministro, serán responsabilidad del agente moroso que dio origen al presente procedimiento.

(Fuente: R CREG 116/98, art. 9) (Fuente: R CREG 039/10, art. 2)

ARTÍCULO 2.7.1.10. COSTOS DE LOS PROGRAMAS DE LIMITACIÓN DEL SUMINISTRO. Todos los costos en que incurra el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales por la realización de un programa de limitación del suministro serán cargados a la cuenta del respectivo agente moroso, previa presentación de los soportes correspondientes.

(Fuente: R CREG 116/98, art. 10)

Costos por la ejecución de programas de limitación de suministro

ARTÍCULO 2.7.2.1. Los procedimientos de limitación de suministro que se hayan iniciado con anterioridad a la entrada en vigencia de la Resolución CREG 039 de 2010 se sujetarán a lo establecido en el artículo 4o de dicha resolución y para la aplicación del programa de limitación se tendrán en cuenta las siguientes magnitudes y horarios:

ANTIGÜEDAD OBLIGACIONES VENCIDAS	DURACIÓN (Horas)	HORARIO DE INICIO
Entre 31 y 60 días calendario	1	Entre 07:00 y 13:00
Entre 61 y 90 días calendario	2
Entre 91 y 120 días calendario	3
Mayor a 120 días calendario	4

Para este efecto los agentes que haya designado el Centro Nacional de Despacho deberán hacer una programación en la que se establezca el momento en que se realizará la desconexión de cada uno de los usuarios afectados. Esta programación será debidamente informada a los usuarios afectados, con al menos un día de antelación, así como al CND con la antelación que este lo requiera. En los avisos que debe publicar el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales se deberá informar a los usuarios el rango en el cual se pueden iniciar las desconexiones y la obligación del agente designado por el CND de informarles la programación de las desconexiones.

(Fuente: R CREG 040/10, art. 2)

ARTÍCULO 2.7.2.2. COSTOS POR LA EJECUCIÓN DE PROGRAMAS DE LIMITACIÓN DE SUMINISTRO. Los costos en que incurran los agentes designados por el CND por la ejecución de los programas de limitación de suministro serán asumidos por el agente incumplido que los ocasionó para lo cual aplicarán los mismos cargos de reconexión por nivel de tensión que conforme a lo establecido en el artículo 5o de la Resolución CREG 225 de 1997 estén incluidos en el contrato de condiciones uniformes que celebra con los usuarios finales su comercializador integrado.

(Fuente: R CREG 040/10, art. 3)

Modificación de la demanda calculada para el despacho económico horario, cuando sea necesario, por efecto de la aplicación de limitaciones, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional

ARTÍCULO 2.7.3.1. Cuando las limitaciones de suministro, que se deban aplicar en cumplimiento de la Resolución CREG-116 de 1998, impliquen desviaciones en la demanda horaria de potencia calculada para el Despacho Económico Horario conforme a lo dispuesto en el numeral 3.1. del Código de Operación, el Centro Nacional de Despacho modificará diariamente dicha demanda horaria de potencia con el fin de ajustar el Despacho Económico.

(Fuente: R CREG 013/99, art. 1)

Aplicación de los programas de limitación de suministro de energía en bolsa que no está destinada directamente a atender usuarios finales por parte de comercializadores y generadores morosos, y la limitación a agentes morosos por incumplimiento en lo referente al esquema de garantías para las transacciones internacionales de energía, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional

ARTÍCULO 2.7.4.1. Limitación de suministro de energía en bolsa que no está destinada directamente a atender usuarios finales por parte de generadores y comercializadores morosos; y la limitación a agentes morosos por incumplimiento en lo referente al esquema de garantías para las transacciones internacionales de energía. Cuando en cumplimiento de lo establecido en las Resoluciones CREG-024 de 1995, CREG-116 de 1998, CREG-070 de 1999 y demás regulación pertinente, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, encuentre incumplimientos en el otorgamiento, restitución o actualizaciones de los pagarés, pagos anticipados, garantías financieras, en los depósitos semanales o en los pagos de las facturas por parte de un comercializador o generador que compra energía en bolsa que no está destinada a atender directamente a usuarios finales, o en lo referente al esquema de garantías para las transacciones internacionales de energía, procederá en concordancia con lo dispuesto en esas resoluciones, en la presente resolución y en las que las modifiquen o adicionen.

(Fuente: R CREG 001/03, art. 1)

ARTÍCULO 2.7.4.2. MAGNITUD DEL PROGRAMA DE LIMITACIÓN DE SUMINISTRO DE ENERGÍA EN BOLSA. El programa de limitación de suministro de energía en bolsa a comercializadores y generadores morosos, de que trata esta Resolución, será de forma continua y por una magnitud igual a la energía no destinada directamente por el agente moroso a usuarios finales.

PARÁGRAFO 1o. Los programas de limitación de suministro, de que trata esta Resolución, se realizarán sin perjuicio de las acciones legales que se adelanten contra el agente moroso.

PARÁGRAFO 2o. Para efectos de lo dispuesto en la presente resolución, el incumplimiento en el otorgamiento, restitución o actualización de los pagarés, pagos anticipados y garantías, y los depósitos semanales, se asimilarán a mora en el pago de las obligaciones.

PARÁGRAFO 3o. Los daños y perjuicios que los programas de limitación del suministro causen a los terceros afectados con esta medida, serán responsabilidad exclusiva del agente moroso que dio lugar a la limitación.

(Fuente: R CREG 001/03, art. 2)

ARTÍCULO 2.7.4.3. Asignación de la limitación de suministro de energía entre agentes del mercado Mayorista. La magnitud del programa de limitación de suministro de energía entre agentes del mercado mayorista de que trata el artículo 2o de la Resolución CREG-001 de 2003 será asignada de acuerdo con el siguiente procedimiento:

Contratos de largo plazo cuya solicitud de registro sea posterior a la entrada en vigencia de la presente resolución. Para el registro de contratos de largo plazo de que trata la Resolución CREG-006 de 2003, será requisito adicional a los establecidos en dicha resolución, informar el nivel de prioridad en orden de aplicación, asignando a cada uno un único número entero de manera secuencial, y definiendo la magnitud en porcentaje de la cantidad total del contrato no destinada a atender directamente usuarios finales, sobre las cuales se aplicará la limitación de suministro de que trata la Resolución CREG-001 de 2003. Dichas prioridad y magnitud deberán ser informadas por el agente vendedor bajo su entera responsabilidad por escrito al ASIC.

Contratos de largo plazo en ejecución comercial. Para los contratos de largo plazo que se encuentren en operación comercial o para los cuales se haya solicitado el respectivo registro ante el ASIC, con anterioridad a la entrada en vigencia de la presente resolución, el agente vendedor deberá informar al ASIC bajo su responsabilidad, el nivel de prioridad en orden de aplicación, asignando a cada uno un único número entero de manera secuencial, y definiendo la magnitud en porcentaje de la cantidad total del contrato no destinada a atender directamente usuarios finales, sobre las cuales se aplicará la limitación de suministro de que trata la Resolución CREG-001 de 2003. Dichas prioridad y magnitud deberán ser informadas por dicho agente mediante escrito dirigido al ASIC en un término no mayor a 30 días calendario, contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. La prioridad y magnitud asignadas a un contrato no podrán ser modificadas durante la vigencia de dicho contrato. Una vez se termine el respectivo contrato registrado en el mercado de energía mayorista, el ASIC automáticamente reasignará las prioridades conservando el orden existente.

PARÁGRAFO 2o. Para los contratos de largo plazo que se encuentren en ejecución comercial o para los cuales se haya solicitado el registro ante el ASIC, con anterioridad a la entrada en vigencia de la presente resolución, y dicha información no sea remitida dentro del término aquí establecido, el ASIC procederá a aplicar la limitación de suministro en forma proporcional a la magnitud de energía despachada en la bolsa para cada contrato del agente comercializador o generador moroso que no esté destinada a atender directamente a usuarios finales.

PARÁGRAFO 3o. El procedimiento establecido en el presente artículo será aplicado por el ASIC las veces necesarias, hasta alcanzar la magnitud de la limitación de suministro de que trata la Resolución CREG-001 de 2003.

(Fuente: R CREG 063/03, art. 1)

ARTÍCULO 2.7.4.4. PROCEDIMIENTO PARA LA REALIZACIÓN DE LOS PROGRAMAS DE LIMITACIÓN DE SUMINISTRO. Para la realización del programa de limitación de suministro, de que trata esta resolución, se seguirán las siguientes reglas:

a) El segundo (2o) día hábil a partir del vencimiento de la obligación, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales -ASIC-, comunicará al agente que ha incumplido, a los agentes afectados con la limitación de suministro, sobre esta situación y las consecuencias que se pueden derivar del no cumplimiento de sus obligaciones, de acuerdo con lo dispuesto en la presente resolución. Asimismo, informará de tal situación a todos los agentes inscritos en el Mercado Mayorista y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, con el fin de que esta entidad esté informada de la posible existencia de alguna o varias de las causales establecidas en el artículo 59 de la Ley 142 de 1994.

b) Cuando se trate de cualquiera de los conceptos facturados por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales o el Administrador de cuentas por uso del Sistema Interconectado Nacional, se harán efectivas las garantías entregadas por el agente moroso a partir del día siguiente al vencimiento de la obligación, si el agente no ha realizado el pago de la misma. De este hecho se informará a todos los agentes inscritos en el mercado mayorista y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Este procedimiento no requerirá la publicación de avisos en prensa.

c) En caso de que se trate de obligaciones no cubiertas por la garantía, o los mecanismos previstos en la regulación, o que sean insuficientes para cubrir las obligaciones del agente, si el cuarto (4o) día hábil siguiente a la fecha en que se debió cumplir la obligación el agente moroso no ha cumplido la misma, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales -ASIC- iniciará la limitación de suministro la cual se reflejará en la liquidación así:

i. Cuando se trate de incumplimientos asociados al otorgamiento de las garantías y de los mecanismos alternativos de que trata el artículo 10 del Anexo de la Resolución CREG 019 de 2006, la limitación de suministro se reflejará en la liquidación de transacciones del mercado de energía mayorista para el agente moroso desde el primer día del período a garantizar.

ii. Cuando se trate de incumplimientos diferente a los indicados en el numeral anterior, la limitación de suministro se reflejará en la liquidación de transacciones del mercado de energía mayorista para el agente moroso desde el día calendario siguiente a la fecha de vencimiento de la obligación. El ASIC informará la situación a los agentes afectados. Asimismo, informará de tal situación a todos los agentes inscritos en el Mercado Mayorista y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, con el fin de que esta entidad esté informada de la posible existencia de alguna o varias de las causales establecidas en el artículo 59 de la Ley 142 de 1994.

d) Si antes de los plazos previstos en los literales anteriores, el agente moroso cubre sus obligaciones, se cancelará este procedimiento, y se informará de tal hecho a todos los agentes inscritos en el Mercado Mayorista.

e) Una vez iniciado el programa de limitación de suministro, este se mantendrá en las condiciones establecidas en el artículo 2o de la presente resolución, hasta tanto el agente moroso cubra todas las obligaciones que originaron este, así como las que se hayan acumulado en fecha posterior al inicio de dicho procedimiento.

f) Los acuerdos de pago que se suscriban para suspender un programa de limitación de suministro, deberán cumplir las condiciones comerciales que el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales -ASIC-, en su calidad de mandatario de los agentes del mercado mayorista, considere que amparan los intereses de sus mandantes. Si un programa de limitación del suministro es suspendido por la suscripción de un acuerdo de pagos, y este se incumple, se continuará con aquel programa en el estado en que se encontraba antes de la suscripción del acuerdo, sin que sea posible suspenderlo por la suscripción de un nuevo acuerdo de pagos.

(Fuente: R CREG 001/03, art. 3) (Fuente: R CREG 039/10, art. 3)

ARTÍCULO 2.7.4.5. INFORMACIÓN. Para la aplicación del programa de limitación de suministro de que trata la presente resolución, se utilizará la información de que dispone el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales.

(Fuente: R CREG 001/03, art. 4)

Estatuto de racionamiento - Estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento

Estatuto de racionamiento, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.8.1.1.1. INFORMACION GENERAL BASE PARA APLICAR UN RACIONAMIENTO PROGRAMADO. A más tardar el día quince (15) de marzo de 1999, las empresas que operen físicamente activos pertenecientes al STN, STRïs o SDLïs que tengan usuarios finales conectados, enviarán al CND en un formato definido por éste, un listado con la identificación de los circuitos aislables clasificados de acuerdo con el tipo de usuarios que se encuentren conectados a los mismos:

1. Circuito Residencial: Circuito en el cual el mayor porcentaje de la demanda de energía corresponde al sector residencial y cuya topología de conexión a los sistemas de transporte de energía, permite su desconexión individual del Mercado de Comercialización al que pertenece.

2. Circuito Comercial: Circuito en el cual el mayor porcentaje de la demanda de energía corresponde al sector comercial y cuya topología de conexión a los sistemas de transporte de energía, permite su desconexión individual del Mercado de Comercialización al que pertenece.

3. Circuito Industrial: Circuito en el cual el mayor porcentaje de la demanda de energía corresponde al sector industrial y cuya topología de conexión a los sistemas de transporte de energía, permite su desconexión individual del Mercado de Comercialización al que pertenece.

4. Circuito Oficial: Circuito en el cual el mayor porcentaje de la demanda de energía corresponde al sector oficial y cuya topología de conexión a los sistemas de transporte de energía, permite su desconexión individual del Mercado de Comercialización al que pertenece.

5. Circuito No Regulado Eléctricamente Aislable: Circuito al que se encuentra conectado exclusivamente un Usuario No Regulado y cuya topología de conexión a los sistemas de transporte de energía, permite su desconexión individual del Mercado de Comercialización al que pertenece.

Los Circuitos descritos en los Numerales 1 a 4 deberán clasificarse en Desconectables y No Desconectables, entendiendo por Circuitos No Desconectables aquellos en los cuales se encuentran conectados usuarios que por la actividad que desarrollan no experimentarán suspensiones en el servicio de suministro de electricidad en situaciones de Racionamiento Programado (Hospitales, Clínicas, Acueductos, Aeropuertos, Cárceles, Instalaciones Militares y de Policía).

Así mismo se deberá determinar para cada uno de los Circuitos (Numerales 1 a 5), un estimativo de la demanda semanal de energía asociada con cada uno de ellos, expresada en MWh y el respectivo porcentaje de la demanda total del Mercado de Comercialización correspondiente.

PARAGRAFO 1o. Las empresas a las que se refiere el presente Artículo, mantendrán actualizado al CND, sobre las novedades que se presenten en sus sistemas con respecto a la clasificación y a las características propias de sus circuitos.

PARAGRAFO 2o. La Superintendencia de Servicios Público Domiciliarios podrá en cualquier momento solicitar esta información y cuando sea del caso aplicará las sanciones previstas por la Ley, para aquellas empresas que no presenten la información a tiempo o no cumplan en un todo con lo expresado en esta Resolución.

PARAGRAFO 3o. En todos los casos los Circuitos No Desconectables, deberán ser de uso exclusivo. Es decir, para que un Circuito pueda ser clasificado como No Desconectable, todos los usuarios servidos por dicho Circuito deberán tener la categoría de No Desconectable.

Si en un mismo Circuito se encuentran conectados usuarios Desconectables y No Desconectables, el Circuito deberá clasificarse como Desconectable. En este caso los operadores de los STRïs y/o SDLïs respectivos deberán coordinar con estos usuarios el Programa de Racionamiento, de tal manera que se adecuen al cubrimiento de sus necesidades básicas.

PARAGRAFO 4o. La información reportada por los operadores de los STRïs y/o SDLïs, sobre las características de sus Circuitos, deberá especificar la participación de los distintos Comercializadores en cada uno de ellos, cuando sea del caso.

PARAGRAFO 5o. Cuando el CND no cuente con la información solicitada en el presente articulo este asumirá que todos los Circuitos de la empresa que no ha suministrado la información, corresponden a Circuitos Residenciales.

(Fuente: R CREG 119/98, art. 2)

ARTÍCULO 2.8.1.1.2. DECLARACION DE RACIONAMIENTO PROGRAMADO. El proceso de Declaración de Racionamiento se iniciará cuando tenga ocurrencia una de las siguientes situaciones:

a) Cuando durante cinco (5) días, de los últimos siete (7) días calendario, el promedio aritmético de los valores del Precio en la Bolsa de Energía para el Mercado Domestico, correspondientes a los períodos de las 9 a las 12 horas y de las 18 a las 21 horas, iguale o supere el Precio Umbral.

b) Cuando de los análisis sobre la situación energética del SIN de corto, mediano y largo plazo elaborados por el CND, de acuerdo con las disposiciones establecidas en el Reglamento de Operación y los criterios y supuestos que defina el CNO, se concluya que es necesario aplicar un Racionamiento Programado.

c) Cuando se prevea que un Racionamiento de Emergencia, se prolongará por un período superior a quince (15) días, de acuerdo con el siguiente procedimiento de evaluación: cuando un Racionamiento de Emergencia supere los tres días continuos, el CNO junto con el CND, deberán evaluar la situación el cuarto día y establecer si la emergencia tendrá una duración superior a los quince (15) días continuos; si se establece que el Racionamiento de Emergencia sobrepasará los quince (15) días continuos, el CNO junto con el CND inmediatamente declararán el Racionamiento Programado, con base en las disposiciones de la presente Resolución. El Racionamiento de Emergencia se seguirá aplicando hasta el día anterior en que entre en vigencia el Racionamiento Programado.

De ocurrir alguna de las situaciones planteadas en los literales a) y b) del presente Artículo se deberá seguir el siguiente procedimiento.

El CND emitirá un concepto con recomendaciones específicas sobre la magnitud y la duración esperada del racionamiento.

El concepto será enviado inmediatamente al Ministro de Minas y Energía, a la CREG y al Presidente del CNO, quien citará a reunión extraordinaria de dicho organismo con el fin de evaluar y emitir concepto sobre la necesidad de declarar Racionamiento Programado.

El Ministro de Minas y Energía, una vez valorados los conceptos del CND y/o el CNO, tomará las decisiones a que hubiere lugar sobre la declaración de racionamiento, en los términos de la presente resolución, las cuales serán comunicadas al CNO y al CND para su aplicación.

PARAGRAFO 1o. Si la recomendación de racionar obedece a la causal establecida en el literal a) del presente Artículo, el CND y el CNO para proponer la magnitud del racionamiento, tendrán en cuenta las disposiciones contenidas en el Artículo 6o de la presente Resolución.

PARAGRAFO 2o. De tomarse la decisión por parte del Ministerio de Minas y Energía (literales a) y b) del presente Artículo) o por parte del CNO y del CND (literal c) del presente Artículo) de realizar un Racionamiento Programado, este empezará a ejecutarse en la hora cero del quinto (5) día después de haberse tomado la decisión. Ver en el anexo-A los cronogramas de tiempos con los cuales se detallan y coordinan el proceso de un Racionamiento Programado.

(Fuente: R CREG 119/98, art. 3)

ARTÍCULO 2.8.1.1.3. PROGRAMACION DEL RACIONAMIENTO. Una vez declarado el racionamiento, se aplicarán programas semanales (7 días calendario) de suspensión del servicio. En el quinto (5) día de la aplicación del Programa Semanal de Racionamiento de Energía establecido (Ver Artículo 9o de la presente Resolución), el CND efectuará un análisis sobre la persistencia de una o de varias de las señales que originaron la declaratoria (Ver anexo A). De persistir la señal de déficit, el racionamiento se prorrogará de manera automática por una semana adicional. En este caso, el CND recomendará la magnitud de Racionamiento Programado aplicable, la cual será ratificada por el Ministro de Minas y Energía.

(Fuente: R CREG 119/98, art. 4)

ARTÍCULO 2.8.1.1.4. SUSPENSION DEL RACIONAMIENTO PROGRAMADO. El Ministro de Minas y Energía tomará la decisión de suspender un Racionamiento Programado después de valorar los conceptos del CND y/o el CNO, cuando se trate de las situaciones a) y b) del Artículo 3o. de la presente Resolución. El CNO y el CND tomaran la decisión de suspender un Racionamiento Programado cuando se trate de la situación c) del Artículo 3o. de la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 119/98, art. 5)

ARTÍCULO 2.8.1.1.5. MAGNITUD DEL RACIONAMIENTO PROGRAMADO CON COBERTURA NACIONAL. Para determinar la magnitud de un Racionamiento Programado o Prorrogado con Cobertura Nacional y definir la cantidad de energía a abastecer el CNO tendrá en cuenta, además de los análisis energéticos, la siguiente relación Precios - Cantidades:

donde :

Eje Horizontal	Porcentaje de la Demanda a Abastecer
Eje Vertical	Costos (US$/MWh)
Costo =	"X" US$/MWh Precio Umbral
Costo =	"Y" US$/MWh Costo del Segmento 4 de la Curva de Costos de Racionamiento estimada por UPME. Corresponde a un racionamiento del 90%.

Los costos que determinan la curva de Demanda a Abastecer y la metodología de actualización mensual en pesos de tales costos, serán revisados por la UPME anualmente. Los resultados de dichas revisiones serán publicados a más tardar el 30 de noviembre de cada año.

(Fuente: R CREG 119/98, art. 6)

ARTÍCULO 2.8.1.1.6. CALCULO DE LA DEMANDA A RACIONAR. Con base en la magnitud de racionamiento declarado (MR), expresado en porcentaje, el CND calculará el porcentaje a racionar (h) aplicable a los circuitos, descontando de la demanda total, para dicho cálculo, la demanda de los Circuitos a los cuales no se les aplicará el racionamiento, según las prioridades establecidas en el Artículo 8o de la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 119/98, art. 7)

ARTÍCULO 2.8.1.1.7. DISTRIBUCION DEL RACIONAMIENTO PROGRAMADO. De tomarse la decisión de racionar, el CND informará a todos los comercializadores el porcentaje de racionamiento asignado (h), con el objeto de que estas empresas implementen o adecuen sus programas de racionamiento y coordinen con las

empresas que operen físicamente activos en el STN, STR´s o SDL´s, que tengan usuarios finales conectados, el programa de interrupción de Circuitos. Dichas interrupciones se efectuarán de acuerdo con la siguiente guía de prioridades:

MR (%)	Aplicación del Racionamiento por tipo de Circuito (h)1
1.5% < MR £ 3.0%	Residenciales y Oficiales
3.0% < MR £ 5.0%	Residenciales, Oficiales y Comerciales (exceptuando los usuarios no regulados eléctricamente aislables)1
5.0% < MR £ 10.0%	Residenciales, Oficiales, Comerciales e Industriales (exceptuando los usuarios no regulados eléctricamente aislables)1
MR > 10.0%	Residenciales, Oficiales, Comerciales, Industriales1 y Usuarios no regulados eléctricamente aislables.

donde:

MR:	Magnitud Racionamiento Declarado (Expresado en Porcentaje con respecto a la Demanda Total).
h:	Porcentaje Promedio Semanal de Energía a racionar por Circuito.

PARAGRAFO. Racionamientos iguales o inferiores a 1.5%, serán manejados operativamente afectando el Voltaje de suministro de electricidad en el SIN. Para aplicar este racionamiento se procederá de acuerdo con las siguientes disposiciones:

a) El CND evaluará la necesidad de aplicar este tipo de racionamiento en forma preventiva y previa a la declaración de un Racionamiento Programado, o si su aplicación debe postergarse hasta que se declare el Racionamiento Programado. Al respecto emitirá concepto con recomendaciones específicas sobre su duración y magnitud.

b) Dicho concepto será enviado inmediatamente al Ministro de Minas y Energía, a la CREG y al Presidente del CNO, quien citará a reunión extraordinaria de dicho organismo con el fin de analizar la situación y emitir concepto sobre la necesidad de aplicar este tipo de racionamiento, su magnitud y su duración;

c) Si el CNO emite concepto favorable su aplicación será: i) efectiva a partir del día siguiente, en caso de que la medida sea de carácter preventivo; o ii) efectiva a partir del día siguiente a la declaración del Racionamiento Programado.

d) El racionamiento de que trata este parágrafo será coordinado por el CND y los CRDïs y manejado operativamente por los transportadores.

e) La suspensión de esta medida se efectuará previa decisión del CNO si es de carácter preventivo, o cuando cese el Racionamiento Programado.

(Fuente: R CREG 119/98, art. 8)

ARTÍCULO 2.8.1.1.8. PROGRAMA SEMANAL DE RACIONAMIENTO DE ENERGIA. El CND informará a todos los comercializadores y éstos a las empresas que operen físicamente activos del STN, STR's o SDL's, la magnitud de la demanda de energía que deben racionar, especificando el respectivo porcentaje. La asignación del Racionamiento se basará en la información suministrada en desarrollo del el Articulo 2o. de la presente Resolución. Los comercializadores serán responsables de efectuar la distribución del racionamiento más apropiada entre sus diferentes clases de Circuitos, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 8o. de la presente Resolución.

Con base en la magnitud de racionamiento asignada, cada Comercializador, con treinta y dos (32) horas de antelación a la hora cero del inicio del racionamiento, o de cada semana a programar en caso de prórroga (Ver anexo-A), enviará al CND y a las empresas que operan físicamente activos del STN, STR's o SDL's, un Programa Semanal de Racionamiento de Energía que refleje el porcentaje (() establecido, de acuerdo con lo previsto en el Parágrafo 4o. del presente Artículo.

El Programa Semanal de Racionamiento de Energía para cada comercializador, aplicable a todos los usuarios, se diligenciará de acuerdo con el siguiente formato:

DÍA DE LA SEMANA	Hora 1	Hora 2	Hora...	Hora 24
DIA 1	MWh_(1,1)	MWh_(1,2)	…………….	MWh_(1,24)
DIA 2	MWh_(2,1)	MWh_(2,2)	…………….	MWh_(2,24)
...............
DIA 7	MWh_(7,1)	MWh_(7,2)	…………….	MWh_(7,24)

donde:

MWh_(i,j):

Racionamiento Programado por el comercializador para el Día i en la Hora j; este racionamiento podrá ser ejecutado mediante apertura de circuitos o reducciones voluntarias de consumo (autorracionamiento).

La consistencia y factibilidad de este Programa Semanal de Racionamiento para cada comercializador, se constatará por medio del cumplimiento de la siguiente expresión:

donde:

:	Porcentaje Promedio Semanal de Energía a racionar para cada comercializador.
D_s:	Demanda semanal de los usuarios que serán racionados, de acuerdo con el Parágrafo del articulo 13 de la presente Resolución.

PARAGRAFO 1o. El CND en coordinación con los CRDïs verificará si las condiciones técnicas y operacionales resultantes, conllevan a restricciones operativas localizadas en alguna(s) parte(s) del Sistema Interconectado Nacional. En caso de que ésto ocurra, tales restricciones se deberán considerar previamente para determinar adecuadamente la distribución de la carga a desconectar. En este caso el CND ajustará el programa en coordinación con los agentes involucrados. De no ser posible el acuerdo, el CND ajustará el Programa de manera autónoma, previo concepto del CNO, informando en todo caso a los agentes sobre el Programa Semanal de Suministro de Energía que se deberá aplicar.

PARAGRAFO 2o. Cuando el CND prevea que habrá un déficit de potencia en alguna(s) hora(s) específica(s), realizará de manera autónoma los ajustes correspondientes a los Programas de Racionamiento, informando en todo caso a los agentes del sistema.

PARAGRAFO 3o. En caso de que un comercializador no envíe al CND el Programa Semanal de Racionamiento de Energía dentro de los términos estipulados, previo concepto del CNO, el CND de manera autónoma definirá dicho Programa, siendo de cumplimiento obligatorio las suspensiones que deberá efectuar la empresa que opere físicamente activos del STN, STR o SDL del Mercado de Comercialización respectivo.

PARAGRAFO 4o. Cuando en un mismo Circuito exista más de un comercializador, el programa de suspensiones se hará de común acuerdo entre los comercializadores involucrados. Si no hay acuerdo entre ellos, el programa será definido por el comercializador que atienda la mayor demanda de energía en dicho Circuito, asegurando que el h asignado a dichos comercializadores sea factible de cumplir.

PARAGRAFO 5o. Con el objeto de preservar la seguridad en la operación del SIN, los comercializadores, al momento de seleccionar los Circuitos a Desconectar en cada hora, no podrán seleccionar simultáneamente Circuitos que en conjunto representen más del 50% de la potencia requerida en cada etapa del esquema de deslastre de carga.

(Fuente: R CREG 119/98, art. 9)

ARTÍCULO 2.8.1.1.9. PROGRAMA DE APERTURA DE CIRCUITOS. Cada comercializador informará a los transportadores del respectivo Mercado de Comercialización el programa semanal de apertura de circuitos, en cumplimiento de los Artículos 8o. y 9o. de la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 119/98, art. 10)

ARTÍCULO 2.8.1.1.10. PRECIO DE BOLSA EN SITUACIONES DE RACIONAMIENTO. En caso de Racionamiento Programado o de Emergencia los agentes continuarán ofertando en la Bolsa de acuerdo con las reglas vigentes.

El precio de Bolsa de Energía horario en la hora j del día i, será igual al precio ofertado por la planta o unidad marginal en el nivel de generación conforme al despacho ideal para atender la demanda comercial para esa hora. La liquidación de las transacciones se efectuará con las reglas vigentes.

(Fuente: R CREG 119/98, art. 11)

ARTÍCULO 2.8.1.1.11. PARTICIPACIÓN DE AUTOGENERADORES, COGENERADORES Y PLANTAS MENORES PARA AUMENTAR LA DISPONIBILIDAD DE ENERGÍA ELÉCTRICA ANTE RACIONAMIENTOS. Con el único propósito de aumentar la disponibilidad de energía eléctrica en el SIN, el CND evaluará la necesidad de contar con energía adicional proveniente de Autogeneradores, Cogeneradores y Plantas Menores ante racionamientos, y se aplicarán las siguientes reglas:

a) Ante Racionamiento de Emergencia:

El CND hará la evaluación en forma preventiva y previa a la declaración de un Racionamiento de Emergencia o durante una situación de Racionamiento de Emergencia, y se pronunciará sobre los siguientes aspectos:

1. Autorización para que los Autogeneradores, Cogeneradores y Plantas Menores con telemedida puedan participar transitoriamente en el mercado mayorista de electricidad, y puedan negociar su disponibilidad excedentaria, entendida como aquella capacidad instalada no registrada en el mercado mayorista, en los siguientes términos:

1.1. Ofertando directamente en la Bolsa, según la reglamentación vigente para determinar si la planta es o no despachada centralmente. La energía que sea vendida directamente en la bolsa será remunerada al Precio de Bolsa correspondiente.

1.2. Negociando la energía con comercializadores y/o generadores del SIN a precios pactados libremente.

2. Fecha de finalización de la autorización de que trata el numeral 1 del presente artículo.

El día hábil siguiente a la autorización de que trata el presente literal, el CND deberá remitir a la CREG y al C.N.O la información que motivó dicha autorización.

b) Ante Racionamiento Programado:

El CND hará la evaluación en forma preventiva y previa a la declaración de un Racionamiento Programado o durante una situación de Racionamiento Programado y emitirá concepto con recomendaciones específicas sobre el período previsto de aplicación de esta medida.

Dicho concepto será enviado inmediatamente al Ministro de Minas y Energía, a la CREG y al Presidente del CNO.

Valorado el concepto del CND, el Ministro de Minas y Energía podrá anunciar públicamente que los agentes mencionados podrán participar transitoriamente en el mercado mayorista de electricidad.

Los Autogeneradores, Cogeneradores y Plantas Menores con telemedida, podrán negociar su disponibilidad excedentaria, entendida como aquella capacidad instalada no registrada en el mercado mayorista, en los siguientes términos:

1. Ofertando directamente en la Bolsa según la reglamentación vigente para determinar si la planta es o no despachada centralmente. La energía que sea vendida directamente en la bolsa será remunerada al Precio de Bolsa correspondiente.

2. Negociándola con comercializadores y/o generadores del SIN a precios pactados libremente.

El Ministro de Minas y Energía, previo concepto del CND, tomará la decisión sobre la fecha de suspensión de las transacciones que autoriza el presente literal b).

(Fuente: R CREG 119/98, art. 12) (Fuente: R CREG 190/09, art. 1)

ARTÍCULO 2.8.1.1.12. DESVIACIONES CON RESPECTO AL PROGRAMA SEMANAL DE RACIONAMIENTO DE ENERGIA. Durante situaciones de Racionamiento Programado, las empresas que operen físicamente activos del STN, STR's o SDL's que tengan usuarios finales conectados, serán responsables ante los comercializadores que los atienden, por el cumplimiento del Programa de Apertura de Circuitos. Así mismo, los comercializadores serán responsables por el cumplimiento del Porcentaje Promedio Semanal de Energía a Racionar (h) asignado. En la aplicación del Programa correspondiente no podrán excederse las siguientes desviaciones:

manal	Desviación Admisible
(h) £ 10.0%	\| ± 0.05 h* \|
10.0% < (h) £ 20.0%	\| ± 0.03 h* \|
20.0% < (h)	\| ± 0.02 h* \|

Las desviaciones semanales que excedan los valores admisibles, se sumarán o sustraerán del h asignado a los comercializadores respectivos, en la tercera semana siguiente a la semana evaluada.

Si durante la semana previa al levantamiento del racionamiento, se presentan desviaciones que exceden los valores admisibles, el SIC abrirá cuentas débito para cada uno de los comercializadores que hayan excedido la desviación, liquidándoles la energía que dejaron de racionar o racionaron en exceso con relación a la desviación admisible, al Precio Promedio de la Bolsa de Energía calculado durante todo el período de racionamiento. Los fondos recaudados, quedarán a disposición de la Superintendencia de Servicios Públicos, sin perjuicio de las sanciones que tal entidad decida implementar.

PARAGRAFO 1o. La demanda de referencia semanal para cada comercializador se establecerá a partir de la demanda proyectada por la UPME, escenario medio, la cual será desagregada a nivel diario y por comercializador con base en la información histórica disponible en el SIC. Adicionalmente, la desagregación de la demanda de cada comercializador en sus diferentes tipos de usuarios se definirá a partir de los porcentajes obtenidos de la información relacionada en el artículo 2o. de la presente Resolución. En caso que un comercializador atienda o deje de atender nuevos clientes se modificará la demanda de referencia con base en la información enunciada anteriormente.

PARAGRAFO 2o. En el caso de contratos de exportación de energía a las cuales aplique el Racionamiento, se tomará la demanda proyectada por la UPME, escenario medio, reflejando las condiciones contractuales pactadas.

(Fuente: R CREG 119/98, art. 13)

ARTÍCULO 2.8.1.1.13. RACIONAMIENTO DE EMERGENCIA. En caso de presentarse una situación que implique la aplicación de un Racionamiento de Emergencia, el procedimiento a seguir se reglamenta a continuación:

a) El CND determinará la magnitud de la demanda horaria a desconectar, de acuerdo con las características e implicaciones de la emergencia.

b) El CND deberá verificar si las condiciones técnicas y operacionales resultantes, conllevan a restricciones operativas localizadas en alguna(s) parte(s) del Sistema Interconectado Nacional. En caso de que esto ocurra, tales restricciones se deberán considerar previamente para determinar adecuadamente la distribución de la carga a desconectar.

c) La distribución de la demanda a desconectar se hará en forma proporcional a la demanda horaria de cada área operativa.

d) Cada Centro Regional de Despacho, de acuerdo con las instrucciones impartidas por el CND en desarrollo de los literales a) a c), distribuirá la demanda a desconectar entre los sistemas sobre los cuales ejerce control.

e) La distribución de la demanda a desconectar entre los usuarios finales del servicio, dependerá de las características y duración prevista de la emergencia. En la medida de lo posible, la distribución de la demanda a desconectar seguirá los lineamientos establecidos en el Artículo 8o de la presente Resolución. De no ser posible, la distribución de la demanda a desconectar será el resultado de las restricciones y exigencias técnicas y operativas de cada sistema.

(Fuente: R CREG 119/98, art. 14)

Cronogramas de tiempos con los cuales se detallan y coordinan el proceso de un racionamiento programado (Anexo A)

ARTÍCULO 2.8.1.2.1. RACIONAMIENTO PROGRAMADO DECLARADO POR EL MINISTRO DE MINAS Y ENERGÍA.

(Fuente: R CREG 119/98, ANEXO A Num. 1)

ARTÍCULO 2.8.1.2.2. RACIONAMIENTO DE EMERGENCIA QUE SE PUEDE CONVERTIR EN RACIONAMIENTO PROGRAMADO. DECLARADO POR EL CNO Y EL CND.

(Fuente: R CREG 119/98, ANEXO A Num. 2)

Establece el estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento en el mercado mayorista de energía como parte del Reglamento de Operación

Mecanismo para sostenimiento de la confiabilidad

ARTÍCULO 2.8.2.1.1. NIVELES DE ALERTA PARA SEGUIMIENTO DEL SISTEMA. Los niveles de alerta para el seguimiento del sistema estarán compuestos por los índices que a continuación se detallan.

a. Índice PBP. Se calculará el promedio aritmético del PBP de los siete (7) días anteriores a la fecha de cálculo de los índices de que trata el presente artículo.

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

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

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

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

2. Si el embalse útil real está entre un nivel igual a la senda de referencia y el nivel que se obtiene de restar un valor X en puntos porcentuales a la senda de referencia, se entenderá que el índice está en un nivel de alerta. Si dicha condición persiste por dos (2) verificaciones semanales seguidas, se considerará como si el índice estuviera en el nivel inferior.

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

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

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

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

Donde:

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

(Fuente: R CREG 026/14, art. 2) (Fuente: R CREG 210/21, art. 1) (Fuente: R CREG 209/20, art. 2)

ARTÍCULO 2.8.2.1.2. DEFINICIÓN DE LA CONDICIÓN DEL SISTEMA DE ACUERDO CON LOS NIVELES DE ALERTA. La condición del sistema, de acuerdo con la combinación de los niveles de alerta, será la que se define conforme a la siguiente tabla:

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

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

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

ARTÍCULO 3. La condición del sistema, de acuerdo con la combinación de los niveles de alerta, será la que se define conforme a la siguiente tabla:

La condición de vigilancia se confirmará si la variable HSIN del mes anterior al mes del cálculo de los índices, es menor del 90% del promedio histórico de aportes. En caso de que HSIN sea igual o mayor al 90%, se pasará a condición normal.

(Fuente: R CREG 026/14, art. 3) (Fuente: R CREG 209/20, art. 3)

ARTÍCULO 2.8.2.1.3. PERIODICIDAD DE LA EVALUACIÓN DE LOS NIVELES DE ALERTA Y DEFINICIÓN DE LA CONDICIÓN DEL SISTEMA. Los niveles de alerta y la definición de la condición del sistema los calculará y determinará el Centro Nacional de Despacho - CND, semanalmente, y los publicará con la siguiente periodicidad:

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

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

iii. Estado de riesgo. El CND evaluará los niveles del sistema dos (2) veces por semana y publicará el resultado de la evaluación en su página WEB los martes y viernes.

(Fuente: R CREG 026/14, art. 4) (Fuente: R CREG 209/20, art. 4)

ARTÍCULO 2.8.2.1.4. PROCEDIMIENTO PARA DEFINIR LA SENDA DE REFERENCIA DEL EMBALSE. La CREG aplicará el siguiente procedimiento para definir la senda de referencia del embalse:

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

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

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

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

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

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

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

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

iii. Condición inicial volumen de los embalses. Corresponderá al nivel real del embalse disponible en el momento del cálculo de la senda.

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

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

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

Los parámetros de hidrología y demanda los comunicará la CREG al CND mediante comunicación del Director Ejecutivo.

PARÁGRAFO 2. La CREG podrá actualizar la senda de referencia cuando, de acuerdo con la situación energética, lo considere apropiado, para lo cual podrá solicitar en cualquier momento al CNO y al CND que remitan sus propuestas actualizadas de senda de referencia.

(Fuente: R CREG 026/14, art. 5) (Fuente: R CREG 210/21, art. 2) (Fuente: R CREG 209/20, art. 5)

ARTÍCULO 2.8.2.1.5. MECANISMO PARA SOSTENIMIENTO DE LA CONFIABILIDAD. Durante el período de riesgo de desabastecimiento se aplicarán las siguientes reglas para la venta y embalse de energía para garantizar la sostenibilidad de la confiabilidad:

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

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

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

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

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

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

e) Precio del compromiso. El precio al que se le pagará al agente la energía que sea vendida y embalsada desde el día t será el precio ofertado para ese día t.

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

i) Durante el periodo de riesgo de desabastecimiento. Durante el periodo de riesgo de desabastecimiento se aplicarán las siguientes reglas:

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

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

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

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

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

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

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

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

g) Forma de pago. El pago de la energía vendida y embalsada se realizará conforme a las siguientes reglas:

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

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

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

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

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

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

PARÁGRAFO. A más tardar transcurridos treinta (30) días calendario de publicada la presente resolución en el Diario Oficial, el ASIC deberá entregar a la CREG el procedimiento que utilizará para aceptar, contabilizar y liquidar la entrega de la energía vendida y embalsada. Dicho procedimiento será publicado por el Director Ejecutivo mediante circular en la página web de la CREG.

En dicho procedimiento se deberá tener en cuenta que el procedimiento de cálculo de la cantidad de Energía Vendida y Embalsada para el despacho del día t, se ejecutará antes de la asignación de los recursos que presten el servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia (AGC).

En caso de requerirse un proceso de desempate se realizará utilizando la regla establecida en la regulación vigente para el despacho diario, conservando el orden de asignación aleatorio establecido en el desempate realizado al recibir las ofertas de precio para el despacho económico.

(Fuente: R CREG 026/14, art. 7) (Fuente: R CREG 209/20, art. 8) (Fuente: R CREG 209/20, art. 7) (Fuente: R CREG 155/14, art. 1)

ARTÍCULO 2.8.2.1.6. ENERGÍA VENDIDA Y EMBALSADA, EVE. La energía vendida y embalsada por agentes con plantas hidráulicas se determinará por el CND aplicando las siguientes reglas:

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

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

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

d) La cantidad de energía vendida y embalsada por la planta i en el día t será considerada como generación para el cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme (OEF) de dicha planta. Si el valor sobrepasa las OEF, el excedente se podrá utilizar para cubrir contratos en el mercado secundario de energía firme que tenga la planta.

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

ODEFR_i,j,d,m=ODEFR_R071/06-EVEA_i,j,d,m

Donde:

ODEFR_i,j,d,m:	Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la unidad o planta de generación i del generador j en el día d del mes m.
ODEFR_R071/06:	Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la unidad o planta de generación i del generador j en el día d del mes m calculada según el numeral 1.2 del Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006 o aquellas que la modifiquen.
EVEA_i,j,d,m:	Energía Vendida y Embalsada Ajustada por la planta de generación i del generador j en el día d del mes m que será máximo la EVE que iguale la ODEFR a cero. El exceso de EVE se aplicará para cubrir contratos del mercado secundario que tenga la planta i. Cuando el precio de bolsa supere el precio escasez, el exceso de EVE se considerará, únicamente para efectos del despacho de contratos de respaldo y declaraciones de respaldo, como generación ideal.

(Fuente: R CREG 026/14, art. 8) (Fuente: R CREG 155/14, art. 2)

ARTÍCULO 2.8.2.1.7. CANTIDAD MÁXIMA A EMBALSAR. La cantidad máxima a embalsar en cada período de riesgo de desabastecimiento se revisará semanalmente, cuando menos, y será determinada aplicando el procedimiento que para tal fin se define en la Resolución CREG 155 de 2014.

(Fuente: R CREG 026/14, art. 9) (Fuente: R CREG 209/20, art. 10)

ARTÍCULO 2.8.2.1.8. EXPORTACIONES DE ENERGÍA DURANTE EL PERÍODO DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO. Durante el período de riesgo de desabastecimiento, las exportaciones de energía definidas en las transacciones diarias de la bolsa se harán de acuerdo con las reglas definidas en el Anexo 2 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 026/14, art. 10)

Reglas para las exportaciones de energía durante el período de riesgo de desabastecimiento (Anexo 2)

ARTÍCULO 2.8.2.2.1. Reglas para las exportaciones de energía durante el período de riesgo de desabastecimiento (Anexo 2). Durante el período de riesgo de desabastecimiento las exportaciones de energía definidas en las transacciones diarias de la bolsa se harán de acuerdo con las siguientes reglas:

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

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

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

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

(Fuente: R CREG 026/14, ANEXO 2)

Procedimientos del estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento y se dictan otras disposiciones

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.8.3.1.1. PROCEDIMIENTO PARA LA ASIGNACIÓN DE LOS COMPROMISOS EVE. El procedimiento que aplicará el CND para la asignación de los compromisos EVE a plantas hidráulicas de acuerdo con el embalse remanente, de que trata el literal a) del artículo 8o de la Resolución CREG 026 de 2014, será el definido en el Anexo 1 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 155/14, art. 3)

ARTÍCULO 2.8.3.1.2. PROCEDIMIENTO PARA CONTABILIZAR Y LIQUIDAR LA ENERGÍA VENDIDA Y EMBALSADA. El procedimiento para contabilizar y liquidar la energía vendida y embalsada, de que trata el parágrafo del artículo 7o de la Resolución CREG 026 de 2014, será el definido en el Anexo 2 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 155/14, art. 4)

ARTÍCULO 2.8.3.1.3. PROCEDIMIENTO PARA ESTABLECER LA CANTIDAD MÁXIMA A EMBALSAR. El procedimiento para definir la cantidad máxima a embalsar, de que trata el parágrafo del artículo 9o de la Resolución CREG 026 de 2014, será el definido en el Anexo 3 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 155/14, art. 5)

ARTÍCULO 2.8.3.1.4. PROCEDIMIENTO PARA PROGRAMAR Y LIQUIDAR LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA EN CONDICIONES DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO. El procedimiento para programar y liquidar las exportaciones de energía en condiciones de riesgo de desabastecimiento, de acuerdo con lo establecido en el artículo 10 de la Resolución CREG 026 de 2014, será el definido en el Anexo 4 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 155/14, art. 6)

ARTÍCULO 2.8.3.1.5. PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD EN CONDICIÓN DE RIESGO. Durante la condición de riesgo definida en el artículo 3o de la Resolución CREG 026 de 2014, las plantas de generación hidráulicas con Energía Vendida y Embalsada (EVE) no serán consideradas para las pruebas de disponibilidad de que trata el artículo 15 de la Resolución CREG 085 de 2007.

(Fuente: R CREG 155/14, art. 7)

ARTÍCULO 2.8.3.1.6. NIVEL DEL EMBALSE PARA RECONCILIACIÓN POSITIVA A PLANTAS HIDRÁULICAS CON EVE DURANTE EL PERIODO CRÍTICO. Durante el periodo crítico para la aplicación de la metodología del cálculo de la reconciliación positiva de que trata la Resolución CREG 034 de 2001 para plantas hidráulicas con EVE, el nivel del embalse que se utilizará será el nivel del embalse reportado menos los compromisos EVE que tenga embalsados la planta.

(Fuente: R CREG 155/14, art. 8)

ARTÍCULO 2.8.3.1.7. LIQUIDACIÓN Y FACTURACIÓN DEL CARGO POR CONFIABILIDAD, ANEXO 8 DE LA RESOLUCIÓN CREG 071 DE 2006, DE PLANTAS HIDRÁULICAS QUE ENTREGAN EVE. Las plantas hidráulicas que entregan EVE en el día d se les remunerará el Cargo por Confiabilidad, para lo cual se aplicarán las siguientes reglas dentro del proceso de liquidación y facturación de que trata el numeral 8.2 del Anexo 8 de la Resolución CREG 071 de 2006:

i) La Remuneración Real Individual Diaria de la Obligación de Energía asociada a la planta de generación (RRID) se determinará con las reglas definidas en el numeral 8.1.1 del Anexo 8 de la Resolución CREG 071 de 2006;

ii) El valor VD_i de la planta se calcula según las reglas definidas en el numeral 8.2.2 del Anexo 8 de la Resolución CREG 071 de 2006;

iii) El valor a recaudar por la planta i con EVE se determinará como:

VR_i,m = (CERE_m - PCC_i,m) x EVE_i,m + (G_i,m - EVE_i,m) x CERE_m

iv) La demanda (D) como beneficiaria de la venta del EVE tendrá el siguiente valor a recaudar:

VR_D,m = PCC_i,m x EVE_i,m

El valor VR_D,m se debe incluir en la liquidación y facturación del Cargo por Confiabilidad.

El valor a distribuir a la demanda por Cargo por Confiabilidad, VD_D, es cero (0).

(Fuente: R CREG 155/14, art. 9)

ARTÍCULO 2.8.3.1.8. IMPLEMENTACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS. Los procedimientos definidos en la presenta resolución serán implementados por el CND y el ASIC, según corresponda, en un plazo máximo de treinta (30) días calendario después de su entrada en vigencia.

(Fuente: R CREG 155/14, art. 10)

Procedimiento para la asignación de compromisos EVE a plantas hidráulicas (Anexo 1)

ARTÍCULO 2.8.3.2.1. Procedimiento para la asignación de compromisos EVE a plantas hidráulicas (Anexo 1). El procedimiento que aplicará el CND para la asignación de los compromisos EVE en el Predespacho Ideal del día t a plantas hidráulicas de acuerdo con el embalse remanente, según lo establecido en el literal a) del artículo 8o de la Resolución CREG 026 de 2014, será el siguiente:

Paso 1: Previo a la asignación de compromisos EVE, el CND ajustará la oferta de precio de la planta i al Precio de Oferta Ajustado para aquellas plantas de generación con compromisos EVE y sin Energía Remanente.

Paso 2: Se efectuará un predespacho ideal y se identificará la diferencia entre la generación térmica de este predespacho y la generación térmica total objetivo para este día, día t.

Paso 3: Si la diferencia del Paso 2 es negativa, se realizará asignación de compromisos EVE a la planta hidráulica cuyo precio de oferta sea menor y cumpla con lo establecido en el literal b del artículo 8o de la Resolución CREG 026 de 2014. El CND ajustará la oferta de precio según lo definido en el numeral i) del literal f) del artículo 7o de la Resolución CREG 026 de 2014.

Paso 4: Nuevamente se verificará la condición establecida en el Paso 2, y de no cumplirse se aplicará nuevamente la regla establecida en el Paso 3. Lo anterior hasta que el predespacho ideal cumpla con la generación térmica total objetivo o no existan plantas a los cuales pueda realizarse adquisición de compromiso, lo que primero ocurra.

(Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 1)

Procedimiento para contabilizar y liquidar la energía vendida y embalsada (Anexo 2)

Contabilización diaria y liquidación horaria de EVE

ARTÍCULO 2.8.3.3.1.1. DURANTE EL PERIODO DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO SE APLICARÁ EL SIGUIENTE PROCEDIMIENTO. Al inicio de cada día, el ASIC realizará el siguiente procedimiento para contabilizar la energía vendida y embalsada acumulada (QEVE), que tiene disponible el recurso de generación hidráulico i, la cual será tenida en cuenta por el CND para realizar el despacho en el día t para la operación del día t+1.

2.1.1. Si en el día t-1, el recurso de generación i estaba programado por el despacho para entrega de EVE, el ASIC realizará las siguientes evaluaciones para este recurso.

A. Contabilización de EVE

a) Si la generación real del recurso i el día t-1 es superior a la suma de la energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) del día t-1 y los compromisos EVE asignados al recurso i el día t-1, entonces:

1. La energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE) para el día t-1, será igual a la suma de:

-- La energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) en el día t-1.

-- Los compromisos EVE asignados al recurso i el día t-1.

2. La energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) para el inicio del día t será igual a CERO.

b) Si la generación real del recurso i el día t-1 es menor o igual a la suma de la energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) del día t-1 y los compromisos EVE asignados al recurso i el día t-1, entonces:

1. La energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE) para el día t-1, será igual a la generación real del recurso i ese mismo día.

2. La energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) para el inicio del día t será igual a:

QEVE_i,t,m_t =Max[0, QEVE_i,t-_{1, mt-1} + EVE_i,t-_1,mt-1,PR - GEVE_i,t-_{1, mt-1}]

Donde:

QEVE_i,t-_{1, mt-1:}	Cantidad de energía vendida y embalsada acumulada por el recurso i, al inicio del día t-1, en el mes m al cual pertenece el día t-1.
EVE_i,t-_1,mt-1,PR :	Cantidad de energía vendida y embalsada asignada para el recurso i, para el día t-1, en el mes m al cual pertenece el día t-1 y para un periodo de riesgo PR.
GEVE_i,t-_{1, mt-1}:	Cantidad de energía vendida y embalsada entregada por el recurso i al sistema por compromisos EVE, en el día t-1, en el mes m al cual pertenece el día t-1.
QEVE_i,t,m_t:	Cantidad de energía vendida y embalsada acumulada por el recurso i al inicio del día t, en el mes m al cual pertenece el día t. Esta será la cantidad que el CND utilizará en el despacho que se realiza el día t.
i:	Recurso de generación hidráulico.
t:	Día en el que se realiza el despacho del día de operación t+1, es el día actual.
PR:	Periodo de riesgo en el cual se adquirió la EVE, esta característica se utilizará al momento de hacer la liquidación del compromiso.

Nota: Para las asignaciones de EVE que realice el CND en el despacho del día t, tendrá en cuenta las cantidades EVE programadas para entrega o embalse que se hayan dispuesto en el despacho realizado el día t-1, para la operación del día t. Para ello utilizará la generación programada del recurso i.

B. Liquidación horaria de EVE

Para realizar la liquidación horaria de GEVE para un recurso de generación i que estaba programado por el CND para entregar EVE al sistema en condiciones de riesgo, el ASIC realizará el siguiente procedimiento:

a) Identificará las cantidades de energía vendida y embalsada (EVE) asignadas por el CND en fechas anteriores al día t que no se hayan entregado al sistema;

b) Ordenará las cantidades de EVE identificadas en el orden en el que fueron adquiridas, iniciando desde la más antigua hasta la asignada por el CND en el día t-1;

c) En este orden serán tenidas en cuenta las cantidades de EVE para cumplir con la energía vendida y embalsada entrega (GEVE) del día t-1;

d) En el mismo orden se realizará periodo a periodo las entregas de la energía vendida y embalsada (EVE) seleccionadas en el punto c, iniciando desde el periodo 1 hasta agotar la energía vendida y embalsada entregada (GEVE) del día t-1;

e) La liquidación de la energía vendida y embalsada entregada (GEVE) se realizará periodo a periodo, teniendo en cuenta el precio al cual fue adquirido cada compromiso EVE, actualizado tal como lo establece el literal e) del artículo 7o de la Resolución CREG 026 de 2014;

f) El precio del compromiso (PEVE) se actualizará teniendo en cuenta sí la energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE) es realizada dentro del periodo de riesgo PR en el cual fue asignado el compromiso o en otro diferente, esto para efectos de lo establecido en el literal e) del artículo 7o de la Resolución CREG 026 de 2014;

g) Para cada periodo se determinará el valor en pesos de la energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE);

h) Para cada periodo, se tendrá la cantidad de EVE entregada al sistema por cada compromiso adquirido;

i) La suma de las cantidades de energía vendidas y embalsadas (EVE) entregadas periodo a periodo deberán ser igual a la (GEVE) del día t-1;

j) Si no se entrega un compromiso EVE en su totalidad con la energía vendida y embalsada entregada (GEVE) en el día t-1, el excedente del compromiso EVE será considerado en días posteriores cuando el mismo sea entregado.

2.1.2. Si el día t-1, el recurso de generación i no estaba programado por el despacho para entrega de EVE, el ASIC realizará las siguientes evaluaciones para este recurso.

A. Contabilización de EVE

a) Si la generación real del recurso el día t-1 es superior a la energía remanente ER del recurso i al inicio del día t-1, entonces:

1. La energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE) para el día t-1, será igual a la diferencia entre la Generación real GREA del día t-1 y la energía remanente ER del día t-1, sin superar la suma de la energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) del día t-1 y los compromisos EVE asignados al recurso i el día t-1, tal como se expresa a continuación:

Donde:

ER_i,t-_1,mt-1:	Energía remanente del recurso i para el día t-1, en el mes m al cual pertenece el día t.
GREA_i,t-1,p,m_t-1:	Generación real del recurso i para el día t-1 en el periodo p, en el mes m al cual pertenece el día t.

2. La energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) para el inicio del día t, será igual a la suma de:

-- La energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) en el día t-1

-- Los compromisos EVE asignados al recurso i el día t-1.

Descontando la energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE) para el día t-1, tal como se expresa a continuación:

QEVE_i,t,m_t = QEVE_i,t-1,m_t-1 + EVE_i,t-_1,mt-1,PR - GEVE_i,t-_1,mt-1

En caso, de presentarse valores negativos de QEVE_i,t,mt, el valor será igual a cero.

b) Si la generación real del recurso el día t-1 es menor o igual a la energía remanente ER del recurso i al inicio del día t-1, entonces:

1. La energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE) para el día t-1, será igual a cero.

2. La energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) para el inicio del día t será igual a la expresión indicada en el numeral 2 del punto a) del numeral 2.1.2.

B. Liquidación horaria de EVE

Para realizar la liquidación horaria de GEVE para un recurso de generación i que no estaba programado por el CND para entregar EVE al sistema en condiciones de riesgo, el ASIC realizará el siguiente procedimiento:

a) Identificará las cantidades de energía vendida y embalsada (EVE) asignadas por el CND en fechas anteriores al día t que no se hayan entregado al sistema;

b) Ordenará las cantidades de EVE identificadas en el orden en el que fueron adquiridas, iniciando desde la más antigua hasta la asignada por el CND en el día t-1;

c) En este orden serán tenidas en cuenta las cantidades de EVE para cumplir con la energía vendida y embalsada entrega (GEVE) del día t-1;

d) La energía remanente ER del día t-1, será descontada periodo a periodo desde el periodo 1, hasta agotar la ER del día t-1;

e) Si la Energía Remante ER del día t-1 es menor a la generación real (GREA) del día t-1, se utilizará periodo a periodo la energía vendida y embalsada entregada (GEVE) teniendo en cuenta el orden descrito en punto c, iniciando desde el periodo en el cual se haya agotado la energía remanente ER del día t-1, hasta agotar la energía vendida y embalsada entregada (GEVE) del día t-1;

f) La liquidación de la energía vendida y embalsada entregada (GEVE) se realizará periodo a periodo, teniendo en cuenta el precio al cual fue adquirido cada compromiso EVE, actualizado tal como lo establece el literal e) del artículo 7o de la Resolución CREG 026 de 2014;

g) El precio del compromiso (PEVE) se actualizará teniendo en cuenta si la energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE) es realizada dentro del periodo de riesgo PR en el cual fue asignado el compromiso o en otro diferente, esto para efectos de lo establecido en el literal e) del artículo 7o de la Resolución CREG 026 de 2014;

h) Para cada periodo se determinará el valor en pesos de la energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE);

i) Para cada periodo, se tendrá la cantidad de EVE entregada al sistema por cada compromiso adquirido;

j) La suma de las cantidades de energía vendidas y embalsadas (EVE) entregadas periodo a periodo deberán ser igual a la (GEVE) del día t-1;

k) Si no se entrega un compromiso EVE en su totalidad con la energía vendida y embalsada entregada (GEVE) en el día t-1, el excedente del compromiso EVE será considerado en días posteriores cuando el mismo sea entregado.

(Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 2 Num. 2.1)

ARTÍCULO 2.8.3.3.1.2. DURANTE EL PERIODO DE VIGILANCIA O NORMALIDAD SE APLICARÁN LOS SIGUIENTES CÁLCULOS. Al inicio de cada día, el ASIC realizará el siguiente procedimiento para contabilizar la energía vendida y embalsada acumulada (QEVE), que tiene disponible el recurso de generación hidráulico i, siempre y cuando exista una cantidad de energía vendida y embalsada acumulada (QEVE), mayor que cero.

En caso de que el recurso de generación i no tenga cantidad de energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) para el día t-1, el valor (QEVE) para el día t será igual a la suma de:

- La energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) en el día t-1.

- Los compromisos EVE asignados al recurso i en el día t-1.

2.2.1. Teniendo en cuenta que el sistema no está en condición de riesgo, el recurso de generación r está programado para entrega de EVE. Por tanto los cálculos que realizará el ASIC serán los siguientes:

A. Contabilización de EVE

a) Si la generación real del recurso i el día t-1 es superior a la energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) del día t-1, entonces:

1. La energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE) para el día t-1, será igual a la energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) en el día t-1.

2. La energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) para el inicio del día t será igual a:

QEVE_i,t,mt = QEVE_i,t-1,mt-1 + EVE_{i,t-1,mt-1,PR} - GEVE_i,t-1,mt-1

a) Si la generación real del recurso i el día t-1 es menor o igual a la energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) del día t-1, entonces:

1. La energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE) para el día t-1, será igual a la cantidad de generación real (GREA) del día t-1.

2. La energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) para el inicio del día t será igual a:

QEVE_i,t,mt = QEVE_i,t-1,mt-1 + EVE_{i,t-1,mt-1,PR} - GEVE_i,t-1,mt-1

En caso, de presentarse valores negativos de energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) para el día t, el valor será igual a cero.

B. Liquidación horaria de EVE

Para realizar la liquidación horaria de la energía vendida y embalsada entregada (GEVE) por un recurso de generación i en condiciones de vigilancia o normalidad, el ASIC realizará el descrito en el literal B del numeral 2.1.1.

(Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 2 Num. 2.2)

ARTÍCULO 2.8.3.3.1.3. ACLARACIONES A LA CONTABILIZACIÓN DIARIA Y LIQUIDACIÓN HORARIA DE EVE. a) Todos los días del mes m, el ASIC realizará este procedimiento para cada recurso de generación i desde el primer día del mes m, hasta el día t, siendo t el día de cálculo o el día actual perteneciente al mes m;

b) Para efectos de un ajuste a la facturación del mes m, el QEVE del último día del mes anterior m-1 utilizado para calcular el QEVE del primer día del mes m, será el utilizado en la versión TXF de la liquidación del mes m-1;

c) Para la liquidación diaria mes m, el QEVE del último día del mes anterior m-1 utilizado para calcular el QEVE del primer día del mes m, será el utilizado en la última versión disponible de la liquidación del mes m-1 que no corresponda a un ajuste;

d) Cuando se dé inicio a este procedimiento las variables (QEVE y EVE) del día t-1, serán iguales a cero;

e) Un mismo recurso de generación i podrá tener compromisos EVE adquiridos en diferentes periodos de riesgo.

(Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 2 Num. 2.3)

Valoración del compromiso de EVE

ARTÍCULO 2.8.3.3.2.1. VALORACIÓN DEL COMPROMISO DE EVE. Una vez se entregue al sistema cualquier cantidad de la Energía Vendida y Embalsada EVE (GEVE_i,t,p,m_t) esta será liquidada al precio del compromiso, según lo establecido en el literal g) del artículo 7o de la Resolución CREG 026 de 2014.

Para establecer el valor a asignar a la demanda, el ASIC realizará el siguiente cálculo:

Donde:

C_i,p:	Delta que contabiliza los ingresos del generador asociados a la entrega de cada una de las EVEj valoradas al precio del compromiso respectivo y el descuento de los ingresos recibidos por el generador que se definen a continuación.
GEVE_i,d,p,EVEj:	Cantidad de Energía Vendida y Embalsada que es entregada por el generador i, en el periodo p del día d. El subíndice EVEj representa cada segmento de EVE para aquellos casos en los cuales en un mismo periodo se esté entregando Energía Vendida y Embalsa de dos o más compromisos diferentes.
PC_i,EVEj:	Precio del compromiso al cual será reconocida la cantidad GEVE_i,EVEj El subíndice EVEj representa cada segmento de EVE para aquellos casos en los cuales en un mismo periodo se esté entregando Energía Vendida y Embalsa de dos o más compromisos diferentes.
GREA_i,p:	Generación Real del recurso de generación hidráulico i en el periodo p.

La variable IT_i,p, será calculada con la siguiente ecuación:

IT_i,p= GI_i,p * PRC_P +ValorRec(+)_i,p - ValorRec(-)_i,p + ValorAGC_i,p - ResAGC_i,p

Donde:

GI_i,p:	Generación Ideal del recurso de generación hidráulico i en el periodo p. Puede ser Generación Ideal nacional, TIE o Internacional.
PRC_P:	Precio de bolsa en el periodo p que se reconocerá a la GI_i,p.
ValorRec(+)_i,p:	Valor recibido por concepto de Reconciliaciones Positivas para el recurso de generación hidráulico i en el periodo p.
ValorRec(-)_i,p:	Valor a cargo por concepto de Reconciliaciones Negativas para el recurso de generación hidráulico i en el periodo p.
ValorAGC_i,p:	Valor recibido por concepto de Remuneración del Servicio de AGC para el recurso de generación hidráulico i en el periodo p.
ResAGC_i,p:	Valor a cargo por concepto de Responsabilidad Comercial de AGC para el recurso de generación hidráulico i en el periodo p.

(Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 2 Num. 3)

Actualización del precio de compromiso

ARTÍCULO 2.8.3.3.3.1. ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE COMPROMISO. Para la actualización del precio de compromiso se tendrá en cuenta lo establecido en literal e) y el numeral iv) del literal g) del artículo 7o de la Resolución CREG 026 de 2014.

De acuerdo con lo anterior, el ASIC realizará el siguiente proceso:

a) Actualizará cada precio de oferta (precio de compromiso) según las normas establecidas en la Resolución CREG 026 de 2014;

b) Contabilizará las entregas de energía vendida y embalsada, comenzando la entrega de la energía al precio de la primera energía vendida al mercado, hasta realizar la entrega total de la energía vendida y embalsada;

c) En caso que en un periodo se esté entregando energía vendida y embalsada de dos o más compras diferentes, cada una de las entregas será valorada al respectivo precio de compromiso con su respectiva actualización;

d) <Literal derogado por el artículo 11 de la Resolución 209 de 2020>

(Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 2 Num. 4)

Procedimiento para la definición de la cantidad máxima a embalsar (Anexo 3)

ARTÍCULO 2.8.3.4.1. Procedimiento para la definición de la cantidad máxima a embalsar (Anexo 3). El procedimiento para la definición de la cantidad máxima a embalsar de que trata el artículo 9 de la Resolución CREG 026 de 2014 será el siguiente:

(Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 3)

ARTÍCULO 2.8.3.4.2. DEFINICIÓN DE LA CONDICIÓN DEL SISTEMA. De acuerdo con lo establecido en el artículo 4 de la Resolución CREG 026 de 2014, el Centro Nacional de Despacho, CND, definirá la condición del sistema en la semana s de acuerdo con la periodicidad definida en el citado artículo.

En caso de confirmarse la condición de Riesgo de Desabastecimiento por parte de la CREG, se dará inicio al período de Riesgo de Desabastecimiento a partir del lunes hasta el domingo de la semana s+1.

(Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 3 Num. 1)

ARTÍCULO 2.8.3.4.3. SUPUESTOS PARA DETERMINAR LA GENERACIÓN TÉRMICA. En condición de Riesgo de Desabastecimiento, el CND le propondrá al Comité de Expertos de la CREG para su aprobación, a más tardar el martes de la semana s, los parámetros y supuestos de la simulación energética para determinar el valor de la generación térmica de la semana s+1 que se requiere para alcanzar la senda de referencia del embalse agregado del SIN, y a más tardar el jueves de la semana s el Comité aprobará los parámetros y supuestos para la simulación energética.

(Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 3 Num. 2)

ARTÍCULO 2.8.3.4.4. GENERACIÓN TÉRMICA TOTAL. El CND deberá determinar los valores de la Generación Térmica Total diaria expresados en GWh con tres decimales, correspondientes a los 7 días calendario de la respectiva semana del período de Riesgo de Desabastecimiento, iniciando el lunes y finalizando el domingo, con el fin de llevar el embalse útil del SIN hasta la senda de referencia. Dichos valores deben ser calculados por el CND los viernes de la semana anterior a la programación diaria de la Generación Térmica Total en el despacho económico, así:

FECHA [dd/mm/aaaa]	GENERACIÓN TÉRMICA TOTAL [GWh-día]
Fecha día 1	XX.XXX
Fecha día 2	XX.XXX
Fecha día 3	XX.XXX
Fecha día 4	XX.XXX
Fecha día 5	XX.XXX
Fecha día 6	XX.XXX
Fecha día 7	XX.XXX

Tabla 1. Reporte Generación Térmica Total

(Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 3 Num. 3)

ARTÍCULO 2.8.3.4.5. DEFINICIÓN DE LA CANTIDAD MÁXIMA A EMBALSAR. Una vez se disponga del valor de Generación Térmica Total para el día t+1, y se hayan recibido las ofertas de precio y declaraciones de disponibilidad de los generadores para este día, el CND establecerá la Cantidad Máxima a Embalsar en GWh-día para el día t+1, como la cantidad requerida para alcanzar, como mínimo, la Generación Térmica Total del día t+1 en el predespacho ideal de este día.

La cantidad por embalsar para cumplir con la Generación Térmica Total se determinará diariamente en el proceso de despacho económico, siguiendo el procedimiento establecido en el artículo 8 de la Resolución CREG 026 de 2014 y aquellas que la modifiquen o sustituyan.

El CND hará un seguimiento diario al cumplimiento de la Generación Térmica Total programada en el predespacho ideal frente a la generación térmica en la operación real. El resultado de este seguimiento será informado diariamente al MME y la CREG, quienes evaluarán la necesidad de determinar un nuevo valor de Generación Térmica Total para los días restantes de la semana.

El CND determinará diariamente la cantidad a embalsar con base en la Generación Térmica Total diaria del predespacho ideal. Sin embargo, si la evolución del Sistema Interconectado Nacional durante la semana en curso lo amerita, la CREG podrá solicitar ajustes de la Generación Térmica Total diaria para los días restantes de la semana en curso, teniendo presente el cumplimiento de los tiempos de programación del despacho económico.

(Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 3 Num. 4)

Procedimiento para programar y liquidar las exportaciones de energía en condiciones de riesgo de desabastecimiento (Anexo 4)

Introducción

ARTÍCULO 2.8.3.5.1.1. 4. PROCEDIMIENTO PARA PROGRAMAR Y LIQUIDAR LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA EN CONDICIONES DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO. El procedimiento para programar y liquidar las exportaciones de energía en condiciones de riesgo de desabastecimiento de acuerdo con establecido en el artículo 10 de la Resolución CREG 026 de 2014 deberá tener en cuenta las características técnicas de los recursos de generación térmicos que operando con combustibles líquidos se requieran para cubrir la generación de seguridad en el país importador. Dichas características técnicas, mínimos técnicos, mínimo tiempo el línea, carga estable, entre otras, deberán ser consideradas para efectos de la formación del precio de exportación, teniendo presente que debe liquidarse en los períodos de exportación todos los costos asociados con dichas características técnicas, incluso aquellas que se presentan en períodos distintos a los períodos de exportación.

El procedimiento para la programación y liquidación de las transacciones por seguridad del país importador será el siguiente:

(Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 4)

Programación de las exportaciones de energía

ARTÍCULO 2.8.3.5.2.1. PROGRAMACIÓN DE LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA. Paso 1. Diariamente y antes de las 10:00 horas, cada operador del sistema deberá poner a disposición a su contraparte el Programa de Importación por Seguridad para cada enlace internacional.

Paso 2. Diariamente y antes de las 13:00 horas, cada operador del sistema deberá poner a disposición de su contraparte el Precio de Oferta en el Nodo de Exportación horario para un único segmento correspondiente al programa de importación por seguridad solicitado y el Precio Máximo de Importación.

Paso 3. El Operador del Sistema que haya solicitado generación de seguridad, entre las 13:00 y las 13:35 horas, deberá indicar a su contraparte que reafirma en su totalidad el programa de importación de seguridad solicitado, dicho programa de generación de seguridad no podrá sufrir cambios al reportado inicialmente.

El Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación estará dado por la siguiente expresión:

PONEi = Máx{Precio_Bolsa_TIE,_i , Costo_Planta,_i } +

Costo_Medio_Restricciones_e + Cargos_Uso_STN_e + Cargos_Uso_STR_e,i

+ Cargos_Conexión_Col__QX,i + Cargos_CND_ ASIC_e +

Costo_Pérdidas_STN_e, Qx,i + Costo_Pérdidas_STR_e,Qx,i.

Donde el Costo_Planta,i corresponde al costo total incurrido para atender el programa de generación de seguridad variabilizado en este programa. En caso que se atienda con recursos de generación que tenga tiempos en línea superiores al horizonte del despacho se tendrá en cuenta la información disponible para realizar el mejor estimativo de costos.

(Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 4 Num. 1)

ARTÍCULO 2.8.3.5.2.2. EXPORTACIONES DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Solamente se podrá exportar energía eléctrica para suplir generación de seguridad en el país importador, para lo cual se hará uso de generación de plantas térmicas operando con combustibles líquidos que no se requieran para cubrir la demanda total doméstica. Para la programación y liquidación de las exportaciones de energía, el ASIC aplicará los procedimientos definidos en el Anexo número 4 de la Resolución CREG 155 de 2014.

PARÁGRAFO. A las plantas de generación térmica que operen con combustibles líquidos y que generen para atender las exportaciones de energía eléctrica, no les aplicará la opción definida en la Resolución CREG 178 de 2015.

(Fuente: R CREG 009/16, art. 1)

Operación de las exportaciones de energía

ARTÍCULO 2.8.3.5.3.1. OPERACIÓN DE LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA. Respecto de las transacciones internacionales programadas, el Centro Nacional de Despacho tendrá en cuenta las siguientes consideraciones en la operación en tiempo real:

a) Procurará, en la medida de lo posible, que la energía de exportación en Condiciones de Riesgo de Desabastecimiento sea menor o igual a la magnitud de energía programada en plantas térmicas operando con combustibles líquidos para cubrir la generación de seguridad en el país importador;

b) Los redespachos que se soliciten por parte del país importador deberán ser procesados teniendo en cuenta la disponibilidad y las características técnicas de las plantas térmicas que operen con combustibles líquidos no requeridas para atender la demanda nacional;

c) Si los redespachos que se soliciten por parte del país importador son inferiores al mínimo técnico de la planta que opera con combustible líquido, el país importador deberá asumir el sobrecosto de tener dicha planta en línea. Además deberá asumir el sobrecosto que impongan las características técnicas de dicha planta, rampas de arranque, tiempo mínimo de generación, tiempo en carga estable, entre otras;

d) Los ajustes solicitados por parte del país importador al programa de intercambios que deban ser realizados en tiempo real, se harán considerando que el intercambio no deberá ser mayor a la disponibilidad de las plantas programadas para atender el requerimiento y considerando las limitaciones según las características técnicas de las mismas.

(Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 4 Num. 2)

Liquidación de las exportaciones de energía

ARTÍCULO 2.8.3.5.4.1. Liquidación de las exportaciones de energía. Para efectos de la liquidación de las exportaciones de energía en condiciones de riesgo de desabastecimiento, el ASIC tendrá en cuenta la información operativa de las exportaciones programadas a plantas térmicas operando con combustibles líquidos.

A continuación se describen los aspectos a tener en cuenta para la liquidación de los recursos térmicos que operando con combustibles líquidos, atienden la generación por seguridad del país importador y las consideraciones asociadas con las exportaciones en el despacho ideal.

(Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 4 Num. 3)

ARTÍCULO 2.8.3.5.4.2. LIQUIDACIÓN DE LOS RECURSOS QUE ATIENDEN LA GENERACIÓN POR SEGURIDAD DEL PAÍS IMPORTADOR. En virtud de los establecido en los numerales 2 y 3 del Anexo 2 de la Resolución CREG 026 de 2014, en los cuales se reglamenta que el ASIC facturará todos los costos en los que incurra el país exportador a un precio equivalente al mayor de los precios de oferta de los recursos que participan en la exportación, la liquidación de la exportación se realizará bajo los siguientes criterios:

a) La generación asociada a los recursos de generación térmicos que operan con combustible líquidos para atender la generación de seguridad del país importador, serán considerados en el mercado de energía mayorista de acuerdo con las reglas establecidas en la regulación vigente;

b) A las plantas operando con combustibles líquidos identificadas por el CND para cubrir generación de seguridad en el país importador, se les asignará una remuneración adicional, de presentarse, valorando la exportación de energía al precio establecido en el numeral 3 del Anexo 2 de la Resolución CREG 026 de 2014 restando los pagos obtenidos por transacciones de energía en la bolsa;

c) Para aquellos casos en los cuales un recurso de generación que opera con combustible líquido se encuentre simultáneamente atendiendo importación por seguridad del país importador y generación para la demanda nacional, el valor de los costos de arranque y parada serán distribuidos de manera proporcional a las generaciones destinadas a cada uno los países.

(Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 4 Num. 3.1)

ARTÍCULO 2.8.3.5.4.3. TRATAMIENTO DE LA DEMANDA DEL PAÍS IMPORTADOR EN EL DESPACHO IDEAL Y LIQUIDACIÓN DE LA EXPORTACIÓN. En virtud de que las transacciones internacionales de electricidad en condiciones de Riesgo de Desabastecimiento de las exportaciones de energía deben cumplir lo previsto en el Anexo 2 de la Resolución CREG 026 de 2014, la demanda de energía resultante de la exportación tendrá el siguiente tratamiento:

a) No se modificarán las reglas para la consideración de la demanda que se debe cubrir en el despacho ideal es decir, el despacho ideal se realizará considerando la demanda nacional, la demanda del despacho económico coordinado (demanda TIE) y la demanda internacional;

b) Los segmentos de generación ideal para la atención de la demanda TIE o demanda internacional, serán tenidos en cuenta para la formación de los precios de exportación;

c) Para la liquidación de la Transacciones Internacionales de Electricidad de las que trata la Resolución CREG 004 de 2003, se considerarán todos los cargos de exportación necesarios para la remuneración de todos los costos en los que incurre el país exportador, incluyendo el costo medio de restricciones y el máximo valor entre el Precio de Bolsa TIE, el precio definido en el numeral 3 del Anexo 2 de la Resolución CREG 026 de 2014 y el costo marginal del mercado importador.

(Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 4 Num. 3.2)

Normas sobre registro de fronteras comerciales y contratos, suministro y reporte de información, y liquidación de transacciones comerciales, en el mercado de energía mayorista

Normas sobre registro de fronteras comerciales y contratos, suministro y reporte de información, y liquidación de transacciones comerciales, en el mercado de energía mayorista

ARTÍCULO 2.9.1.1. INFORMACIÓN DE LA OPERACIÓN. El Centro Nacional de Despacho, CND, y los otros operadores de los Sistemas asociados con enlaces internacionales, en el caso de ser necesario, entregarán diariamente antes de las ocho (8:00) horas del día siguiente a la operación, al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, la información de la operación necesaria para la liquidación de las transacciones en el Mercado Mayorista.

Los agentes generadores, el CND o los otros operadores de los Sistemas de los países con los cuales se están operando enlaces internacionales, solamente podrán reportar, al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, modificaciones a la información que se origina en la operación del sistema dentro de los tres (3) días siguientes a la operación.

(Fuente: R CREG 006/03, art. 7)

ARTÍCULO 2.9.1.2. INFORMACIÓN SOPORTE DE LAS LIQUIDACIONES. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, en cumplimiento de lo establecido en el anexo B de la Resolución CREG-024 de 1995, o aquella que la modifique o la sustituya, incluirá toda la información que soporte las liquidaciones realizadas, en los archivos descritos en el documento "Información generada por el sistema de intercambios comerciales". La versión actualizada de este documento se mantendrá disponible para consulta de los agentes del mercado, en el medio que utilice el ASIC para la publicación de la información y que haya sido recomendada por el Comité Asesor de Comercialización (CAC) teniendo en cuenta la regulación vigente.

(Fuente: R CREG 006/03, art. 9)

ARTÍCULO 2.9.1.3. PRESENTACIÓN DE SOLICITUD DE MODIFICACIONES ANTE EL ADMINISTRADOR DEL SISTEMA DE INTERCAMBIOS COMERCIALES. Las solicitudes de cambios en la información de que trata la presente Resolución deben ser presentadas directamente al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, por escrito, en el formato de solicitudes de observaciones y modificaciones, y se tendrá como fecha de recibo de la respectiva solicitud la del recibo por vía fax.

La solicitud de modificación debe estar debidamente sustentada y suscrita por el representante legal o delegado del agente que hace dicha solicitud. Recibido el fax, el ASIC dará trámite a la solicitud mientras recibe el documento original.

PARÁGRAFO. El Comité Asesor de Comercialización (CAC), podrá recomendar un medio más expedito que el fax, que podrá ser cualquiera de los señalados en el artículo 2o. de la Ley 527 de 1999, para que el ASIC pueda realizar sus tareas con mayor diligencia.

(Fuente: R CREG 006/03, art. 10)

Normas sobre el registro de fronteras comerciales y contratos de energía de largo plazo y otras disposiciones

Fronteras comerciales

ARTÍCULO 2.9.2.1.1. CLASIFICACIÓN DE LAS FRONTERAS COMERCIALES. Las Fronteras Comerciales se clasificarán como Fronteras Comerciales con reporte al ASIC y Fronteras Comerciales sin reporte al ASIC:

1. Frontera Comercial con reporte al ASIC: Frontera Comercial a partir de la cual se determinan las transacciones comerciales entre los diferentes agentes que actúan en el Mercado Mayorista de Energía, MEM, y se define la responsabilidad por los consumos. Estas fronteras se clasificarán en fronteras de generación, fronteras de comercialización, fronteras de enlace internacional, fronteras de interconexión internacional, fronteras de distribución y fronteras de demanda desconectable voluntariamente.

a) Frontera de generación: Corresponde al punto de medición de una unidad o planta de generación donde las transferencias de energía equivalen a la energía neta entregada por el generador al STN, al STR o al SDL;

b) Frontera de comercialización: Corresponde al punto de medición donde las transferencias de energía que se registran permiten determinar la demanda de energía de un comercializador. Estas fronteras se clasificarán en fronteras de comercialización entre agentes y fronteras de comercialización para agentes y usuarios. La energía registrada en la frontera de comercialización también podrá ser empleada en la liquidación de cargos por uso de acuerdo con la regulación aplicable;

i) Frontera de comercialización entre agentes: Corresponde al punto de medición que permite determinar la transferencia de energía entre mercados de comercialización o entre el STN y un mercado de comercialización;

ii) Frontera de comercialización para agentes y usuarios: Corresponde a toda frontera de comercialización que no cumple con alguno de los criterios señalados para la frontera de comercialización entre agentes. También es frontera de comercialización para agentes y usuarios la frontera comercial de un usuario que se conecta directamente al STN;

c) Frontera de enlace internacional: Corresponde al punto de medición utilizado para efectos de determinar los intercambios de energía con otros países mediante las Transacciones Internacionales de Electricidad de corto plazo, TIE;

d) Frontera de interconexión internacional: Corresponde al punto de medición utilizado para efectos de determinar los intercambios de energía con otros países, cuando estos no se realicen en el esquema TIE. Según lo establecido en el artículo 16 de la Resolución CREG 055 de 2011, para efectos de las transacciones que se realicen a través del enlace internacional Colombia-Panamá, esta frontera podrá estar representada por varios agentes;

e) Frontera de distribución: Corresponde al punto de medición entre niveles de tensión de un mismo operador de red que permite establecer la energía transferida entre estos;

f) Frontera de demanda desconectable voluntariamente: Corresponde a la frontera definida en la Resolución CREG 063 de 2010 o aquella que la modifique, complemente o sustituya.

2. Frontera Comercial sin reporte al ASIC: Corresponde al punto de medición del consumo de un usuario final, que no se utiliza para determinar las transacciones comerciales entre los diferentes agentes que actúan en el MEM. La información de este consumo no requiere ser reportada al ASIC.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 2) (Fuente: R CREG 009/12, art. 3)

ARTÍCULO 2.9.2.1.2. DISPOSICIONES PARA EL REGISTRO DE FRONTERAS COMERCIALES. El registro de las Fronteras Comerciales se hará utilizando los medios que determine el ASIC y cumpliendo lo señalado en los artículos 4 a 8 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 3)

ARTÍCULO 2.9.2.1.3. SOLICITUD DE REGISTRO DE FRONTERAS COMERCIALES. La solicitud de registro de una frontera de comercialización o de una frontera de generación deberá presentarse ante el ASIC, por parte del agente interesado, a más tardar el quinto día calendario anterior a la fecha de cálculo de los mecanismos de cubrimiento que el agente debe constituir, sean éstos mensuales o semanales. El agente podrá remitir la solicitud al ASIC con una anticipación mayor a la indicada anteriormente, señalando claramente la fecha que solicita para el registro de la Frontera Comercial.

Para la presentación de las solicitudes de registro de otras Fronteras Comerciales diferentes a las señaladas en el inciso anterior no se exigirá el plazo allí indicado.

Para dar inicio al trámite de registro de una Frontera Comercial, el ASIC verificará que se cumplan los siguientes requisitos por parte del agente que presenta la solicitud:

1. No tener obligaciones vencidas que resulten de la facturación que efectúen el ASIC y el LAC de acuerdo con la regulación vigente.

2. No encontrarse incurso en alguna de las causales de retiro del mercado o de limitación de suministro establecidas en la regulación.

3. Diligenciar los formatos definidos por el ASIC para el registro de Fronteras Comerciales, los cuales incluirán, al menos, la ubicación de la Frontera Comercial, los agentes que participan en el intercambio de energía en esa frontera, las características técnicas del Sistema de Medida, e información sobre el tipo de usuario, especificando si es regulado o no regulado.

4. Presentar al ASIC el informe de verificación inicial señalado en el artículo 23 de la Resolución CREG 038 de 2014, certificando el cumplimiento del Código de Medida.

5. Remitir al ASIC copia de los certificados de calibración del Equipo de Medida, expedidos por un laboratorio acreditado ante el organismo competente. Para el efecto, se deberá cumplir con lo dispuesto en el artículo 11 y el Anexo 10 de la Resolución CREG 038 de 2014, o en aquella norma que la modifique o sustituya.

Esto sólo será necesario cuando se trate de instalaciones nuevas o cambios del Equipo de Medida. En estos casos, el ASIC deberá hacer públicos los certificados de calibración recibidos.

6. Demostrar su capacidad financiera para realizar las transacciones que requiera en el MEM como consecuencia de la nueva Frontera Comercial que se va a registrar, de conformidad con la regulación que para los efectos defina la CREG.

7. Cuando se trate de una frontera de comercialización para agentes y usuarios:

a) Se deberá entregar el documento previsto en el numeral 7 del artículo 33 del Reglamento de Comercialización del servicio público de energía eléctrica. Este requisito no será exigido en el caso de usuarios que cambian de comercializador o que se conecten directamente al STN.

b) Se deberá certificar, mediante declaración suscrita por el representante legal del comercializador que solicita el registro, que el usuario cumplió el plazo establecido en el artículo 15 de la Resolución 108 de 1997 o aquella que la modifique o sustituya. Este requisito será exigido en el caso de usuarios que cambian de comercializador sin cambiar su condición de usuarios regulados.

c) Se deberá presentar el paz y salvo al que se hace referencia en el artículo 56 del Reglamento de Comercialización del servicio público de energía eléctrica. Este requisito no se exigirá cuando el comercializador que está representando la Frontera Comercial esté incurso en alguna de las causales de retiro del mercado o de limitación de suministro establecidas en la regulación.

d) Se deberá certificar, mediante declaración suscrita por el representante legal del comercializador que solicita el registro, que la frontera de comercialización para agentes y usuarios objeto de registro cumple con lo señalado en el artículo 14 del Reglamento de Comercialización del servicio público de energía eléctrica.

Los documentos e información enviados al ASIC para el registro de Fronteras Comerciales deberán estar suscritos por el representante legal de la empresa solicitante.

El ASIC no dará inicio al trámite de registro de una Frontera Comercial cuando el agente solicitante no cumpla uno o varios de los requisitos establecidos en este artículo.

PARÁGRAFO: Aquellos prestadores de ZNI que escojan la segunda opción de conformar un mercado de comercialización independiente, de acuerdo con lo definido en el artículo 44 de la Resolución CREG 091 de 2007, o aquella norma que la modifique o sustituya, podrán realizar el registro de la frontera de comercialización entre agentes, sin que se hayan determinado los ingresos y cargos particulares asociados a la actividad de distribución de energía para el mercado de comercialización que atiende el prestador que se integra al Sistema Interconectado Nacional.

Para lo anterior, el ASIC deberá verificar en el Registro Único de Prestadores del Servicio que la empresa solicitante del registro de la frontera de comercialización entre agentes se encuentre identificada como prestadora en Zona No Interconectada.

En el caso de que la solicitud de registro para el mercado de comercialización independiente la realice un prestador del servicio distinto al que inicialmente atendía los usuarios en la ZNI, el nuevo prestador deberá adjuntar a la solicitud de registro un documento emitido por el prestador anterior en ZNI, indicando que cesa la prestación del servicio y que es sustituido por quien presenta la solicitud.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 4) (Fuente: R CREG 038/14, art. 45) (Fuente: R CREG 020/21, art. 1)

ARTÍCULO 2.9.2.1.4. ESTUDIO DE LA SOLICITUD DE REGISTRO. Dentro de los dos (2) días calendario siguientes a la fecha de presentación de la solicitud de registro de la Frontera Comercial, el ASIC la estudiará y pedirá las aclaraciones sobre la información requerida en el artículo 4o de esta resolución. Si a las cinco (5:00) p.m. del cuarto día calendario posterior a la fecha de presentación de la solicitud el agente no ha dado respuesta satisfactoria a las aclaraciones requeridas por el ASIC, se entenderá que el agente ha desistido de la solicitud.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 5)

ARTÍCULO 2.9.2.1.5. PUBLICACIÓN DE LA INFORMACIÓN DEL REGISTRO. Siempre y cuando se hayan cumplido los requisitos del Artículo 4o de esta Resolución y si el agente no ha desistido del registro, el ASIC publicará la información de la Frontera Comercial dentro de los cinco (5) días calendario siguientes a la presentación de la solicitud de registro, incluyendo todos los datos necesarios para la revisión del registro de la respectiva Frontera Comercial por parte del agente que hizo la solicitud y de otros interesados. Esta publicación se hará en un medio electrónico definido por el ASIC que pueda ser consultado por los interesados.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 6)

ARTÍCULO 2.9.2.1.6. PRESENTACIÓN DE OBSERVACIONES U OBJECIONES A LA SOLICITUD DE REGISTRO. Dentro de los cuatro (4) días calendario siguientes a la fecha en que se publique la información de que trata el artículo 6o de esta resolución, los terceros interesados podrán presentar y sustentar ante el ASIC sus observaciones u objeciones a la solicitud del registro. El ASIC solo trasladará dichas observaciones u objeciones al agente que solicitó el registro en el evento y fecha indicados en el artículo 8o de esta resolución.

Las siguientes observaciones u objeciones darán lugar a que un tercero, contratado por el ASIC, verifique la veracidad de las mismas:

1. El Sistema de Medida de la Frontera Comercial tiene especificaciones inferiores a los requisitos de comunicación y precisión definidos en el Código de Medida.

2. El Sistema de Medida instalado no corresponde a lo reportado según los numerales 3, 4 y 5 del artículo 4o de la presente resolución.

3. Tratándose de una nueva frontera de comercialización para agentes y usuarios, el operador de red informe que no se cumplió con lo previsto en el artículo 33 del Reglamento de Comercialización del servicio público de energía eléctrica.

4. La frontera de comercialización para agentes y usuarios no se ajusta a lo dispuesto en el artículo 14 del Reglamento de Comercialización del servicio público de energía eléctrica.

5. La frontera de comercialización para agentes y usuarios corresponde a un usuario regulado de los que trata el artículo 1o de la Resolución CREG 183 de 2009, o aquella que lo modifique o sustituya, y este no ha cumplido con el plazo mínimo de permanencia establecido en dicha norma.

En el evento en que el ASIC reciba alguna de las observaciones u objeciones indicadas en los numerales anteriores, contratará la verificación mencionada, la cual deberá ser realizada dentro de los seis (6) días calendario siguientes al plazo máximo previsto para la presentación de observaciones u objeciones a la solicitud de registro. El concepto emitido por el tercero será trasladado por el ASIC al agente que haya solicitado el registro de la Frontera Comercial, el cual contará con un plazo de dos (2) días calendario, contados a partir de la fecha de recibo, para presentar sus observaciones u objeciones sobre el mismo. Las observaciones u objeciones que reciba el ASIC le serán remitidas al tercero encargado de la verificación para que emita su concepto definitivo en un plazo no mayor a dos (2) días calendario, contados a partir del recibo. El ASIC acogerá el concepto definitivo del tercero encargado de la verificación.

Si, en opinión del tercero que realiza la verificación, la objeción es válida, el ASIC negará la solicitud de registro y facturará el costo de la verificación al agente solicitante del registro de la Frontera Comercial. En caso contrario, el ASIC facturará el costo de la verificación al agente que presentó la objeción y procederá a registrar la Frontera Comercial en los términos del artículo 8o de esta resolución.

Las demás observaciones u objeciones no darán lugar a la verificación de que trata este artículo. Dichas observaciones u objeciones serán trasladadas por el ASIC a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, si en ellas se plantea el posible incumplimiento de la regulación, para que adelante las investigaciones que correspondan.

La verificación de hechos que conduzcan a negar la solicitud de registro de una Frontera Comercial deberá ser informada por el ASIC a la Superintendencia de Industria y Comercio, entidad que podrá considerar tales hechos como una práctica restrictiva de la competencia o competencia desleal.

PARÁGRAFO. La verificación por parte de un tercero no procederá cuando el ASIC reciba las observaciones u objeciones señaladas en el numeral 1 de este artículo si el representante legal del agente que solicitó el registro presentó el informe de la auditoría voluntaria a que hace referencia el segundo inciso del numeral 4 del artículo 4o de esta resolución.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 7) (Fuente: R CREG 043/12, art. 11)

ARTÍCULO 2.9.2.1.7. REGISTRO DE LA FRONTERA COMERCIAL. El ASIC procederá a registrar la Frontera Comercial una vez se haya dado cumplimiento a lo dispuesto en los artículos 4o a 7o de esta resolución y el agente solicitante cumpla los siguientes requisitos:

1. No tener obligaciones vencidas que resulten de la facturación que efectúen el ASIC y el LAC de acuerdo con la regulación vigente.

2. No encontrarse incurso en alguna de las causales de retiro del mercado o de limitación de suministro establecidas en la regulación.

3. Haber obtenido la aprobación de los mecanismos de cubrimiento para las transacciones en el MEM por parte del ASIC.

4. Cuando se trate del registro de una frontera de comercialización para agentes y usuarios por cambio de comercializador, se deberá certificar mediante declaración suscrita por el representante legal del comercializador que solicita el registro, que se cumple con lo establecido en el artículo 58 del Reglamento de Comercialización del servicio público de energía eléctrica. Este requisito no se exigirá cuando el comercializador que está representando la Frontera esté incurso en alguna de las causales de retiro del mercado o de limitación de suministro establecidas en la regulación.

El décimo día calendario posterior al plazo máximo previsto para la presentación de observaciones u objeciones a la solicitud de registro, el ASIC le informará al agente que presentó la solicitud de registro de la Frontera Comercial sobre el resultado de dicha solicitud y le trasladará copia de las observaciones u objeciones que haya recibido.

En la misma fecha indicada en el inciso anterior, en caso de que la respuesta a la solicitud de registro sea favorable, el ASIC le informará la fecha de registro de la Frontera Comercial al agente que presentó la solicitud. Cuando se trate de una frontera de comercialización para agentes y usuarios, y la respuesta a la solicitud de registro sea favorable, el ASIC les informará la fecha de registro de la Frontera Comercial al agente que presentó la solicitud y al operador de red correspondiente, en la misma fecha indicada en el inciso anterior.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 8) (Fuente: R CREG 043/12, art. 12)

ARTÍCULO 2.9.2.1.8. FECHA DE REGISTRO DE LA FRONTERA COMERCIAL. Se entenderá por fecha de registro de la Frontera Comercial la última de las siguientes fechas, siempre y cuando el ASIC haya verificado previamente el cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 8o de esta resolución:

1. El día calendario anterior a la fecha en que se inicia la cobertura de los mecanismos de cubrimiento para las transacciones en el MEM.

2. La fecha específica solicitada por el agente.

La fecha de registro de la Frontera Comercial se considerará como la fecha de entrada en operación comercial de la frontera, a partir de las veinticuatro (24:00) horas del mismo día. A partir de esta fecha el agente participará con esta Frontera Comercial en las liquidaciones de las transacciones comerciales del MEM.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 9)

ARTÍCULO 2.9.2.1.9. MODIFICACIÓN DEL REGISTRO DE UNA FRONTERA COMERCIAL. La modificación del registro de una Frontera Comercial solo procederá cuando: i) se presente un cambio en las características técnicas del Sistema de Medida o en el tipo de usuario que hayan sido informados al ASIC en cumplimiento del requisito establecido en el numeral 3 del artículo 4o de esta Resolución; y/o ii) una frontera de comercialización para agentes y usuarios correspondiente a un usuario no regulado se constituya además en frontera principal conforme a lo establecido en la Resolución CREG 122 de 2003, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. En estos casos, el agente que representa la Frontera Comercial deberá gestionar la modificación del registro de la misma, para lo cual deberá dar aplicación a lo dispuesto en el artículo 3o de esta resolución. Cuando la modificación proceda por un cambio en el tipo de usuario, se deberá adjuntar una comunicación en la que el usuario manifieste expresamente su voluntad de ser regulado o no regulado, según corresponda. La modificación del registro no dará lugar a reliquidaciones por parte del ASIC, sin perjuicio de las acciones que puedan iniciar quienes se consideren afectados con las modificaciones.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 10) (Fuente: R CREG 043/12, art. 13)

ARTÍCULO 2.9.2.1.10. CANCELACIÓN DEL REGISTRO DE UNA FRONTERA COMERCIAL. El ASIC procederá a la cancelación del registro de una frontera comercial en los siguientes eventos:

1. Cuando a solicitud de una de las partes interesadas en el resultado de las mediciones se verifique, por intermedio del tercero contratado por el ASIC, la ocurrencia de alguno de los siguientes eventos en una frontera de comercialización para agentes y usuarios, en una frontera de interconexión internacional, o en una frontera de demanda desconectable voluntaria:

a) La falla o el hurto del sistema de medida de la frontera comercial, o de alguno de sus componentes, cuando su reparación o reemplazo supere el tiempo establecido en la regulación vigente;

b) El sistema de medida no cumple alguno de los requisitos cuya omisión, según el artículo 31 del Código de Medida, da lugar a cancelar la frontera;

c) La frontera de comercialización para agentes y usuarios se registró desconociendo lo establecido en el artículo 14 del Reglamento de Comercialización del servicio público de energía eléctrica.

El tercero contratado por el ASIC contará con un plazo de siete (7) días calendario para emitir el concepto. Este será trasladado por el ASIC al representante de la Frontera Comercial, el cual contará con un plazo de dos (2) días hábiles, contados a partir de la fecha de recibo, para presentar sus observaciones u objeciones sobre el mismo y aporte los soportes correspondientes. Las observaciones u objeciones que reciba el ASIC le serán remitidas al tercero encargado de la verificación para que emita su concepto definitivo, debidamente soportado y documentado, en un plazo no mayor a dos (2) días hábiles, contados a partir del recibo.

El ASIC acogerá el concepto definitivo del tercero encargado de la verificación. Una vez se cancele el registro por parte del ASIC, la Frontera Comercial saldrá de operación comercial.

Los daños y perjuicios ocasionados a los usuarios y terceros por la cancelación de la Frontera Comercial serán responsabilidad exclusiva de quien por acción u omisión haya dado lugar a que se incurra en la causal de cancelación de la Frontera Comercial.

2. Por solicitud escrita del agente que representa la frontera comercial, en los siguientes casos:

a) Cuando se trate de una frontera de comercialización para agentes y usuarios, y haya desconexión definitiva del servicio que se presta al usuario;

b) Cuando se trate de una frontera de comercialización para agentes y usuarios, y el operador de red haya atendido la solicitud de corte presentada por el comercializador. Este agente deberá informar al ASIC del cumplimiento de esta acción;

c) Cuando se trate de una frontera de generación y se haya terminado el procedimiento de retiro del respectivo recurso de generación, conforme a lo señalado en la Resolución CREG 071 de 2006;

d) Cuando se trate de una frontera de enlace internacional con países que tengan mercados integrados regulatoriamente y la CREG lo haya autorizado;

e) Cuando se trate de una frontera comercial que no siga en operación comercial por cambios topológicos en las redes que conforman el SIN;

f) Cuando se trate de una frontera de interconexión internacional. El CND deberá proceder a ordenar la desconexión del activo, salvo que de sus análisis se concluya que ello afectará la operación segura, confiable y con calidad del SIN;

g) Cuando se trate de una frontera de demanda desconectable voluntaria.

Recibida la solicitud de cancelación y confirmado el cumplimiento de los requisitos, según corresponda al tipo de frontera, el ASIC procederá a cancelar el registro a la brevedad posible. Una vez se cancele el registro por parte del ASIC, la Frontera Comercial saldrá de operación comercial. Los daños y perjuicios ocasionados a los usuarios y terceros por la cancelación de la Frontera Comercial serán responsabilidad exclusiva del agente que lo solicite.

3. Cuando se pierda la calidad de cogeneración del proceso de producción combinada de energía eléctrica y térmica, según lo señalado en el parágrafo 2 del artículo 7o de la Resolución CREG 005 de 2010.

4. En caso de que haya un cambio en la ubicación de una frontera comercial o en los agentes que participan en el intercambio de energía en esa frontera comercial, frente a lo informado al ASIC en cumplimiento del requisito establecido en el numeral 3 del artículo 4o de esta resolución, se cancelará la frontera comercial y se procederá a registrar una nueva frontera comercial dando aplicación a lo dispuesto en el artículo 3o de esta resolución.

PARÁGRAFO 1o. En caso de que proceda la cancelación del registro de la frontera comercial por las causales previstas en el numeral 1 de este artículo, el agente que representa la frontera comercial deberá pagar al ASIC el costo de la verificación. En caso contrario, el costo lo pagará quien haya solicitado la verificación.

PARÁGRAFO 2o. En caso de que proceda la cancelación del registro de una frontera de comercialización para agentes y usuarios por las causales previstas en el numeral 1 de este artículo, los usuarios pasarán a ser atendidos por el Prestador de Última Instancia. En este caso se cancelará la frontera comercial y en forma simultánea se registrará una nueva frontera comercial a nombre del Prestador de Última Instancia, para lo cual se seguirá lo dispuesto en el artículo 13 de esta resolución.

Hasta tanto se adopte e implemente la regulación del Prestador de Última Instancia los usuarios de que trata este parágrafo pasarán a ser atendidos por el comercializador integrado con el operador de red al que se encuentren conectados.

PARÁGRAFO 3o. No habrá lugar a la cancelación de las fronteras de generación, fronteras de comercialización entre agentes, fronteras de enlace internacional, fronteras de distribución y fronteras para agentes y usuarios que se encuentren conectados al STN cuando se verifique el incumplimiento del código de medida o la falla o hurto del sistema de medición y se aplicará lo dispuesto en el Anexo 11 de la Resolución CREG 038 de 2014, o aquella que la modifique, complemente o sustituya.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 11) (Fuente: R CREG 033/19, art. 1)

ARTÍCULO 2.9.2.1.11. VERIFICACIONES A TRAVÉS DE TERCEROS. Las verificaciones de que tratan los artículos 7o y 11 de esta resolución serán desarrolladas por los terceros que el ASIC contrate para estos efectos. El ASIC acogerá el concepto emitido por el tercero que haga la verificación y procederá de conformidad con lo dispuesto en los artículos 7o y 11 de esta resolución.

El ASIC escogerá dichos terceros de la lista definida por el CAC, el cual deberá hacer públicos los criterios de selección de tales firmas, entre los cuales estarán, por lo menos, competencia técnica para la ejecución de las verificaciones aquí indicadas y las auditorías señaladas en el Código de Medida, no tener vinculación económica con los agentes participantes en el MEM, ni conflictos de interés. Esta lista será conformada dentro de los dos (2) meses siguientes a la publicación de esta resolución y podrá ser actualizada con la periodicidad que el CAC considere necesaria.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 12)

ARTÍCULO 2.9.2.1.12. REGISTRO DE FRONTERAS COMERCIALES EN CASOS DE LIMITACIÓN DE SUMINISTRO O RETIRO DE AGENTES DEL MERCADO. El registro de Fronteras Comerciales de usuarios cuyo comercializador se encuentre incurso en un procedimiento de limitación de suministro o de retiro del mercado se hará utilizando los medios que determine el ASIC y con sujeción a las siguientes reglas. El comercializador seleccionado por el usuario podrá optar por adelantar lo previsto en el artículo 3o de esta resolución o cumplir lo siguiente:

1. Hacer la solicitud de registro a más tardar el quinto día calendario anterior a la fecha estimada de registro.

2. Entregar al ASIC una declaración de que no tiene vinculación económica con el comercializador que está representando la Frontera Comercial.

3. Junto con la solicitud de registro, deberá demostrar que los mecanismos de cubrimiento aprobados por el ASIC son suficientes para respaldar la demanda que representa, incluyendo la nueva. En su defecto, deberá entregar al ASIC una garantía con un valor de cubrimiento igual al resultado de multiplicar: i) la cantidad de energía que se suministrará en esa frontera durante el tiempo a garantizar; por ii) la suma de los siguientes parámetros utilizados y publicados por el ASIC en el último cálculo de garantías: el precio de la energía en bolsa, el valor unitario de las restricciones y el cargo por uso del STN.

4. Entregar la demás información y diligenciar los formatos que para el efecto defina el ASIC.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 13)

Registro de contratos de energía de largo plazo

ARTÍCULO 2.9.2.2.1. REGISTRO DE CONTRATOS DE LARGO PLAZO. El registro de los contratos de energía de largo plazo, a los que se refiere la Resolución CREG 024 de 1995, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, se hará utilizando los medios que determine el ASIC y cumpliendo lo señalado en los artículos 15 a 17 de esta resolución.

PARÁGRAFO. El registro de contratos de energía de largo plazo no obvia el registro de Fronteras Comerciales, cuando se trate del registro de un contrato que involucre cambios en el registro de una Frontera Comercial asociada a dicho contrato.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 14)

ARTÍCULO 2.9.2.2.2. SOLICITUD DE REGISTRO DE CONTRATOS DE LARGO PLAZO. La solicitud de registro de un contrato de energía de largo plazo deberá presentarse ante el ASIC por cualquiera de las partes, a más tardar el quinto día calendario anterior a la fecha de cálculo de los mecanismos de cubrimiento que el comercializador debe constituir, sean estos mensuales o semanales. El solicitante deberá señalar en forma clara la fecha que solicita para el registro del contrato.

Una vez entre en funcionamiento el SICEP, para el caso de los contratos destinados al mercado regulado que los comercializadores hayan suscrito a través de una convocatoria pública de las que trata la Resolución CREG 130 de 2019, la solicitud de registro deberá realizarse por parte del comercializador, a más tardar dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de formalización del contrato.

Para dar inicio al trámite de registro de un contrato de energía de largo plazo, el ASIC verificará que las partes que intervienen en el contrato cumplan los siguientes requisitos:

1. No tener obligaciones vencidas que resulten de la facturación que efectúen el ASIC y el LAC de acuerdo con la regulación vigente.

2. No encontrarse incursos en alguna de las causales de retiro del mercado o de limitación de suministro establecidas en la regulación.

3. Diligenciar los formatos definidos por el ASIC para el registro de contratos de largo plazo.

4. Presentar al ASIC un contrato que contenga reglas claras para determinar hora a hora durante la vigencia del contrato, las cantidades de energía exigibles y el precio respectivo.

5. Para el caso de los contratos destinados al mercado regulado resultantes de una convocatoria:

5.1. El comercializador debe informar el Código de la Convocatoria del expediente electrónico del SICEP. En caso de que el contrato sea suscrito con un generador o comercializador con el que se encuentre integrado verticalmente, tengan el mismo controlante o se encuentre en situación de control, de acuerdo con lo definido en la Resolución CREG 130 de 2019, el comercializador debe informarlo al ASIC.

5.2. El ASIC deberá verificar que se cumplió el plazo para la formalización del contrato y que la solicitud de registro se realiza dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la formalización del contrato.

5.3. El ASIC deberá verificar que con el contrato que se solicita registrar no se sobrepasa el límite de compras propias y senda de transición establecidos en la Resolución CREG 130 de 2019.

El ASIC no dará inicio al trámite de registro de un contrato de energía de largo plazo cuando el agente solicitante no cumpla con uno o varios de los requisitos establecidos en este artículo.

Para el caso de los contratos para el mercado regulado, el ASIC debe publicar en la sección de información pública del expediente electrónico de la convocatoria en el SICEP, la fecha de formalización del contrato y la fecha de solicitud de registro.

PARÁGRAFO 1o. En caso de que el comprador se encuentre incurso en alguna de las causales de retiro del mercado o de limitación de suministro establecidas en la regulación, el ASIC podrá dar inicio al trámite de registro de un contrato de compra de este agente. Este evento no aplicará para el caso en que el vendedor de dicho contrato se encuentre incurso en alguna de las causales de retiro del mercado o de limitación de suministro establecidas en la regulación.

Para lo previsto en el presente parágrafo, el ASIC definirá la oportunidad para que el agente presente la solicitud de registro, y adicionalmente hará los respectivos ajustes de los valores a garantizar en el mercado mayorista.

PARÁGRAFO 2o. El último día calendario de cada mes, el ASIC publicará estadísticas con la información contenida en las solicitudes de registro de contratos.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 15) (Fuente: R CREG 130/19, art. 35) (Fuente: R CREG 175/15, art. 1)

ARTÍCULO 2.9.2.2.3. ESTUDIO DE LA SOLICITUD DEL REGISTRO. Dentro de los tres (3) días calendario siguientes a la fecha de presentación de la solicitud de registro de un contrato de energía de largo plazo, el ASIC la estudiará y pedirá las aclaraciones sobre la información requerida en el Artículo 15 de esta Resolución. Si a las cinco (5:00) p. m., del séptimo día calendario posterior a la fecha de presentación de la solicitud el agente no ha dado respuesta satisfactoria a las aclaraciones requeridas por el ASIC, se entenderá que el agente ha desistido de la solicitud.

El ASIC dispondrá de dos (2) días calendario para registrar el contrato, una vez sean presentadas las aclaraciones solicitadas por el ASIC, a satisfacción de este.

PARÁGRAFO. En caso de que para la liquidación del contrato se requieran modificaciones a los programas de liquidación, que imposibiliten el inicio de la liquidación comercial del contrato, el ASIC le informará tal situación a los agentes respectivos, inmediatamente. El ASIC realizará las modificaciones que se requieran para incluir los nuevos procedimientos en un plazo no mayor a siete (7) días calendario, contados a partir de la fecha en que los agentes fueron informados. En todo caso, el registro del contrato se hará con sujeción a lo establecido en el artículo 17 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 16)

ARTÍCULO 2.9.2.2.4. REGISTRO DEL CONTRATO. El ASIC procederá a registrar el contrato de largo plazo una vez se haya dado cumplimiento a lo dispuesto en los artículos 15 y 16 de esta Resolución y el agente solicitante cumpla los siguientes requisitos:

1. No tener obligaciones vencidas que resulten de la facturación que efectúe el ASIC y el LAC de acuerdo con la regulación vigente.

2. No encontrarse incurso en alguna de las causales de retiro del mercado o de limitación de suministro establecidas en la regulación.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 17)

ARTÍCULO 2.9.2.2.5. FECHA DE REGISTRO DEL CONTRATO. Se entenderá por fecha de registro del contrato la fecha señalada por el solicitante, según lo previsto en el artículo 15 de la presente resolución, siempre que se haya verificado el cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 17 de esta Resolución y el ASIC haya aprobado los respectivos mecanismos de cubrimiento. Esta se considera como la fecha de entrada en operación comercial del contrato, a partir de las veinticuatro (24:00) horas del mismo día.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 18)

ARTÍCULO 2.9.2.2.6. INFORMACIÓN DE REGISTRO. Dentro de los tres (3) días calendario siguientes a la fecha en que el ASIC culmine el procedimiento establecido en los artículos 15, 16 y 17 de esta Resolución, le informará a cada uno de los agentes involucrados las condiciones del registro.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 19)

ARTÍCULO 2.9.2.2.7. MODIFICACIÓN DEL REGISTRO DE UN CONTRATO. Si antes de que se haya registrado un contrato de energía de largo plazo se requiere la modificación de la información suministrada al ASIC para el registro, deberá iniciarse un nuevo registro. Las nuevas condiciones sustituirán las inicialmente informadas.

Si se requiere la modificación del registro de un contrato de energía de largo plazo previamente registrado, deberá gestionarse un nuevo registro. Una vez se culmine este registro, las nuevas condiciones sustituirán las condiciones del contrato inicialmente registrado. El nuevo registro no dará lugar a reliquidaciones por parte del ASIC, sin perjuicio de las acciones que puedan iniciar quienes se consideren afectados con el registro que fue objeto de modificaciones.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 20)

Liquidación y facturación de transacciones en el MEM

ARTÍCULO 2.9.2.3.1. PLAZO PARA LA LIQUIDACIÓN DE LAS TRANSACCIONES EN EL MERCADO. La liquidación por parte del ASIC se realizará con sujeción a las siguientes reglas:

1. Primera liquidación y publicación de información operativa: El ASIC realizará y publicará la liquidación de las transacciones diarias del MEM, como máximo el segundo día calendario siguiente a la operación, utilizando la información que tenga disponible. Teniendo en cuenta lo establecido en la regulación vigente en cuanto a manejo de información, el ASIC publicará las lecturas de los medidores de generación y de los enlaces internacionales de importación y exportación, las generaciones ideales y los valores calculados de todas las variables que se liquidan en el MEM con resolución horaria y diaria, y que no dependan de la demanda del comercializador.

2. Observaciones y modificaciones al precio de bolsa e información operativa: Los agentes podrán solicitar la modificación de los datos que afectan las liquidaciones que efectúa el ASIC, hasta el tercer día calendario después de la operación, de todas las variables definidas en el numeral 1 del presente artículo, diferentes a la lectura de los medidores. Para el efecto, el ASIC mantendrá disponible en el medio que designe, un cronograma con las fechas límite para la presentación de cambios por parte de los agentes.

3. Segunda liquidación y publicación: El ASIC realizará y publicará una segunda liquidación, teniendo en cuenta las observaciones y modificaciones que presentaron los agentes, a más tardar a las once (11:00) horas del quinto día calendario después de la operación, la cual incluirá todas las variables que se liquidan en el MEM con resolución horaria y diaria. El ASIC publicará esta información en forma agregada por comercializador y en forma desagregada por Frontera de Comercialización.

Para los últimos dos días calendario de cada mes, la segunda liquidación y publicación se realizará con la publicación de la información resumen mensual de la liquidación de que trata el artículo 22 de esta resolución.

4. Observaciones y modificaciones a la segunda liquidación: Los agentes podrán solicitar la modificación de los datos que afectan las liquidaciones que efectúa el ASIC según el numeral 3 del presente artículo y que sean diferentes a la información que se relaciona en el numeral 2 del presente artículo y a la información de medidores, dentro de los seis (6) días calendario siguientes a la operación. Para el efecto, el ASIC mantendrá disponible en el medio que se designe, un cronograma con las fechas límite para la presentación de cambios por parte de los agentes.

PARÁGRAFO 1o. Contra las liquidaciones diarias efectuadas por el ASIC solo procederán las observaciones o solicitudes de modificación por parte de los agentes, en los términos indicados en el presente artículo.

Contra la liquidación contenida en la Facturación Mensual, expedida por el ASIC, únicamente procederá reclamación ante este para que se aclare, modifique o revoque.

La Reclamación a la Facturación Mensual solo procederá cuando las observaciones o solicitudes de modificación a la liquidación diaria presentadas por parte del agente, en los plazos previstos en la regulación vigente, no hayan sido tenidas en cuenta por el ASIC en la liquidación soporte de la factura mensual.

PARÁGRAFO 2o. Una vez se dé inicio a la operación comercial del contrato, los agentes involucrados deberán reportar las inconsistencias encontradas en la liquidación realizada por el ASIC, conforme a los plazos y procedimientos previstos en este artículo.

PARÁGRAFO 3o. En el caso de las Transacciones Internacionales de Electricidad, para las liquidaciones que realice el ASIC se tendrán en cuenta las disposiciones establecidas en el marco de la Comunidad Andina y lo previsto en la regulación vigente.

PARÁGRAFO 4o. En los casos en los que en la regulación se hace referencia a la segunda liquidación de las transacciones en el Mercado, y esta corresponda a alguno de los últimos dos días calendario de cada mes, se entenderá que se está haciendo referencia a la información incluida en el resumen mensual de la información, de que trata el artículo 22 de esta resolución, correspondiente a cada uno de estos días calendario.

PARÁGRAFO 5o. Cuando, como resultado de una declaración de falla en una frontera comercial con reporte al ASIC, presentada en los plazos establecidos en este artículo para hacer observaciones o solicitar modificaciones a las liquidaciones diarias, se detecten errores en las lecturas de la frontera comercial, el ASIC podrá ajustar la liquidación antes de emitir la facturación correspondiente.

Para hacer este ajuste, el ASIC deberá aplicar el procedimiento de estimación de lecturas establecido en el artículo 38 de la Resolución CREG número 038 de 2014 o aquella que la modifique, complemente o sustituya. Además, el ASIC deberá haber recibido, a más tardar el quinto día calendario del mes siguiente al que se va a facturar, un informe de verificación del sistema de medición de conformidad con el procedimiento señalado en el artículo 24 del Código de Medida, donde además se indique expresamente que debido a la falla presentada hubo afectación de la lectura de la frontera comercial.

La verificación debe ser contratada por el responsable de la frontera con una de las firmas del artículo 25 de la Resolución CREG número 038 de 2014 o aquella que la modifique, complemente o sustituya.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 21) (Fuente: R CREG 211/15, art. 2) (Fuente: R CREG 043/12, art. 15)

ARTÍCULO 2.9.2.3.2. PUBLICACIÓN DE LA INFORMACIÓN RESUMEN MENSUAL DE LA LIQUIDACIÓN. El ASIC deberá publicar un resumen mensual de la información sobre la liquidación y todos los demás archivos soporte de la misma, dentro de los primeros cinco (5) días calendario del Mes siguiente al que corresponde la liquidación.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 22)

ARTÍCULO 2.9.2.3.3. FECHA DE EMISIÓN DE LAS FACTURAS POR PARTE DEL ASIC. El ASIC emitirá la Facturación Mensual correspondiente a las transacciones en el MEM a más tardar el décimo día calendario del mes siguiente al de consumo. Las notas de ajuste a la facturación del ASIC podrán emitirse a más tardar el día calendario anterior a los últimos siete (7) días calendario de cada mes.

Conforme a la regulación vigente, los agentes generadores reportarán la información necesaria para la liquidación de los precios de reconciliación, requerida para la emisión de la facturación por parte del ASIC, a más tardar el tercer día calendario del mes siguiente al de operación.

El ASIC enviará las facturas y notas de ajuste a través del medio que determine, para lo cual contemplará las alternativas previstas en el marco normativo vigente.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 23) (Fuente: R CREG 043/12, art. 16)

ARTÍCULO 2.9.2.3.4. VENCIMIENTO Y PAGO DE LAS FACTURAS EMITIDAS POR EL ASIC. El vencimiento de las facturas emitidas por el ASIC será el quinto día hábil posterior a la emisión de la Facturación Mensual. El mismo plazo se aplicará a las notas de ajuste emitidas por el ASIC que estén en firme a la fecha de emisión de la Facturación Mensual. Para el efecto, al finalizar el día del vencimiento el ASIC deberá tener disponibles y efectivos los recursos de los pagos efectuados por los agentes; en caso contrario se entenderá que no se ha realizado el pago.

Los pagos que realicen los agentes se aplicarán primero a la cancelación de intereses de mora y luego al valor del capital considerando la antigüedad de los vencimientos.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 24)

Normas para el manejo de información orientadas a promover y preservar la libre competencia en el mercado de energía mayorista

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.10.1.1. OPORTUNIDAD PARA PUBLICAR LAS OFERTAS DE PRECIOS EN EL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA. Las ofertas de precios presentadas al CND por las empresas generadoras serán confidenciales hasta su publicación, la cual se podrá hacer a partir del primer día hábil del mes siguiente a aquel en que fueron presentadas.

La información señalada estará disponible en cualquier momento para el CND y el ASIC, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, la Superintendencia de Industria y Comercio y las demás autoridades de control.

(Fuente: R CREG 006/09, art. 1) (Fuente: R CREG 138/10, art. 1)

ARTÍCULO 2.10.1.2. DEBERES PARA ASEGURAR EL MANEJO CONFIDENCIAL DE LA INFORMACIÓN. Cada agente generador deberá mantener y asegurar la confidencialidad de las ofertas de precios presentadas y deberá abstenerse de divulgar, compartir, comunicar, entregar, enviar, permitir el acceso a dar a conocer de cualquier forma sus ofertas de Precios a otros agentes generadores u otros terceros, así como abstenerse de obtener, recibir, divulgar, utilizar o acceder de cualquier forma la información de que trata el artículo 1o de la presente resolución que no haya sido publicada por el CND y el ASIC y que corresponda a otro u otros generadores o a planta(s) y/o unidad(es) de generación que no representa ante el Mercado de Energía Mayorista.

Antes de la oportunidad definida en el artículo 1o de esta resolución para publicar la información allí señalada, el ASIC y el CND deberán mantener y asegurar la confidencialidad y abstenerse de divulgar, compartir, comunicar, entregar, permitir el acceso o que se conozca de cualquier forma la información de que trata dicha norma.

(Fuente: R CREG 006/09, art. 2) (Fuente: R CREG 138/10, art. 2)

ARTÍCULO 2.10.1.3. EFECTOS DEL INCUMPLIMIENTO DE LAS NORMAS CONTENIDAS EN ESTA RESOLUCIÓN. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, conforme a las competencias que le atribuyen la Constitución Política y la ley, investigará y sancionará el incumplimiento de las normas contenidas en esta resolución ocasionado por omitir cualquiera de los deberes señalados en el artículo 2o de esta resolución. Lo anterior, sin perjuicio de las sanciones penales y de las investigaciones y sanciones por restricción, limitación o afectación indebida de la libre competencia conforme a las Leyes 142 y 143 de 1994, en especial, los artículos 34 y 44, respectivamente, y demás normas que protegen la libre competencia, que origine cualquiera de las mencionadas conductas.

(Fuente: R CREG 006/09, art. 3)

Normas para el manejo de información en los contratos de suministro de gas natural con firmeza condicionada

ARTÍCULO 2.10.2.1. INFORMACIÓN SOBRE RESULTADOS DEL PREDESPACHO IDEAL. El Centro Nacional de Despacho (CND) informará si el precio estimado para la Bolsa de Energía que resulta del Predespacho Ideal es superior al Precio de Escasez.

Esta situación se publicará a título simplemente informativo, antes de las 13:00 horas, especificando la(s) hora(s) en que se presenta tal situación.

(Fuente: R CREG 063/09, art. 1)

ARTÍCULO 2.10.2.2. OPORTUNIDAD PARA INFORMAR LA GENERACIÓN POR PARTE DE GENERADORES TÉRMICOS CON CONTRATACIÓN DE SUMINISTRO DE GAS CON FIRMEZA CONDICIONADA. Los generadores térmicos con contratación de suministro de gas con firmeza condicionada en los que se pacte la generación de la planta o unidad como mecanismo para establecer el cumplimiento de la condición, podrán suministrar a su contraparte la información sobre la generación de la respectiva planta o unidad, cuando se requiera para dar cumplimiento a las obligaciones de suministro del gas contratado.

Esta información suministrada deberá manejarse de manera confidencial por las partes y no podrá ser comunicada a terceras personas por ningún medio, con sujeción a lo establecido en los artículos 2o y 3o de la Resolución CREG-006 de 2009. de acuerdo con lo previsto en el artículo 73.2 de la Ley 142 de 1994, se entenderá que la divulgación de esta información por la parte en estos contratos que no sea empresa de servicios públicos tiene como objeto o como efecto competir deslealmente con prestadores de los servicios públicos de gas natural o de energía eléctrica o reducir la competencia entre estos; en consecuencia, dichas empresas estarán sometidas al cumplimiento del presente artículo y a la vigilancia de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, conforme a lo establecido en los artículos 2o y 3o de la Resolución CREG-006 de 2009.

(Fuente: R CREG 063/09, art. 2)

ARTÍCULO 2.10.2.3. OPORTUNIDAD PARA PUBLICAR LOS PRECIOS DE RECONCILIACIÓN. Los precios de reconciliación que calcula el ASIC se pondrán a disposición del público después de transcurrido un período de 3 meses contados desde el último día del mes para el cual fueron calculados. Antes de transcurrido este plazo, el ASIC manejará confidencialmente esta información, con sujeción a lo establecido en los artículos 2o y 3o de la Resolución CREG-006 de 2009.

El ASIC informará al agente generador que recibe remuneración por reconciliación únicamente el resultado del cálculo para las plantas o unidades de su propiedad o de las que represente ante el mercado mayorista, quien también deberá darle manejo confidencial a dicha información durante el mismo término de tres meses, con sujeción a lo establecido en los artículos 2o y 3o de la Resolución CREG-006 de 2009.

PARÁGRAFO. Los cálculos de reconciliación estarán disponibles en cualquier momento para el CND y el ASIC, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y las otras autoridades de control.

(Fuente: R CREG 063/09, art. 3)

Regulación aplicable a las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo - TIE -, la cual será parte del Reglamento de Operación, y se adoptan otras disposiciones complementarias

Regulación aplicable a las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo - TIE -, la cual será parte del Reglamento de Operación, y se adoptan otras disposiciones complementarias

Objetivo, reglas y definiciones generales

ARTÍCULO 2.11.1.1.1. OBJETIVO. La presente resolución tiene por objetivo establecer el Marco Regulatorio aplicable a las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo - TIES-, en cuanto a sus aspectos operativos y comerciales, que tiene en cuenta la armonización regulatoria para el desarrollo del despacho económico coordinado, para la operación de un mercado regulatoriamente integrado con países miembros de la Comunidad Andina, y con los demás países que desarrollen Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo con Colombia.

Igualmente, desarrolla temas regulatorios asociados con la planeación, remuneración, y demás condiciones de desarrollo y operación de los Enlaces internacionales que hacen parte de las interconexiones subregionales de sistemas eléctricos.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 1)

ARTÍCULO 2.11.1.1.2. REGLAS FUNDAMENTALES. Las reglas fundamentales para el intercambio intracomunitario de electricidad y la interconexión subregional de los sistemas eléctricos entre los Países Miembros de la Comunidad Andina, y las que apliquen entre Colombia y otros países, para desarrollar Transacciones internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, son las siguientes:

1. No se discriminará en el tratamiento que se conceda a los agentes internos y externos en cada país, excepto para la oferta de electricidad, en la cual se discriminarán los precios para la demanda nacional y la demanda externa.

2. Los Países Miembros garantizarán el libre acceso a las líneas de interconexión internacional.

3. El uso físico de las interconexiones será consecuencia del despacho económico coordinado de los mercados, el cual será independiente de los contratos comerciales de compraventa de electricidad.

4. Los contratos que se celebren para la comprav enta intracomunitaria de electricidad serán únicamente de carácter comercial. Ningún contrato de compraventa podrá influir en el despacho económico de los sistemas.

5. La remuneración de la actividad del transporte de electricidad en los enlaces internacionales tendrá en cuenta que la aplicación del principio de libre acceso a los enlaces elimina la vinculación entre el flujo físico y los contratos de compraventa internacional de electricidad.

6. Los Países Miembros asegurarán condiciones competitivas en el mercado de electricidad, con precios y tarifas que reflejen costos económicos eficientes, evitando prácticas discriminatorias y abusos de posición dominante.

7. Los Países Miembros permitirán la libre contratación entre los agentes del mercado de electricidad de los Países, respetando los contratos suscritos de conformidad con la legislación y marcos regulatorios vigentes en cada País, sin establecer restricciones al cumplimiento de los mismos, adicionales a las estipuladas en los contratos para los mercados nacionales.

8. Los Países Miembros permitirán las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo.

9. Los Países Miembros promoverán la participación de la inversión privada en el desarrollo de la infraestructura de transporte de electricidad para las interconexiones internacionales.

10. Las rentas que se originen como resultado de la congestión de un enlace internacional no serán asignadas a los propietarios del mismo.

11. Los Países Miembros no concederán ningún tipo de subsidio a las exportaciones ni importaciones de electricidad; tampoco impondrán aranceles ni restricciones específicas a las importaciones o exportaciones intracomunitarias de electricidad.

12. Los precios de la electricidad en ambos extremos de los enlaces intracomunitarios deberán servir para valorar las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo, producto de los flujos físicos determinados por los despachos económicos coordinados.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 2) (Fuente: R CREG 160/09, art. 2)

Planeación, coordinación, supervisión y control operativo de los enlaces internacionales

ARTÍCULO 2.11.1.2.1. PLANEACIÓN, COORDINACIÓN, SUPERVISIÓN Y CONTROL OPERATIVO DE LOS ENLACES INTERNACIONALES. La planeación, coordinación, supervisión y control de la operación integrada de los Enlaces Internacionales será responsabilidad del Centro Nacional de Despacho, CND, que tendrá como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la reglamentación vigente, los acuerdos del Consejo Nacional de Operación, CNO, y los criterios establecidos en los Acuerdos Operativos bilaterales.

PARÁGRAFO 1o. El Centro Nacional de Despacho, CND, suscribirá un Acuerdo Operativo con los operadores de los sistemas de los países miembros de la Comunidad Andina o países con los que se tenga una integración de mercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución, que será aplicado previo visto bueno de la CREG, y deberán desarrollar como mínimo los puntos contenidos en el Anexo 1 de esta resolución.

PARÁGRAFO 2o. Antes del inicio de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE, el Centro Nacional de Despacho, CND, deberá presentar para visto bueno de la CREG, un protocolo general de pruebas aplicable a los Enlaces Internacionales.

PARÁGRAFO 3o. Para aquellos Enlaces Internacionales que entren en operación comercial antes del inicio de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE, el Centro Nacional de Despacho, CND, en coordinación con el operador de los otros sistemas, definirá y aplicará el conjunto mínimo de pruebas a ser realizadas para tal fin antes de esta fecha, las cuales deberán ser informadas a la CREG.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 4)

ARTÍCULO 2.11.1.2.2. DETERMINACIÓN DE LA CURVA HORARIA DE PRECIOS DE OFERTA EN CADA NODO FRONTERA PARA EXPORTACIÓN - CURVA DE ESCALONES PONE_QX,I. Para efecto de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo (TIE), el Centro Nacional de Despacho (CND), estimará horariamente una curva escalonada de precios de oferta en cada nodo frontera para exportación, Curva de Escalones PONE_QX,i.

Esta curva reflejará un precio por cada valor QX, igual al precio de bolsa sin incluir el Costo de Energía Equivalente (CEE), que se obtiene al ejecutar el proceso de optimización para cubrir la energía adicional, iniciando con un valor QX igual a la capacidad remanente del generador marginal, incrementando valores de QX hasta que cubra la capacidad máxima de exportación del enlace internacional.

Cada escalón PONE_QX,i de la curva deberá incluir la totalidad de costos y cargos asociados con la entrega de energía en dicho nodo frontera de exportación, como se definen en la presente resolución.

Cada escalón PONE_QX,i de la curva, se construye de la siguiente manera:

PONE_QX_i

Precio_Bolsa_e,_QX, + Costo_Medio_Restricciones_e + Costo_Restricciones_del_Enlace_e_,QX,i + Cargos_Uso_STN_e + Cargos_Uso_STR_e,i + Cargos_Conexión_Col__QX,i + Cargos_CND_ ASIC_e_,

Donde:

PONE_QXI	=	Precio de oferta en cada nodo de frontera para exportación para la cantidad QX en el enlace internacional i.
Precio Bolsa TIE_QX	=	Para la determinación del Precio Bolsa TIE_QX, el CND, encontrará un despacho ideal para cada una de las veinticuatro (24) horas del despacho, para cada valor QX adicional a la demanda total doméstica, hasta la capacidad máxima de exportación, según lo establecido en la Resolución CREG 024 de 1995, con condiciones estimadas por el CND para las variables a utilizar, así: i) Cada valor QX adicional a la demanda total doméstica. ii) Características técnicas de los recursos de generación. iii) Disponibilidad, precio de oferta y precios de arranque-parada declarados por los generadores térmicos, o aquellos precios y/o disponibilidades resultantes de las modificaciones a los mismos, establecidas en la regulación vigente. El Precio Bolsa TIE_QX corresponderá al precio de bolsa del anterior programa de despacho ideal, para cada QX incremental, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh)
CEE	=	Costo equivalente en energía expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh).
Costo de Restricciones del Enlace e_QXi	=	Costo estimado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh) de la energía generada por restricciones del SIN, asociada con la exportación a través del enlace internacional i, para la oferta de exportación QX, calculado conforme al procedimiento desarrollado en el Anexo 4, considerando en forma independiente cada uno de los enlaces internacionales.
Cargos de Uso STN e	=	Costo estimado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh) de los cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional, informados por el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC) al CND; que corresponden al último valor calculado para el Cargo por Uso del STN.
Cargos de Uso STR e	=	Costo en pesos por kilovatio hora (COP/kWh) estimado de los cargos por uso del Sistema de Transmisión Regional, informados por el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC) al CND; que corresponden al último valor calculado para el Cargo por Uso de STR, para el enlace internacional i.
Cargos CND ASIC e_QX	=	Costo estimado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh) de los servicios por CND y ASIC asociados con una demanda QX, informados por el ASIC al CND.
Costo Pérdidas STN e_QXi	=	Costo estimado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh), correspondiente al promedio de las pérdidas de energía horarias del STN calculadas por el ASIC, asignadas al enlace internacional i, en proporción a una demanda QX. Este costo será estimado por el ASIC con información histórica.
Costo Pérdidas STR e_QXi	=	Costo estimado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh), correspondiente a las pérdidas de energía horarias del STR, resultantes de la aplicación del factor de pérdidas del Nivel de Tensión del Operador de Red al cual se conecte el enlace internacional para referir la exportación al nivel de tensión de 230 kV, según la regulación vigente, asignadas al enlace internacional i, en proporción a una demanda QX. Este costo será estimado por el ASIC con información histórica.

PARÁGRAFO 1. Para asegurar que se mantenga el orden del despacho, el CND verificará que la curva de precio de oferta en cada nodo frontera para exportación sea monotónicamente creciente, y de no cumplirse esta condición, se tomará como precio de oferta en cada nodo frontera para exportación, el valor correspondiente al escalón inmediatamente anterior.

La curva de precio de oferta en cada nodo frontera para exportación deberá estar expresada en dólares de los Estados Unidos de Norteamérica, por megavatios hora (USD/MWh), para tal fin el CND, empleará la Tasa Representativa de Mercado (TCRM), del día inmediatamente anterior al cual se realiza el despacho programado, o la última TCRM vigente, publicada por la Superintendencia Financiera.

PARÁGRAFO 2. Hasta junio 30 de 2003, el número máximo de incrementos de cantidades QX a considerar en la curva de precio de oferta en cada nodo frontera para exportación, será igual a tres (3), donde el último incremento corresponderá al valor remanente para llegar a la capacidad máxima de exportación del sistema. A partir de julio 1 de 2003 y hasta finalizar el período de transición el número máximo de incrementos de cantidades QX será sin limitaciones. Sin perjuicio de lo anterior la CREG revisará durante el período de transición el número máximo de incrementos a considerar.

Para determinar la variable Precio Bolsa TIEQX el CND podrá usar el predespacho ideal, según el Anexo 2 de la Resolución CREG 062 de 2000, y podrá considerar las características técnicas de los recursos de generación.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 5) (Fuente: R CREG 049/18, art. 1) (Fuente: R CREG 160/09, art. 4)

ARTÍCULO 2.11.1.2.3. TRATAMIENTO DE OFERTAS DE PRECIOS PARA EXPORTACIÓN DEL OTRO PAÍS, SUPERIORES AL COSTO DE RACIONAMIENTO. Cuando la Curva Horaria de Precios de Oferta en cada Nodo Frontera para Exportación del Otro País, Curva de Escalones PONE_QxE más los cargos G y más el Costo Equivalente en Energía, CEE, tenga segmentos que superen el costo del primer escalón de racionamiento, el CND considerará para estos segmentos, una disponibilidad del enlace internacional igual a cero.

(Fuente: R CREG 014/04, art. 8) (Fuente: R CREG 096/08, art. 5)

ARTÍCULO 2.11.1.2.4. DETERMINACIÓN DEL PRECIO MÁXIMO DE IMPORTACIÓN. Para efecto de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo (TIE), el Centro Nacional de Despacho (CND), estimará diariamente el precio máximo de importación, encontrando el precio marginal horario de un despacho ideal para cubrir la Demanda Total Doméstica, sin incluir exportaciones a través de los enlaces internacionales.

Donde:

PI_hi:	Precio máximo de importación para la hora h del enlace i
Precio Bolsa e_hh:	Precio marginal de la hora h de un despacho ideal para cubrir la Demanda Total Doméstica,

PARÁGRAFO. El precio máximo de importación deberá estar expresado en dólares de los Estados Unidos de Norteamérica, por megavatios hora (USD/MWh), para lo cual el CND, empleará la tasa representativa del mercado (TCRM) del día inmediatamente anterior al cual se realiza el despacho programado, o la última TCRM vigente, publicada por la Superintendencia Financiera.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 6) (Fuente: R CREG 049/18, art. 2) (Fuente: R CREG 092/08, art. 1)

ARTÍCULO 2.11.1.2.5. PROGRAMACIÓN DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO, TIE. Para la realización del despacho económico coordinado, para determinar las TIE, se deberán ejecutar los siguientes pasos:

Paso 1. El Centro Nacional de Despacho (CND), diariamente deberá poner a disposición de los operadores de los países miembros de la Comunidad Andina o países con los que se tenga una integración de mercados eléctricos en las condiciones de la presente resolución, y antes de las 13:00 horas, la curva horaria de precios de oferta en el nodo frontera para exportación, y el precio máximo de importación, con el fin de que estos sean considerados dentro del proceso de despacho económico coordinado, para determinar las TIE, a través de los enlaces internacionales entre dichos sistemas.

Paso 2. Entre las 13:00 y las 13:05, el CND considerará la información suministrada por los otros operadores, y mediante un procedimiento automático, determinará la activación o no de una Transacción Internacional de Electricidad de Corto Plazo (TIE), comparando el precio máximo de importación y la Curva de precios de oferta en el nodo frontera para exportación de cada uno de los Enlaces Internacionales suministrados por cada país, adicionando a cada uno de estos los cargos asociados con la generación aplicables en el mercado colombiano y el correspondiente Costo Equivalente en Energía, CEE. La expresión a utilizar en este paso es la siguiente:

Donde:

PI_h	=	Precio máximo de importación colombiano para la hora h.
PONE_QXEi	=	Precio de oferta en cada nodo frontera para exportación del enlace internacional i, en el segmento QXE, del otro país; el cual deberá incluir todos los costos asociados con la entrega de energía en el nodo frontera.
CEE	=	Costo equivalente en energía
CargosG	=	Cargos adicionales establecidos en la regulación vigente asignados a la generación de Colombia.
Umbral_m	=	Porcentaje para determinar la máxima desviación aceptada entre los precios de oferta en los nodos fronteras para exportación y el precio máximo de importación, que se utilizará en el mes m para decidir una importación a través de las TIE.

El valor del umbral se definirá según la metodología del Anexo 6 de la presente resolución.

El ASIC informará a la CREG, a más tardar el día veinte (20) calendario de cada mes, los valores estimados de cada una de las variables involucradas en el cálculo del umbral, así como los resultados de aplicar la metodología de cálculo del umbral del mes anterior.

Una TIE de importación se activa si se cumple la desigualdad anterior y si el ASIC ha informado al CND, que se han constituido las garantías exigidas en la presente resolución.

En el caso de una solicitud de una TIE de exportación desde Colombia por parte de un operador de otro país, ésta se activa si el ASIC ha informado al CND, que se dispone de las garantías exigidas en la presente resolución.

Paso 3. Si se activa una TIE, el CND, entre las 13:05 y las 13:35 horas, realizará un despacho programado, conforme a las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 062 de 2000, o aquellas que la modifiquen, adicionen o complementen; tomando como un recurso de generación, los PONEQXEi más el Costo Equivalente en energía, (CEE), más los CargosG, para los enlaces internacionales para los cuales se activó la TIE.

Los CargosG corresponden en la actualidad a los costos derivados de los siguientes conceptos: i) servicios CND, SIC y AGC, y ii) Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas (FAZNI).

Los cargos CND-SIC se calcularán a prorrata de la capacidad máxima del enlace internacional, y el AGC, se estimará a prorrata de las holguras asignadas a la generación. (Anexo 5). A las 13:35, informará a los otros operadores la cantidad dispuesta a importar.

Paso 4. Entre las 13:35 y las 14:05 horas, utilizando las declaraciones de precios y cantidades programados para importar por Colombia, y los nuevos precios y cantidades programados para importar desde Colombia reportados por los otros operadores al CND. Se llevará a cabo un nuevo despacho programado.

Paso 5. Entre las 14:05 y las 14:15 horas, el CND deberá informar a los demás operadores y recibir de estos, los programas de importación y exportación respectivamente, los cuales deberán ser confirmados, modificados o rechazados antes de finalizar este período, considerando esta nueva información, y aplicando la regla de comparación establecida en el Paso 2.

Si como resultado del Paso 5 se presentan variaciones en las declaraciones de importación reportadas en el Paso 3, por parte de los otros operadores, el CND procederá a realizar el despacho programado con dichos ajustes. Este despacho deberá ser informado a los operadores de los otros sistemas, y a los agentes participantes a más tardar a las 14:45 horas.

PARÁGRAFO 1. Los procedimientos y medios de intercambio de información, serán establecidos dentro del Acuerdo Operativo, suscrito por el CND y cada uno de los operadores de los otros países.

PARÁGRAFO 2. En los casos para los cuales la información definida en el presente artículo no sea suministrada en los términos aquí establecidos, el CND no procederá a la programación de exportaciones o importaciones de electricidad de corto plazo, dentro del proceso de despacho programado o redespacho.

PARÁGRAFO 3. En caso de presentarse un empate entre los precios considerados en los despachos programados en el proceso de despacho económico coordinado, el CND, aplicará un criterio aleatorio igual al aplicado para el despacho programado, como regla de desempate.

PARÁGRAFO 4. El CND podrá modificar los horarios establecidos para llevar a cabo los procesos de despacho económico coordinado establecidos en este artículo, siempre y cuando no se supere la hora fijada para su finalización (14:45 horas).

PARÁGRAFO 5. Ante una contingencia o cambio en las condiciones en alguno de los sistemas de los países interconectados, que implique una variación en la capacidad del enlace internacional, los operadores de los sistemas eléctricos deberán ajustar de forma coordinada la capacidad de importación y exportación del enlace.

Estos cambios se reflejarán en las curvas de oferta PONE, para los despachos programados del día siguiente en adelante. Esto sin perjuicio de los redespachos generados durante la operación diaria de los sistemas.

Estos cambios se reflejarán en la curva de oferta del precio de oferta en cada nodo frontera para exportación PONE de Colombia, para los despachos programados del día siguiente en adelante. Esto sin perjuicio de los redespachos generados durante la operación diaria de los sistemas.

Dicha capacidad deberá ser la máxima posible técnicamente y solo podrá ajustarse por cambios en condiciones operativas, con el objetivo de mantener la calidad y seguridad en los sistemas interconectados.

Paso 3o. Si se activa una TIE, el Centro Nacional de Despacho, CND, entre las 13:05 y las 13:35 horas, realizará un despacho programado, conforme a las disposiciones contenidas en la Resolución 062 de 2000, o aquellas que la modifiquen, adicionen o complementen; tomando como un recurso de generación, los PONEQXEi más el Costo Equivalente en Energía, CEE, más los Cargos G y el Cargo de Conexión del tramo colombiano, cuando haya lugar, para los enlaces internacionales para los cuales se activó la TIE. Los Cargos G corresponden en la actualidad a los costos derivados de los siguientes conceptos:

i) Servicios CND, SIC y AGC, y

ii) Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas, FAZNI.

Los cargos CND-SIC se calcularán a prorrata de la capacidad máxima del enlace internacional, y el AGC, se estimará a prorrata de las holguras asignadas a la generación (Anexo 5). A las 13:35, informará a los otros operadores la cantidad dispuesta a importar.

Paso 4o. Entre las 13:35 y las 14:05 horas, utilizando las declaraciones de precios y cantidades programados para importar por Colombia, y los nuevos precios y cantidades programados para importar desde Colombia reportados por los otros operadores al Centro Nacional de Despacho, CND. Se llevará a cabo un nuevo Despacho Programado.

Paso 5o. Entre las 14:05 y las 14:15 horas, el CND deberá informar a los demás operadores y recibir de estos, los programas de importación y exportación respectivamente, los cuales deberán ser confirmados, modificados o rechazados antes de finalizar este período, considerando esta nueva información, y aplicando la regla de comparación establecida en el Paso 2o.

Si como resultado del Paso 5o se presentan variaciones en las declaraciones de importación reportadas en el Paso 3o, por parte de los otros operadores, el CND procederá a realizar el Despacho Programado con dichos ajustes. Este Despacho deberá ser informado a los operadores de los otros sistemas, y a los agentes participantes a más tardar a las 14:45 horas.

PARÁGRAFO 1o. Los procedimientos y medios de intercambio de información, serán establecidos dentro del Acuerdo Operativo suscrito por el Centro Nacional de Despacho, CND, y cada uno de los operadores de los otros países.

PARÁGRAFO 2o. En los casos para los cuales la información definida en el presente artículo no sea suministrada en los términos aquí establecidos, el Centro Nacional de Despacho, CND, no procederá a la programación de Exportaciones o Importaciones de Electricidad de Corto Plazo, dentro del proceso de despacho programado o redespacho.

PARÁGRAFO 3o. En caso de presentarse un empate entre los precios considerados en los despachos programados en el proceso de Despacho Económico Coordinado, el Centro Nacional de Despacho, CND, aplicará un criterio aleatorio igual al aplicado para el Despacho Programado, como regla de desempate.

PARÁGRAFO 4o. El CND podrá modificar los horarios establecidos para llevar a cabo los procesos de Despacho Económico Coordinado establecidos en este artículo, siempre y cuando no se supere la hora fijada para su finalización (14:45 horas).

PARÁGRAFO 5o. Ante una contingencia o cambio en las condiciones en alguno de los sistemas de los países interconectados, que implique una variación en la capacidad del Enlace Internacional, los operadores de los sistemas eléctricos deberán ajustar de forma coordinada la capacidad de importación y exportación del enlace; que se reflejará en las curvas de oferta del Precio de oferta en el nodo frontera para exportación PONE, para los despachos programados del día siguiente en adelante. Esto sin perjuicio de los redespachos generados durante la operación diaria de los Sistemas. Dicha capacidad deberá ser la máxima posible técnicamente y solo podrá ajustarse por cambios en condiciones operativas, con el objetivo de mantener la calidad y seguridad en los sistemas interconectados.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 7) (Fuente: R CREG 049/18, art. 3) (Fuente: R CREG 210/15, art. 1) (Fuente: R CREG 196/15, art. 1) (Fuente: R CREG 096/08, art. 2)

ARTÍCULO 2.11.1.2.6. REDESPACHO DE TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO -TIE-, PARA EXPORTACIÓN. Adicionales a las causales establecidas en el Código de Operación, serán causales de redespacho para las exportaciones internacionales de Corto Plazo, las siguientes:

i) Cambios Topológicos. Cambios topológicos del SIN colombiano que afecten por razones de calidad, seguridad y confiabilidad en la prestación del servicio, la capacidad de exportación.

ii) Indisponibilidad de Recursos de Generación. Cuando el sistema Colombiano presente indisponibilidad de recursos de generación, tal que su balance entre demanda y generación, le impida cumplir con el programa de exportación definido.

iii) Variación en el Precio Nodal de Oferta para Exportación. Cuando por indisponibilidad de recursos de generación, por intervención de Embalses, o cambios topológicos que se presenten en el SIN colombiano, varíe el Precio Nodal de Oferta para Exportación en el Redespacho del mercado Colombiano, esta situación será informada al país importador, con el fin de que su operador decida el redespacho respectivo.

iv) Indisponibilidad Parcial o Total del Enlace Internacional. Cuando se informe al CND de la Indisponibilidad parcial o total del Enlace Internacional.

v) Incumplimiento Comercial Reportado por el ASIC. El CND procederá a realizar el Redespacho, limitando la exportación, durante los períodos restantes del día de despacho, cuando el ASIC informe los siguientes eventos:

i) Por el incumplimiento total en el depósito del pago anticipado requerido por parte del mercado importador para atender las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo.

ii) Por mora en el pago de las facturas por parte del administrador del mercado importador.

vi) Variación en el Precio Máximo de Importación del país importador. Cuando se presenten eventos en los Sistemas de los otros países integrados regulatoriamente que varíen el Precio Máximo de Importación de los mismos, el operador del sistema importador podrá solicitar el redespacho respectivo al Centro Nacional de Despacho - CND, informando las nuevas cantidades a importar.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 8) (Fuente: R CREG 160/09, art. 5)

ARTÍCULO 2.11.1.2.7. DETERMINACIÓN DEL PRECIO NODAL DE OFERTA PARA EXPORTACIÓN EN EL REDESPACHO. Con el fin de aplicar alguna de las causales de redespacho para exportación, establecidas en el artículo 8o de la Resolución CREG 004 de 2003, el CND calculará el precio de oferta en cada nodo frontera para la exportación en el redespacho, aplicando el siguiente procedimiento:

1. Estimará horariamente un precio de oferta para cada nodo frontera para exportación en el redespacho, para la cantidad de exportación programada QX, PONER_QXi, aplicando la siguiente expresión:

"PONE_QXi

Precio_Bolsa_R_e,_QX, + Costo_Medio_Restricciones_e + Costo_Restricciones_del_Enlace_R_e,_QX,i + Cargos_Uso_STN_e + Cargos_Uso_ STR_e,_i + Cargos_Conexión_Col__QX,i + Cargos_CND_ASIC_e, + Costo_Pérdidas_STN_e,_Qx,i + Costo_Pérdidas_STR_e,_Qx,i

donde:

Precio_Bolsa_R_e,_QX:	Precio de bolsa estimado de redespacho, que corresponde al precio marginal que se obtiene de un predespacho ideal, para el valor QX programado, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh) y establecido a través del siguiente procedimiento: Para la determinación del Precio_Bolsa_R_TI_E,QX, el CND, encontrará un predespacho ideal para cada una de las veinticuatro (24) horas del redespacho, para la demanda total doméstica y para el valor QX programado para ese período en el redespacho, con condiciones estimadas por el CND para las variables a utilizar, así: i) Demanda Total Doméstica más el valor QX programado. ii) Disponibilidad y precio de oferta declarada por los generadores, o aquellos precios y/o disponibilidades resultantes de las modificaciones a los mismos, establecidas en la regulación vigente.
Costo_Restricciones_del_Enlace_R_e,_QX,i:	Costo de la energía generada por restricciones del Sistema Interconectado Nacional, asociado con la exportación a través del enlace internacional i, para el valor programado QX en el redespacho, calculado conforme al procedimiento desarrollado en el Anexo 4, considerando en forma independiente cada uno de los Enlaces Internacionales. El CND utilizará en el numeral 2 del Anexo 4 para efectos de obtener este costo, un predespacho ideal. En caso de generadores hidráulicos cuyo precio de oferta haya sido intervenido, la variable promedio ponderado horario del precio de reconciliación positiva, PRRj, para estos generadores, corresponderá al precio de intervención determinado según lo dispuesto en la Resolución CREG 018 de 1998, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Se mantendrá el valor estimado de las restantes variables integrantes del PONE_QXi, definidas en el artículo 5o de la Resolución CREG 004 de 2003, utilizadas para el proceso de despacho coordinado, realizado el día anterior al día de operación.

(Fuente: R CREG 014/04, art. 6) (Fuente: R CREG 049/18, art. 7) (Fuente: R CREG 160/09, art. 10)

ARTÍCULO 2.11.1.2.8. REDESPACHO DE TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO -TIE-, PARA IMPORTACIÓN. <Artículo modificado por el artículo 4 de la Resolución 186 de 2009. El texto es el siguiente:>

1. Valores a cargo de los generadores que salieron despachados

El valor a cargo de cada generador j despachado en el Despacho Ideal, será el que resulta de aplicar la siguiente expresión:

· Cuando hay Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y/o Demanda No Doméstica

- Cuando no hay Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado ni Demanda No Doméstica

Donde:

RI_I,j:	Recaudo por Valor Adicional por atención de Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado a cargo del generador j
RI_N,j:	Recaudo por Valor Adicional por atención de Demanda Total Doméstica a cargo del generador j.
RI_K,j	Recaudo por Valor Adicional por atención de Demanda No Doméstica a cargo del generador j
I_N:	Valor adicional para la Demanda Total Doméstica.
I_I:	Valor adicional para la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y/o la Demanda No Doméstica.
G_N,j,i:	Generación de la planta j en la hora i para atender Demanda Total Doméstica.
G_I,j,i:	Generación de la planta j en la hora i para atender Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado.
G_K,j,i:	Generación de la planta j en la hora i para atender la Demanda No Doméstica.

2. Valores a favor de los generadores despachados

El valor a favor de cada generador despachado en el Despachado Ideal será calculado con las siguientes expresiones, según el caso:

- Cuando hay Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y/o Demanda No Doméstica y no se cumple la condición de la Ec(1) y/o de la Ec (2), del Anexo A 4 de la Resolución CREG 024 de 1995, se aplicará la siguiente expresión:

Si se cumplen las condiciones de las Ec (1) y (2),

Cuando no hay Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y Demanda No Doméstica y no se cumple la condición de la Ec(3), del Anexo A 4 de la Resolución CREG 024 de 1995, modificado por esta Resolución se aplicará la siguiente expresión:

Si se cumple la condición de la Ec (3),

Donde:

PIj:	Valores a favor del generador j.
I_N,j:	Estimación de ingresos de la planta térmica j por atender la Demanda Total Doméstica.
P_N,j:	Estimación del valor de operación de la planta j por atender la Demanda Total Doméstica.
I_N_+I+K,j:	Estimación de ingresos de la planta térmica j por atender la Demanda Total Doméstica mas la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más la Demanda No Doméstica.
P_N_+I+K,j:	Estimación del valor de operación de la planta j por atender la Demanda Total Doméstica mas la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más la Demanda No Doméstica.

Según se definen en el Anexo A 4 de la Resolución CREG 024 de 1995.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 9) (Fuente: R CREG 014/04, art. 4)

ARTÍCULO 2.11.1.2.9. CONDICIONES DE REDESPACHOS POR VARIACIÓN EN EL PRECIO NODAL DE OFERTA DEL PAÍS EXPORTADOR O POR VARIACIÓN EN EL PRECIO MÁXIMO DE IMPORTACIÓN DE COLOMBIA. Para determinar los valores a los cuales se genera un redespacho de una TIE de importación por variación en el precio máximo de importación de Colombia, se deberá considerar la siguiente expresión:

Donde las variables se conservan según la definición y criterio contenido en el artículo 7o, con excepción del PONEQXEi, que es el nuevo valor reportado por el operador del país exportador y que se utilizará en caso de una variación en el Precio Nodal de Oferta del País Exportador; y PIh que es calculado estimando el nuevo precio de bolsa resultante de un predespacho ideal y que se utilizará en caso de una variación en el precio máximo de importación de Colombia.

Los períodos y términos aplicables al redespacho de una TIE para exportaciones e importaciones serán los previstos en la regulación vigente para los redespachos.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 10) (Fuente: R CREG 049/18, art. 4) (Fuente: R CREG 096/08, art. 3)

ARTÍCULO 2.11.1.2.10. PROGRAMACIÓN DE TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO PARA SUPLIR GENERACIÓN DE SEGURIDAD CON IMPORTACIONES. Se permitirán las importaciones de electricidad para cubrir generación de seguridad doméstica a través de una TIE, siguiendo los procedimientos establecidos en los artículos 5o y 6o de la Resolución CREG 004 de 2003, y siempre que los precios ofertados por el país exportador adicionados con el Costo Equivalente en Energía, CEE y con los cargos propios de los generadores en el mercado colombiano no superen el costo de racionamiento para el primer escalón del Sistema Eléctrico Colombiano, conforme con las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 119 de 1998 o aquellas que la modifiquen, adicionen o complementen, en cualquiera de las siguientes condiciones:

i) Cuando exista capacidad remanente en el Enlace Internacional;

ii) Cuando no se haya programado una TIE previamente por el Enlace Internacional.

En todos los casos, la programación de una TIE de importación para suplir generación de seguridad, será la resultante de incluir las ofertas horarias de precios y cantidades del otro país en el Despacho Programado, de la siguiente manera: el precio horario corresponderá al precio de oferta declarado en el nodo frontera por el país exportador adicionado con el Costo Equivalente en Energía, CEE y con los cargos propios de los generadores en el mercado colombiano y la cantidad ofertada será el menor valor que resulte de comparar la capacidad de importación del enlace internacional y la cantidad de electricidad que esté dispuesto a exportar el sistema eléctrico del otro país, según las curvas PONE entregadas por cada país, en el procedimiento de despacho económico coordinado.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 11) (Fuente: R CREG 096/08, art. 4)

ARTÍCULO 2.11.1.2.11. SUMINISTRO DE INFORMACIÓN OPERATIVA ASOCIADA CON LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO. El Centro Nacional de Despacho, CND, y los operadores de los sistemas de los países miembros de la Comunidad Andina o países con los que se tenga una integración de mercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución, definirán en cada Acuerdo Operativo los programas computacionales, los mecanismos y los términos para el intercambio de información operativa.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 12)

ARTÍCULO 2.11.1.2.12. CRITERIOS DE CALIDAD Y SEGURIDAD PARA LA OPERACIÓN DE LOS ENLACES INTERNACIONALES. Los niveles mínimos de calidad y seguridad del SIN definidos en la regulación vigente no se deben deteriorar por efectos de las TIE.

Los Acuerdos Operativos suscritos por el CND y los demás operadores, contendrán los criterios de calidad y seguridad, así como las medidas de protección y medidas suplementarias que utilizarán para la operación de cada enlace internacional. Si existen diferencias en la determinación de los criterios de calidad y seguridad a seguir en la operación de un enlace internacional, prevalecerá la norma más exigente de las definidas regulatoriamente entre los países firmantes del Acuerdo Operativo.

Los Acuerdos Operativos deberán especificar los programas computacionales y los mecanismos para el intercambio de información necesaria entre operadores que se utilizarán en la realización de los análisis eléctricos de los enlaces internacionales.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 13)

ARTÍCULO 2.11.1.2.13. IDENTIFICACIÓN DE GENERACIONES DE SEGURIDAD DEBIDAS A LAS EXPORTACIONES TIE. El CND identificará las generaciones de seguridad debidas a las exportaciones TIE, de acuerdo con lo consignado en el procedimiento desarrollado en el Anexo 6 de la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 014/04, art. 18)

ARTÍCULO 2.11.1.2.14. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS ASOCIADAS CON LOS ENLACES INTERNACIONALES. En ningún caso se permitirá que la declaración de limitaciones por características técnicas de los recursos de generación asociados a los Enlaces Internacionales afecten el Despacho de las TIE.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 14)

ARTÍCULO 2.11.1.2.15. SERVICIOS DE CONTROL DE VOLTAJE Y POTENCIA REACTIVA EN LOS ENLACES INTERNACIONALES. Las transacciones por los Enlaces Internacionales no estarán sujetas a requisitos de entrega obligatoria de reactivos ni a reglas de remuneración por el servicio de control de voltaje. Sin embargo deberán mantenerse los niveles de voltaje dentro de los rangos permitidos por la regulación vigente, cumpliendo los criterios de calidad y seguridad del SIN.

El CND establecerá en los Acuerdos Operativos los procedimientos aplicables al suministro de reactivos por los Enlaces Internacionales.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 15)

ARTÍCULO 2.11.1.2.16. SERVICIOS DE REGULACIÓN DE FRECUENCIA, CONTROL AUTOMÁTICO DE GENERACIÓN, RESERVAS OPERATIVAS Y CONTROL DE LOS INTERCAMBIOS. La responsabilidad por la regulación de frecuencia, el control automático de generación, reservas operativas y el control de los intercambios, será definida por el CND conjuntamente con los otros operadores de los sistemas, en los Acuerdos Operativos que se suscriban.

El CND propondrá a la CREG en el período de transición, los criterios necesarios para homologar la banda de frecuencia en que se deben operar los sistemas interconectados. Los recursos tecnológicos necesarios para el control de la frecu encia en cada sistema serán establecidos en los Acuerdos Operativos suscritos por el CND y los otros operadores.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 16)

ARTÍCULO 2.11.1.2.17. TRATAMIENTO DE LAS DESVIACIONES DEL DESPACHO PROGRAMADO DE LOS ENLACES INTERNACIONALES. El CND propondrá a la CREG en el período de transición, los criterios para establecer la desviación admisible al Despacho Económico Coordinado de los Enlaces Internacionales, dentro de la cual no se realizará ningún cobro por dicho concepto. Dicho criterio deberá ser incluido en los Acuerdos Operativos suscritos por el CND y los otros operadores. En materia de autorizaciones se aplicará la regulación vigente.

Durante el período de transición, la CREG revisará, con base en las recomendaciones

de los Operadores de los Sistemas, los criterios para asignar los requerimientos por servicios de regulación de frecuencia, control automático de generación, reservas operativas, control de los intercambios, y las desviaciones del despacho económico programado, aplicables a

las TIE.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 17)

ARTÍCULO 2.11.1.2.18. APERTURA DE LOS ENLACES INTERNACIONALES. En caso de que no se programen transacciones internacionales de electricidad de corto plazo -TIE- el CND deberá tomar las medidas correspondientes para la operación del Enlace Internacional. Para lo cual deberá considerar desviaciones máximas para la regulación de frecuencia de dos (2) veces la banda de AGC aprobada en la regulación vigente.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 18)

Aspectos comerciales aplicables a las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo, tie

ARTÍCULO 2.11.1.3.1. RESPONSABILIDADES DEL ASIC. Serán responsabilidades del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, con sujeción a la reglamentación vigente, la administración, liquidación, facturación y recaudo de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE.

PARÁGRAFO 1o. El ASIC, suscribirá un Acuerdo Comercial con los Administradores de los sistemas de los países miembros de la Comunidad Andina o países con los que se tenga una integración de mercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución, que será aplicado previo visto bueno de la CREG, y deberán desarrollar como mínimo los puntos contenidos en el Anexo 2 de esta Resolución.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 19)

ARTÍCULO 2.11.1.3.2. FRONTERA COMERCIAL ASOCIADA CON UN ENLACE INTERNACIONAL. Para efectos de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE, el transportador, representante del Enlace Internacional, registrado ante el mercado de energía mayorista colombiano, será el responsable por la instalación y mantenimiento de la frontera comercial, dando cumplimiento a la reglamentación vigente.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 20)

ARTÍCULO 2.11.1.3.3. REGISTRO DE LA FRONTERA COMERCIAL ASOCIADA CON UN ENLACE INTERNACIONAL. Para efectos de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE, el ASIC procederá al registro de la frontera comercial según la información remitida por el representante del Enlace Internacional de conformidad con la reglamentación vigente. En caso de que se tenga una integración regulatoria de mercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución, los agentes que hubieran registrado fronteras comerciales de exportación o importación de electricidad, deberán solicitar al ASIC la cancelación del registro de la respectiva frontera, a más tardar dentro de los cinco (5) días calendario siguientes, contados a partir de la vigencia de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 21)

ARTÍCULO 2.11.1.3.4. ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS ASOCIADAS CON LOS ENLACES INTERNACIONALES. Para efectos de la asignación de las pérdid as asociadas con los Enlaces Internacionales, el ASIC realizará la liquidación y facturación de las exportaciones utilizando la información reportada por el Transportador responsable de la frontera comercial, refiriendo las medidas a 220 kV, en el nodo frontera de exportación en Colombia.

Para efectos de la liquidación y facturación de una exportación, las pérdidas asociadas con el Enlace Internacional las asumirá la demanda del país importador.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 22)

ARTÍCULO 2.11.1.3.5. MANEJO DE LOS RECURSOS DEL PAGO ANTICIPADO. En el caso de importaciones del mercado Colombiano, el ASIC girará a la cuenta que señale el Administrador del mercado exportador, el valor semanal correspondiente al pago anticipado estimado de dichas importaciones, de acuerdo con el procedimiento de cálculo de garantías previsto en artículo 23 de esta resolución y el cual deberá incluirse en el contenido en los Acuerdos Comerciales.

En el caso de las exportaciones efectuadas por el mercado colombiano hacia otros mercados, el ASIC abrirá una cuenta en dólares en la que el Administrador del mercado importador depositará el valor semanal correspondiente al pago anticipado de las importaciones previstas, de acuerdo con el procedimiento de cálculo de garantías previsto en artículo 23 de esta resolución, sin considerar el costo de cobertura, y el cual deberá incluirse en el contenido en los Acuerdos Comerciales.

PARÁGRAFO 1o. Los costos se asignarán de la siguiente manera:

En el caso de importaciones, los costos financieros, impuestos y costos de cobertura, serán asignados semanalmente a prorrata de la participación de los agentes en el monto total de garantías.

En el caso de exportaciones, los costos financieros, de impuestos y los costos de cobertura se asignarán semanalmente a la cuenta de restricciones. Se recaudarán en efectivo a través de las garantías del mercado, teniendo en cuenta los mismos plazos de las garantías TIE.

Los costos que puedan causar ajustes a las facturaciones TIE de exportación e importación debido a la monetización o compra/venta de divisas a través del intermediario bancada, así como el gravamen a los movimientos financieros e impuestos, se recaudarán en la siguiente estimación del Monto Semanal de Garantías. En el caso de exportaciones, se recaudarán en efectivo a través de las garantías del mercado por concepto de restricciones, teniendo en cuenta los mismos plazos de las garantías TIE. En el caso de importaciones, se recaudarán a prorrata de la participación de los agentes en el monto total de garantías.

PARÁGRAFO 2o. Los rendimientos financieros derivados de:

Los pagos anticipados efectuados al mercado colombiano por concepto de exportaciones TIE realizadas hacia los sistemas de los otros países regulatoriamente integrados, desde el día diez (10) calendario de cada mes, hasta el día del vencimiento de las transacciones en el Mercado Mayorista de conformidad con la regulación vigente en Colombia, serán asignados anualmente a la demanda doméstica para el cubrimiento de los costos asociados a la cuenta de exportación y disminución del costo de restricciones.

Los pagos anticipados efectuados por el Mercado colombiano, por concepto de las importaciones TIE realizadas desde los sistemas de los otros países regulatoriamente integrados, desde el día del depósito de los recursos hasta el día diez (10) calendario del mes correspondiente, serán asignados anualmente a prorrata de la participación de los agentes en el monto total de garantías, con independencia de la fecha de depósito de las mismas.

PARÁGRAFO 3o. Para cubrir costos que no se paguen por eventuales incumplimientos a causa de agentes retirados del Mercado Mayorista de Electricidad (MEM) con los mercados regulatoriamente integrados, por concepto de ajustes semanales de los montos semanales de garantías, se dejará un monto de 10,000.000 de pesos en la cuenta de importación administrada por el ASIC. Este valor será indexado anualmente con el Índice de Precios al Productor (IPP) para lo cual se utilizarán los rendimientos generados durante el período. Si llegasen a existir faltantes estos se recaudarán en la siguiente estimación del Monto Semanal de Garantías a prorrata de la participación de cada agente.

El monto de que trata el inciso anterior, será recaudado durante un mes a prorrata de la participación de los agentes en el Monto Semanal de Garantías.

En caso de hacer uso de éste monto, se recaudará nuevamente durante el mes siguiente a prorrata de la participación de los agentes que participen en el Monto Semanal de Garantías.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 24) (Fuente: R CREG 116/12, art. 2)

ARTÍCULO 2.11.1.3.6. PROCEDIMIENTO PARA DEPOSITAR EL PAGO ANTICIPADO. Cada viernes el ASIC deberá:

i) Intercambiar con los otros administradores de los mercados de electricidad de los otros países, información relacionada con las cantidades de electricidad que serán importadas;

ii) Comunicar a cada agente el valor del pago anticipado que deben consignar para atender el pago de las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo -TIE- de la semana de operación asociada con dicho pago, de acuerdo con la información referida en el numeral anterior.

Los agentes deberán realizar el pago anticipado a más tardar el martes de cada semana, y enviar copia del comprobante de consignación al ASIC, vía fax, por correo certificado o electrónico. En caso de que el agente no confirme al ASIC que realizó el depósito, se entenderá que éste no se ha llevado a cabo.

Recibido el valor del pago anticipado para importaciones, el día jueves de cada semana, el ASIC deberá transferir la totalidad de dichos recursos a la cuenta que señale el Administrador del mercado exportador.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 25)

ARTÍCULO 2.11.1.3.7. OTRAS OBLIGACIONES DEL ASIC. Semanalmente, el ASIC deberá:

i) Verificar que tanto los depósitos correspondientes a las garantías constituidas por los agentes Colombianos, como las realizadas por los administradores de los mercados de los otros países, se hayan efectuado en las cuentas previstas para tal fin, de conformidad con los Acuerdos Comerciales;

ii) Informar al CND, los viernes antes de las 13:00 horas, de la existencia del pago anticipado semanal efectuado por el administrador del mercado importador, para viabilizar la exportación de la semana siguiente.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 26)

ARTÍCULO 2.11.1.3.8. CONDICIONES PARA LA EXPORTACIÓN DE ELECTRICIDAD A TRAVÉS DE TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO. La realización de una exportación de electricidad a través de las TIE estará sujeta al pago anticipado que deberá realizar el administrador del mercado importador, a su verificación por parte del ASIC y a que el CND esté informado de la existencia del mismo.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 27)

ARTÍCULO 2.11.1.3.9. LIQUIDACIÓN DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO. Las liquidaciones de las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo (TIE), se realizarán por los administradores de los mercados utilizando los precios de la Curva PONE, los precios reales de exportación e importación y demás variables necesarias.

Las variables correspondientes al mercado colombiano utilizarán los valores resultantes de la segunda liquidación, de conformidad con la reglamentación vigente para las transacciones del mercado mayorista.

Las variables correspondientes al mercado ecuatoriano utilizarán el precio ofertado en la Curva PONE por el operador ecuatoriano entregado para determinar el Despacho Económico Coordinado para liquidar las importaciones programadas y las demás variables de acuerdo con los resultados de la segunda liquidación para la energía adicional importada por redespachos, generación de seguridad e intercambios inadvertidos.

PARÁGRAFO 1. Para efectos de la liquidación de las TIE, el ASIC no considerará transacciones por fracciones de hora, es decir, la liquidación se hará con el resultado neto de exportaciones e importaciones de electricidad realizadas a través de cada uno de los enlaces internacionales en periodos horarios con las lecturas de los medidores ubicados en los nodos de frontera de exportación.

PARÁGRAFO 2. En el caso de una importación del mercado colombiano, el ASIC recibirá del administrador del mercado exportador, los valores del precio de oferta en cada nodo frontera para exportación (PONEQXEi) correspondientes a la información entregada para el Despacho Económico Coordinado el día anterior a la operación, así como los valores reales resultado de la segunda liquidación. Estos precios serán utilizados para obtener el precio de bolsa colombiano, aplicando las disposiciones contenidas en el artículo 43 de esta resolución.

Una vez obtenido el precio de bolsa colombiano, el ASIC aplicará el mayor valor entre el precio de importación para liquidación de TIE, definido en el artículo 3o de esta resolución, descontando los CargosG liquidados; y el de la curva PONE, informados por el administrador del mercado exportador del otro país.

Para la liquidación de las importaciones programadas se utilizará el precio de oferta en el nodo frontera para exportación correspondiente a la información entregada para el Despacho Económico Coordinado el día anterior a la operación. Para determinar la cantidad de energía que es liquidada a este precio, el ASIC deberá utilizar la siguiente expresión:

Donde:

:	Cantidad de energía importada que será liquidada a precio de oferta en el nodo frontera para exportación correspondiente a la información entregada para el Despacho Económico Coordinado el día anterior a la operación, para la hora h.
:	Cantidad de energía programada en el despacho programado en la hora h

Para la liquidación de las importaciones adicionales por redespachos, se utilizará el precio de oferta en nodo frontera para exportación correspondiente a los valores reales resultado de la segunda liquidación. Para determinar la cantidad de energía que se debe liquidar con este precio, el ASIC deberá utilizar la siguiente expresión:

Donde:

Cantidad de energía importada que será liquidada a los valores reales resultado de la segunda liquidación, en la hora h.

En el caso de una exportación del mercado colombiano, el ASIC enviará al administrador del mercado importador, el valor del PONEQXi que deberá considerar tanto la forma de asignación prevista en la regulación vigente, como los valores reales de cada uno de los componentes del precio de oferta en cada nodo frontera para exportación establecidos en el artículo 5o de esta resolución. El valor del PONEQXi, será informado al administrador del país importador para que este obtenga su precio de importación para liquidación.

PARÁGRAFO 3. En el caso de una importación del mercado colombiano que se haya producido para suplir generación de seguridad fuera de mérito esta será remunerada al país exportador, utilizando el precio de oferta en cada nodo frontera para exportación, informado por el administrador del país exportador resultante de su segunda liquidación.

En este caso, el Precio de Reconciliación Positiva aplicado a este recurso será el precio de oferta en el nodo frontera para exportación, informado por el administrador del país exportador, resultante de su segunda liquidación, adicionado con el Costo equivalente real en energía del Cargo por Confiabilidad y con los cargos propios de los generadores en el mercado colombiano, todos resultantes de la segunda liquidación.

En el caso de una exportación de electricidad del mercado colombiano que se haya producido para suplir generación de seguridad en el país importador, el ASIC liquidará y facturará dicha exportación, al precio horario que será el máximo valor entre el precio de exportación y el precio marginal del mercado de corto plazo del mercado importador más la totalidad de los costos reconocidos regulatoriamente a los generadores en dicho mercado.

El precio de exportación deberá considerar los valores reales de: i) el precio de generación para exportación que suple generación de seguridad del país importador sin incluir el costo equivalente de energía (CEE) y ii) los costos y cargos siguientes: cargos uso STN, cargos CND-ASIC, cargos uso STR, costo restricciones del enlace, cargos conexión, costo pérdidas STN y costos pérdidas STR, según lo establecido en el artículo 5o de esta resolución. Todos estos valores deberán ser los resultantes de la segunda liquidación.

PARÁGRAFO 4. Para efectos del cálculo del costo equivalente real de energía y del Valor a Recaudar del Cargo por Confiabilidad, se incluirán las importaciones de electricidad y no se incluirán las exportaciones de electricidad, realizadas a través de Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo.

PARÁGRAFO 5. Para efectos de la liquidación de los cargos asociados con la generación CargosG, que se distribuyen con base en la capacidad efectiva registrada ante el ASIC, se considerará que los enlaces internacionales tendrán una capacidad efectiva equivalente al promedio de la importación del respectivo mes, que se hubiera realizado utilizando el despacho económico coordinado.

PARÁGRAFO 6. En caso de no programarse una TIE a través de un enlace internacional, la máxima desviación admisible en el flujo horario por el enlace estará limitado al 1% de la capacidad máxima de transferencia del mismo, determinada por los operadores de los mercados regulatoriamente integrados. Esta desviación será remunerada al precio de oferta en cada nodo frontera para exportación del país que exporte.

PARÁGRAFO 7. En caso de importaciones de electricidad por parte del sistema eléctrico colombiano, el ASIC al finalizar cada mes de operación efectuará un ajuste final de transacciones TIE, denominados Saldos Netos TIE, a partir de la diferencia entre la liquidación final con la cual se realiza la factura, ajustada con los precios informados por el administrador del mercado exportador para facturación y los valores obtenidos de la segunda liquidación.

Los Saldos Netos TIES, valores netos deficitarios o superavitarios resultantes del ajuste final de transacciones TIE definidos en este parágrafo, se asignarán de la siguiente manera:

i) Para cada período horario, por la cantidad de las importaciones que se destinen a cubrir generación cuyo precio resultante de la segunda liquidación esté fuera de mérito en la liquidación de facturación, se asignarán de acuerdo con lo establecido en el artículo 45 de esta Resolución.

ii) Para cada período horario cuyo precio de la energía de importación que se obtiene de la segunda liquidación resulte en mérito en la liquidación de facturación, serán aplicados a los agentes comercializadores y generadores a prorrata de su participación en las compras horarias de energía en Bolsa.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 28) (Fuente: R CREG 063/18, art. 1) (Fuente: R CREG 049/18, art. 5) (Fuente: R CREG 149/09, art. 1) (Fuente: R CREG 096/08, art. 7)

ARTÍCULO 2.11.1.3.10. FACTURACIÓN Y ADMINISTRACIÓN DE CUENTAS DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO. La facturación y administración de cuentas de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo serán realizadas por el ASIC aplicando la regulación vigente para las transacciones en el mercado de energía mayorista, de la siguiente manera:

En el caso de una exportación del mercado colombiano, el precio horario que se utilizará para facturar al mercado importador será el máximo valor entre el precio de exportación que deberá considerar los valores reales de cada uno de los componentes del Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación establecidos en el artículo 5o de la Resolución CREG-004 de 2003, y el precio marginal del mercado de corto plazo del mercado importador más la totalidad de los costos, distintos al Valor energizado del Precio Unitario de Potencia, VEPUP, reconocidos regulatoriamente a los generadores en dicho mercado.

La facturación mensual a los agentes colombianos deberá incluir tanto los ajustes que se deriven por concepto de una exportación TIE, como los Saldos Netos TIE, producto de una importación. Los valores superavitarios o deficitarios de los ajustes, por concepto de una exportación TIE serán aplicados a los agentes comercializadores y generadores, de conformidad con la reglamentación vigente para las transacciones del mercado mayorista. En el caso de los Saldos Netos TIE, su asignación se hará conforme lo previsto en el parágrafo 7o del artículo 28 de la Resolución CREG-004 de 2003.

Sólo se permitirán ajustes a la factura dentro del plazo previsto por las normas cambiarias y aduaneras.

El ASIC definirá los procedimientos y procesos detallados a aplicar para efectos del perfeccionamiento, facturación y administración de cuentas de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo.

Para la Administración de Cuentas el ASIC diseñará un mecanismo a partir de las liquidaciones para las transacciones en el mercado mayorista que le permita manejar balances independientes y separar de los pagos totales que resulten a cargo de los agentes participantes en la Bolsa de Energía, las obligaciones derivadas de las Transacciones Internacionales de Energía de Corto Plazo.

El ASIC será responsable de cumplir con todas las obligaciones Aduaneras y Cambiarias derivadas de la ejecución de las Transacciones Internacionales de electricidad de Corto Plazo, teniendo en cuenta el Estatuto Aduanero y el Régimen de Cambios Internacionales vigentes y las normas que los modifiquen, adicionen o complementen.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 29) (Fuente: R CREG 096/08, art. 8)

ARTÍCULO 2.11.1.3.11. MONEDA PARA LA LIQUIDACIÓN Y FACTURACIÓN DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO. Para efectos de la liquidación y facturación de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, la moneda a utilizar será el Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica. Para efectos de las liquidaciones se utilizará el valor de la TCRM vigente para el día de operación, publicada por la Superintendencia Bancaria.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 30)

ARTÍCULO 2.11.1.3.12. ASIGNACIÓN DE LA RENTA DE CONGESTIÓN. De conformidad con lo establecido en la Decisión CAN 720 las rentas de congestión serán asignadas en partes iguales para cada mercado, es decir 50% para el sistema importador y el 50% para el sistema exportador.

Cuando el mercado colombiano realice exportaciones los recursos de las rentas que correspondan al sistema importador se tendrán como un saldo a favor del sistema importador.

De las rentas que correspondan al mercado colombiano, se asignarán según lo establecido en las disposiciones legales vigentes.

El saldo de los recursos que correspondan el mercado colombiano se verá reflejado en un menor costo de restricciones. Para lo anterior, el ASIC trasladará estas rentas a los comercializadores conforme con la regulación vigente, como un menor valor de restricciones.

Los comercializadores transferirán a sus usuarios finales el monto correspondiente a las rentas de congestión calculadas por el ASIC, como un menor valor de restricciones, de la siguiente manera:

1. En el caso de los usuarios regulados: el comercializador deberá disminuir el valor de la variable CRS del componente "Rmi", Costos por Restricciones y Servicios Asociados con Generación, de que trata el artículo 13 de la Resolución CREG 119 de 2007, o de aquellas que la adicionen, modifiquen o complementen de acuerdo con el cálculo de las rentas de congestión.

2. Para los usuarios no regulados: el comercializador deberá trasladar el beneficio de las rentas de congestión como un menor valor por concepto de restricciones, de acuerdo con el contrato suscrito libremente entre las partes.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 31) (Fuente: R CREG 160/09, art. 7)

Normas para la liquidación de los recursos de generación asociados a las exportaciones de electricidad por condiciones de seguridad del importador

ARTÍCULO 2.11.1.4.1. PRECIO DE GENERACIÓN PARA EXPORTACIÓN QUE SUPLE GENERACIÓN DE SEGURIDAD DEL PAÍS IMPORTADOR. Para efectos de la liquidación de la generación asociada a las exportaciones de electricidad para suplir generación de seguridad del país importador, el precio a remunerar de los recursos de generación que participen, se calculará con el mayor precio de los recursos utilizados para este tipo de exportación, calculado este precio como la suma del Precio de Oferta y el precio de arranque-parada, cuando haya arranques, variabilizado con su generación real del día.

PARÁGRAFO. La energía atendida con los recursos de generación asociados a las exportaciones por condiciones de seguridad del importador no será considerada en la formación del precio de la Bolsa de Energía para la Demanda Total.

(Fuente: R CREG 149/09, art. 2)

ARTÍCULO 2.11.1.4.2. EXCEDENTES DE RECURSOS RESULTANTES DE EXPORTACIONES PARA ATENDER GENERACIÓN DE SEGURIDAD EN EL PAÍS IMPORTADOR. Cuando como resultado de exportaciones de energía eléctrica para atender generación de seguridad en el país importador haya una diferencia positiva horaria entre el precio marginal del mercado de corto plazo del mercado importador más la totalidad de los costos, distintos al Valor Energizado del Precio Unitario de Potencia, VEPUP, reconocidos regulatoriamente a los generadores en dicho mercado, y el precio de exportación, calculado según el inciso 2o del parágrafo 3o del artículo 28 de la Resolución CREG-004 de 2003, se aplicarán las siguientes reglas:

1. Cuando la diferencia constituya rentas de congestión estas se asignarán conforme a lo establecido en las normas vigentes.

2. Por el contrario cuando la diferencia se ocasione por causa diferente a la congestión en el enlace que dé lugar a las rentas de congestión de las que trata el numeral anterior, se asignará a los comercializadores a prorrata de su participación en la demanda comercial de energía para disminuir los costos por restricciones.

(Fuente: R CREG 149/09, art. 3)

Suspensión de las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo

ARTÍCULO 2.11.1.5.1. SUSPENSIÓN TOTAL O PARCIAL DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO, TIE. El CND suspenderá la ejecución de las TIE de acuerdo con la información que le suministre el ASIC en relación con los siguientes eventos:

a) Incumplimiento por parte de los agentes del mercado colombiano:

Por incumplimiento parcial en el depósito del pago anticipado por parte de los agentes del mercado mayorista colombiano para atender las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo, que no permita cumplir con el valor del pago anticipado estimado para la semana de operación;

b) Incumplimiento por parte del Mercado Importador:

i) Por el incumplimiento total en el depósito del pago anticipado requerido para atender las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo. El ASIC informará al CND, antes de las 13:00 horas de cada viernes, para que proceda a la interrupción del suministro;

ii) Por mora en el pago de las facturas por parte del administrador del mercado importador, hasta tanto se cumplan estas obligaciones. Para esos fines, se entenderá que el administrador del mercado importador incurre en mora a partir del día siguiente de la fecha de vencimiento de la factura.

"Parágrafo 1o. Las exportaciones no se suspenderán por incumplimiento parcial en el depósito del pago anticipado. No obstante, la cantidad de electricidad transferida por los enlaces internacionales se hará en proporción al valor depositado por el administrador del mercado importador.

"Parágrafo 2o. En caso de presentarse cualquiera de los anteriores eventos, el ASIC informará a la CREG de la ocurrencia del suceso y notificará por escrito al regulador y al Administrador del mercado del país involucrado, sobre las razones que dieron lugar a la suspensión o al menor suministro de electricidad, dentro de las veinticuatro (24) horas siguientes al momento en que tenga conocimiento de dichos eventos.

"Parágrafo 3o. En caso de incumplimiento en el depósito de los pagos anticipados para garantizar las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo, el agente moroso:

i) Reintegrará, el valor del pago anticipado que dejó de depositar, sin perjuicio de aplicar la regulación vigente sobre limitación de suministro. En todo caso, los valores semanales deberán incluir todos los valores faltantes de los pagos anticipados no realizados;

ii) Cancelará al ASIC, sin perjuicio de aplicar la regulación vigente sobre limitación de suministro, un valor equivalente en pesos, determinado de la siguiente manera:

Donde,

VIncj:	Valor a pagar por el agente incumplido j
PSLiqh:	Precio horario de bolsa que se obtiene sin considerar la importación TIE.
PbIi_e,h:	Precio horario de bolsa que se obtiene considerando la importación TIE sin limitaciones por falta de garantías.
VOBs+2,h.	Valor en pesos de las compras horarias de energía en Bolsa de cada agente estimado, utilizando la información de fronteras y contratos registrados por el mismo para la semana s+2 y el precio de bolsa liquidado para la semana s-1.
SVOBs+2,h	Sumatoria de los valores en pesos de las compras horarias de energía en Bolsa de todos los agentes estimados, utilizando la información de fronteras y contratos registrados por todos agentes para la semana s+2 y el precio de bolsa liquidado para la semana s-1.
MXTi,h,s+2:	Máxima transferencia horaria por el enlace i estimadas para la semana S+2, según las condiciones de operación establecidas por los operadores de los sistemas en relación con la máxima capacidad de los enlaces internacionales.
X:	Horas transcurridas hasta que el agente cumpla efectivamente con los pagos anticipados estimados por el ASIC, dentro de la semana de operación.

El valor a garantizar pagar por el agente incumplido corresponde a la sumatoria de los VIncj de todos los enlaces internacionales, y su cálculo se aplicará en casos de importación en mérito y para suplir generación de seguridad.

Si no hay suspensión de importaciones TIE, el agente pagará el 2550% del Valor a pagar VIncj.

En caso de suspensión de importaciones TIE, el agente pagará el 100% del valor a pagar VIncj.

Este Estos valores se destinarán para obtener un menor valor de restricciones a trasladar a los usuarios y será incluido en la siguiente factura emitida por el ASIC.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 32) (Fuente: R CREG 014/04, art. 13)

ARTÍCULO 2.11.1.5.2. RESPONSABILIDAD DE LOS AGENTES POR NO DEPOSITAR EL PAGO ANTICIPADO PARA TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO. El incumplimiento en el depósito del monto del pago anticipado asignado por el ASIC, para respaldar una transacción internacional de electricidad de Corto Plazo, dará lugar a la aplicación de la regulación vigente respecto del proceso de limitación de suministro a comercializadores, generadores y distribuidores morosos.

PARÁGRAFO. Cuando se originen deudas en el mercado por el no pago de uno o varios agentes con desviaciones negativas de OEF o demanda no cubierta de las TIE, estas serán asumidas por los demás agentes con desviaciones negativas de OEF o demanda no cubierta. El cierre de las cuentas solo podrá realizarse en el vencimiento del mes siguiente al de operación y no se reconocerán intereses sobre este dinero.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 33) (Fuente: R CREG 254/16, art. 2) (Fuente: R CREG 210/15, art. 3)

Solución de conflictos

ARTÍCULO 2.11.1.6.1. SOLUCIÓN DE CONFLICTOS. En los Acuerdos Comerciales y Operativos que suscriban el ASIC y el CND con los otros administradores y operadores de los mercados de los sistemas de los países miembros de la Comunidad Andina, o países con los que se tenga una integración de mercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución, se deberán incluir cláusulas compromisorias para la solución de conflictos en caso que existan diferencias entre las partes.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 34)

Planeación de la expansión, construcción y remuneración de enlaces internacionales

ARTÍCULO 2.11.1.7.1. CARACTERÍSTICAS DE LOS ENLACES INTERNACIONALES. Los enlaces internacionales, con los países con los cuales existe integración regulatoria de mercados en los términos de la presente regulación, podrán ser clasificados como activos de uso o de conexión. Los enlaces internacionales se clasificarán como activos de uso cuando hagan parte del plan de expansión de transmisión del STN y les aplicará la regulación vigente.

PARÁGRAFO 1o. Para lo anterior, se establece un plazo máximo de 15 días calendario a partir de la vigencia de la presente resolución, para que los representantes de los activos de conexión de los enlaces internacionales existentes, confirmen por escrito a la CREG, su aceptación para que los activos de conexión pasen a ser remunerados como activos de uso, aplicando la metodología de remuneración vigente para el STN; e informen quien será el representante de los mismos ante el LAC. Vencido este plazo si no se confirma su aceptación, estos activos seguirán siendo considerados activos de conexión, y serán remunerados con un cargo de conexión a ser establecido por la CREG, previa solicitud del representante de dichos activos.

En los casos de activos de enlaces internacionales de Nivel de Tensión 4 que se remuneran mediante cargos por uso se les aplicará la metodología vigente para activos de uso del STN, utilizando la valoración y composición de las unidades constructivas definidas para el nivel de tensión 4.

PARÁGRAFO 2o. Para los Enlaces Internacionales existentes o para nuevos Enlaces Internacionales, se podrá solicitar a la CREG la aplicación de este artículo, cuando se tenga una integración de mercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 35)

ARTÍCULO 2.11.1.7.2. LIBRE ACCESO A ENLACES INTERNACIONALES. El principio de libre acceso, aplicable a las red Nacional de Interconexión, es extensivo para los Enlaces Internacionales, en lo relacionado con los activos que se encuentren en territorio nacional.

El libre acceso a Enlaces Internacionales por parte de terceros, debe garantizarse cuando técnica y económicamente sea factible.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 36)

ARTÍCULO 2.11.1.7.3. PLANEACIÓN DE LA EXPANSIÓN. La Planeación de la expansión de los enlaces internacionales estará a cargo de la Unidad de Planeación Minero Energética, quien desarrollará esta labor conjuntamente con los organismos de planeación de los países miembros de la Comunidad Andina o países con los que se tenga una integración de mercados eléctricos en las condiciones de esta Resolución, teniendo en cuenta los siguientes principios generales:

i) Los Países Miembros garantizarán un acceso libre, oportuno y transparente a la información que los organismos y los agentes del mercado requieran para la planificación de construcción de enlaces internacionales, incluyendo datos cerca de los recursos, oferta y demanda;

ii) En los procesos de planificación de la expansión de los sistemas nacionales de transmisión y los enlaces internacionales, cada País Miembro tomará en cuenta la información de los demás Países, buscando coordinar la planificación con una visión de integración regional;

iii) Los Países Miembros coordinarán los procesos dirigidos a la construcción de enlaces. En caso de que dichos enlaces sean considerados como activos de uso común, la coordinación será efectuada por los organismos encargados de la licitación para su realización.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 37)

ARTÍCULO 2.11.1.7.4. COORDINACIÓN DE LA CONSTRUCCIÓN. cuando se determine una expansión en los enlaces internacionales como parte del plan de expansión, la UPME coordinará de manera conjunta con los organismos de planeación de los otros países de la comunidad andina o países con los que se tenga una integración regulatoria de mercados eléctricos en las condiciones de esta resolución, los procesos de adjudicación y construcción de la línea y sus equipos asociados, de manera que se construya y opere a mínimo costo.

Cuando la expansión de un enlace internacional no haga parte del Plan de Expansión, la UPME estudiará la solicitud para autorizar su conexión, aplicando el procedimiento vigente para activos de conexión.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 38)

ARTÍCULO 2.11.1.7.5. AGENTES AUTORIZADOS PARA LA CONSTRUCCIÓN. Las empresas que construyan y operen Enlaces Internacionales a niveles de tensión iguales o superiores a 220 kV, deberán tener como objeto exclusivo la actividad de Transmisión Nacional, en lo relacionado con el sector eléctrico.

Así mismo, las empresas que construyan y operen Enlaces Internacionales a Niveles de Tensión 4, deberán tener dentro de su objeto social la actividad de Transmisión Nacional o Regional.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 39)

ARTÍCULO 2.11.1.7.6. REMUNERACIÓN. Los enlaces internacionales clasificados como activos de uso se remunerarán de conformidad con la reglamentación vigente de Cargos por Uso del STN.

Para la remuneración de los enlaces internacionales clasificadas como activos de conexión, la CREG establecerá la metodología de remuneración y aprobará los cargos de conexión correspondientes a la utilización del tramo de la línea en territorio colombiano.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 40) (Fuente: R CREG 014/04, art. 14)

Disposiciones finales

ARTÍCULO 2.11.1.8.1. CARGOS POR USO DEL STN. Para efectos de la aplicación del artículo 4o. de la Resolución CREG 103 de 2000, la variable DTCm,t debe ser adicionada con el valor de la Demanda Internacional resultado de las TIE, sin incluir pérdidas, para el mes en que existan transacciones internacionales de electricidad de corto plazo -TIE-.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 41)

ARTÍCULO 2.11.1.8.2. TOLERANCIA. Las aplicaciones usadas para el cálculo del Despacho ideal y el Despacho programado deben usar algoritmos de optimización con una tolerancia de 1E-4 para el valor de la función objetivo, es decir, cuando de una iteración a la siguiente, el valor de la función objetivo no tenga una mejoría superior a 1E-4, se habrá alcanzado convergencia.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 46)

ARTÍCULO 2.11.1.8.3. DIVULGACIÓN. La CREG informará de la presente Resolución a la Comunidad Andina y a los organismos normativos y reguladores de los países de Venezuela, Ecuador, Perú y Bolivia.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 47)

ARTÍCULO 2.11.1.8.4. PROGRAMACIÓN DE TRANSACCIONES DE ELECTRICIDAD CON PAÍSES CON LOS CUALES NO SE TENGA UNA INTEGRACIÓN DE MERCADOS REGULATORIAMENTE. Para aquellos países con los cuales no se tengan las condiciones de integración regulatoria mínimas, para garantizar la operación de un Mercado de Corto Plazo coordinado, el CND una vez finalizado el proceso de despacho económico coordinado a que hace referencia el artículo 7o de esta Resolución, procederá a la programación en el despacho programado de las solicitudes de suministro de los operadores del país importador, la cual deberá finalizar a más tardar a las 15:05 horas.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 49) (Fuente: R CREG 155/08, art. 1)

ARTÍCULO 2.11.1.8.5. PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD. Una vez finalizado el proceso de programación de transacciones de electricidad con los países con los cuales no se tenga una integración de mercado regulatoriamente, el CND programará las pruebas de disponibilidad de que trata la Resolución CREG-17 de 2002, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan, proceso que deberá finalizar a más tardar a las 15:05 horas.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 50) (Fuente: R CREG 014/04, art. 20)

ARTÍCULO 2.11.1.8.6. LIQUIDACIÓN DE TRANSACCIONES DE ELECTRICIDAD CON PAÍSES CON LOS CUALES NO SE TENGA UNA INTEGRACIÓN DE MERCADO REGULATORIAMENTE. Para aquellos países con los cuales no se tengan las condiciones de integración regulatoria mínimas, el ASIC aplicará el siguiente procedimiento:

i) Una vez el ASIC finalice el proceso de despacho ideal conforme a lo previsto en la presente Resolución, procederá a programar la demanda no doméstica y a calcular el precio de bolsa para demanda no doméstica, el cual corresponde al Precio de oferta más alto en la hora respectiva, en la Bolsa de Energía, correspondiente a los recursos de generación que no presenten inflexibilidad, requeridos para cubrir la demanda total en el Despacho Ideal, considerando la demanda no doméstica;

ii) Con el precio de bolsa para demanda no doméstica el ASIC aplicará las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 112 de 1998, o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan para liquidar exclusivamente aquellas transacciones con países con los que no se tenga un mercado integrado regulatoriamente, en los términos de la presente resolución;

iii)Los costos horarios de reconciliación positiva de una generación de seguridad fuera de mérito, asociada con restricciones originadas en exportaciones de energía de los países con los cuales no se tiene una integración de mercados regulatoriamente, serán asignados a los Comercializadores que se encuentren exportando. Si hay más de un agente exportador que haga uso de la Interc onexión Internacional, se asignarán a prorrata de la demanda comercial internacional horaria programada por cada uno de ellos;

iv) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de una Generación de Seguridad, originada en Restricciones cuya eliminación o reducción esté asociada con una Importación de energía de los países con los cuales no se tiene una integración de mercados regulatoriamente, se asignarán al generador que está importando. Si hay más de un agente importador que haga uso de la Interconexión Internacional, se asignarán a prorrata de la importación programada por cada uno de ellos.

(Fuente: R CREG 004/03, art. 51) (Fuente: R CREG 014/04, art. 21)

ARTÍCULO 2.11.1.8.7. AUDITORÍAS PARA TIE. Se deberán realizar auditorías al Administrador del SIC y al Centro Nacional de Despacho, CND, o quien haga sus veces para evaluar la aplicación de la regulación aplicable a las Transacciones Internacionales de Corto Plazo, TIE. Dichas auditorías serán realizadas por lo menos una vez al año, por una firma de auditoría reconocida, seleccionada por el ASIC y el CND en forma competitiva, la cual deberá tener como mínimo el siguiente alcance:

- Aplicación correcta de la regulación vigente

- Auditar los procesos de administración, liquidación y facturación de TIE para el caso del ASIC.

- Auditar los procesos de Despacho Económico Coordinado, operación de los enlaces y determinación de parámetros técnicos para el caso del CND.

- Auditar el manejo de los recursos de los agentes.

- Auditar el cálculo de las garantías

- Auditar el cumplimiento de los acuerdos comerciales y operativos

- Auditar la veracidad o exactitud de la información o registros, comerciales y operativos.

- Probar y verificar la precisión de los cambios en el software del SIC y el CND.

- Auditar aquellos aspectos específicos del SIC y el CND solicitados por la CREG.

PARÁGRAFO 1o. El costo de las auditorías de que trata el presente Artículo serán parte de los ingresos regulados por concepto de los servicios prestados por el CND y el ASIC. Cualquier auditoría adicional, que se requiera, deberá ser pagada por quien la solicite.

PARÁGRAFO 2o. La firma de auditoría dispondrá de treinta (30) días calendario para validar el informe preliminar con el Administrador del SIC y el CND y de diez (10) días calendario, adicionales, para emitir el informe final.

Los informes de auditoría deberán incluir el detalle de las pruebas realizadas y las recomendaciones del auditor. Copia de este informe deberá ser enviada a la CREG y publicada para conocimiento de los agentes, terceros interesados, operadores y administradores de los sistemas integrados regulatoriamente.

PARÁGRAFO 3o. Todos los agentes que participen en el mercado mayorista, así como el Administrador del SIC y el Centro Nacional de Despacho deberán suministrar la información o permitir el acceso a ella, incluyendo, procesos, personal y sistemas de computación que sean necesarios para que el Auditor pueda cumplir con sus funciones.

(Fuente: R CREG 014/04, art. 23)

Contenido mínimo de los acuerdos operativos (Anexo 1)

ARTÍCULO 2.11.1.9.1. Contenido mínimo de los acuerdos operativos (Anexo 1). Los Acuerdos Operativos serán los instrumentos a través de los cuales los Operadores de los sistemas de electricidad de la Región Andina, o de aquellos países que tengan un Mercado Integrado de Electricidad con Colombia, en los términos descritos en esta Resolución, establecerán las obligaciones y responsabilidades en la operación técnica de sus sistemas en relación con los enlaces internacionales entre los países.

A continuación se plantea el contenido mínimo de los Acuerdos Operativos, cuyos criterios deberán ser aprobados por los entes Reguladores en cada país.

1. Introducción.

- Descripción de las partes suscriptoras del Acuerdo.

- Base legal para la suscripción del Acuerdo.

2. Objetivo General del Acuerdo.

3. Definiciones.

Se desarrollará un glosario de términos que serán comunes para las partes.

4. Criterios de las partes en la Planificación de la Operación, Mantenimiento y Administración del Sistema Eléctrico dentro de cada país.

- Criterios de planificación operativa de cada país.

- Determinación de la capacidad de cada sistema para importar y exportar electricidad.

- Detalles de las prácticas operacionales de cada sistema que impactarán en los sistemas vecinos, incluyendo administración de la congestión, desconexión de carga por emergencia, desconexión de carga por baja frecuencia, etc.

5. Mantenimiento y Operación.

- Responsables de la operación y mantenimiento de sus respectivas instalaciones, incluyendo el derecho de vía, reparaciones, reemplazos y otras modificaciones.

- Solicitud de cambios en las instalaciones del otro país, bajo acuerdo entre las partes.

- Procedimiento para la coordinación del programa de mantenimientos.

- Coordinación de protecciones.

6. Reglas Operativas.

- Diagrama de la interconexión donde se indique el punto de interconexión y la descripción incluyendo la propiedad y la identificación de equipos y maniobras mediante nomenclatura específica.

- Determinación de la estructura jerárquica entre organismos operadores para la operación en tiempo real.

- Determinación del límite de la capacidad de la interconexión, incluyendo el procedimiento para determinar la capacidad disponible, en tiempo real.

- Indicar los procedimientos para la apertura de la interconexión y las condiciones que la justifiquen.

- Indicar los requisitos de operación del sistema en condiciones: normal, alerta, emergencia y recuperación (condiciones que requieren salidas o desconexiones o reducción de la capacidad disponible de transmisión).

- Indicar la coordinación para identificar las causas que llevaron a una desconexión.

- Establecer los procedimientos para el restablecimiento del sistema de potencia.

- Indicar la reserva operativa.

- Indicar el control de las variaciones (corrección del error de control de área, control de frecuencia de la importación, acciones o esquemas correctivos y protección del sistema)

- Indicar el control de voltaje y transferencia de reactivos en la interconexión.

- Indicar el proceso de la planificación del mantenimiento y salidas de servicio.

- Indicar el procedimiento para seccionamiento de carga en caso de emergencia.

- Establecer los requerimientos de sistemas de comunicación para operación en tiempo real y normas para intercambio de información.

7. Previsiones para Cambios del Sistema.

- Configuración del sistema tanto interno como para nuevas interconexiones.

- Procedimientos o reglas de operación.

- Protección y control.

8. Derecho de Acceso a los Enlaces Internacionales de Electricidad.

9. Sistemas de Medición.

10 Procedimiento para Resolución de Controversias.

11. Responsabilidades e Indemnizaciones.

12. Seguros.

- Determinar los mínimos requerimientos de seguros (laborales, responsabilidad general).

13. Fuerza Mayor.

- Establecer las definiciones, notificaciones y precauciones.

14. Causas para Terminación del Acuerdo.

15. Confidencialidad.

(Fuente: R CREG 004/03, ANEXO 1)

Propuesta de contenido mínimo de los acuerdos comerciales (Anexo 2)

ARTÍCULO 2.11.1.10.1. Propuesta de contenido mínimo de los acuerdos comerciales (Anexo 2). Los Acuerdos Comerciales serán los instrumentos a través de los cuales los Administradores de los Mercados de electricidad de la Comunidad Andina, o de aquellos países que tengan un Mercado Integrado de Electricidad con Colombia, en los términos descritos en esta Resolución, establecerán las obligaciones y responsabilidades en la operación comercial de sus sistemas en relación con los enlaces internacionales entre los países.

A continuación se propone el contenido mínimo de los Acuerdos Comerciales, cuyos criterios deberán ser aprobados por los Entes Reguladores en cada país.

1. Introducción.

- Descripción de las partes suscriptoras del Acuerdo.

- Base legal para la suscripción del Acuerdo.

2. Objetivo General del Acuerdo.

3. Definiciones.

Se desarrollará un glosario de términos que serán comunes para las partes.

4. Sistema de Medición Comercial

- Responsabilidad por la lectura y reporte de la medida.

- Puntos de medición.

- Normas técnicas a ser aplicadas.

- Derecho a inspeccionar y probar los medidores (contrastación y calibración) y auditar los datos de medición dentro de los límites especificados.

- Reemplazo o calibración de medidores si las pruebas demuestran desvíos de las normas técnicas establecidas para la precisión de la medida.

- Responsabilidad por los errores de medición.

5. Criterios de las partes en la Administración, Liquidación y Gestión Financiera de las Transacciones en el Mercado Eléctrico dentro de cada país.

- Criterios de Administración de los Mercados de cada país.

- Determinación de los precios y cantidades para la liquidación de las transacciones para importar y exportar electricidad.

- Detalles de las prácticas comerciales y financieras de cada mercado que impactarán en los sistemas vecinos

6. Reglas Comerciales.

- Procedimientos de registro.

- Garantías de pago.

- Procedimientos de liquidación y facturación.

- Moneda de pago y tasa de cambio de liquidación a utilizar.

- Discriminación de los cargos aplicables.

- Requerimientos de sistemas de comunicación.

- Normas para intercambio de información.

- Procedimientos de cobro.

- Remesa de divisas (Transferencias de dinero).

- Plazos de pago.

- Procedimiento de suspensión de las TIE por falta de pago.

- Tasa de interés por mora aplicable a las TIE.

- Reliquidación y refacturación.

- Glosas y recursos de reposición a la facturación.

- Procedimientos de auditoría.

7. Previsiones para cambios en reglas comerciales.

Procedimientos para el cambio e implementación de nuevas reglas comerciales, de acuerdo con la regulación vigente.

8. Información y Registros.

- Obligaciones para mantener registros de información exactos dentro de un número determinado de años.

- Tiempos máximos para intercambiar información.

- Responsabilidad de la información suministrada de buena fe.

- Reporte de las lecturas del medidor registrador.

- Responsabilidad del reporte.

- Tiempos de reporte de las lecturas del medidor registrador.

- Almacenamiento de la información.

9. Procedimiento para Resolución de Controversias.

10. Responsabilidades e Indemnizaciones.

11. Seguros.

12. Causas para Terminación del Acuerdo.

13. Confidencialidad.

(Fuente: R CREG 004/03, ANEXO 2)

Determinación de costo medio de restricciones (Anexo 3)

ARTÍCULO 2.11.1.11.1. Determinación de costo medio de restricciones (Anexo 3). Costo_Medio_Restricciones_e: Costo de la energía generada por restricciones del Sistema Interconectado Nacional, sin considerar las exportaciones a través de los enlaces internacionales, para cada período horario.

El Centro Nacional de Despacho -CND, determinará dichos costos de conformidad con el siguiente procedimiento:

1. Calculará un Despacho Ideal para la Demanda Total Doméstica estimada, y a partir de este Despacho se calculará el Precio_Bolsa_e.

2. Calculará un Despacho Programado considerando la Demanda Total Doméstica.

Para cada recurso j y para cada período k, se determina:

Si (Qprog_j - Qideal_j) > 0 entonces Preferencia__j = Máx (PRR _j, Precio_Bolsa_e)

Si (Qprog _j - Qideal _j) < 0 entonces Preferencia__j = (Precio_Bolsa_e +(Pof_j)/2

donde:

PRR_j: Promedio ponderado horario del precio de reconciliación positiva, informado por el ASIC al CND. Para cada planta o unidad de generación hidráulica y de generación variable, se tomará el periodo correspondiente a la última semana de liquidación para cada recurso, en la que se hayan aplicado dichos valores. Para cada generador térmico se tomarán las variables CSC, CTC, COM y OCV de la última semana de liquidación. Para la variable CAP, aplicada a la máxima disponibilidad declarada para el despacho programado, cuyo valor se distribuirá entre la generación de seguridad resultante del despacho programado. El PRRj a aplicar deberá ser el menor valor entre el calculado con este procedimiento y el Precio de Oferta para el recurso j.

Preferencia__j:	Precio de referencia para el recurso j en el período k
Precio_Bolsa_e:	Precio marginal del Despacho Ideal, calculado en el paso 1.

El Costo_Medio_Restricciones_e para el período k corresponderá a:

Donde:

K:	Período del Despacho Programado
CostoRestricDomésticas_k:	Costo de las Restricciones para el período k, para la demanda total doméstica, que incluye el valor mensual en pesos de remuneración de los activos que conforman la variante de línea entre la Subestación Guatapé y la Línea San Carlos-Ancón Sur del Sistema de Transmisión Nacional.
Qprogj:	Generación del recurso j en el período k del Despacho Programado.
Qidealj:	Generación del recurso j en el período k del Despacho Ideal.
Preferenciaj:	Precio de referencia del recurso j en el período k, calculado en el paso 2.
DemandaTotalDoméstica_k:	Demanda total doméstica pronosticada en el período k.
Parj:	Precios de arranque-parada del recurso j
t:	1, …, 24"

(Fuente: R CREG 004/03, ANEXO 3) (Fuente: R CREG 145/19, art. 1) (Fuente: R CREG 060/19, art. 40) (Fuente: R CREG 076/09, art. 10) (Fuente: R CREG 051/09, art. 19) (Fuente: R CREG 014/04, ANEXO NUMERO 3)

CAPÍTULO 12

Determinación de costo de restricciones de enlaces (Anexo 4)

ARTÍCULO 2.11.1.12.1. Determinación de costo de restricciones de enlaces (Anexo 4). Costo_Restricciones_del_Enlace_e,QX,i: Costo de la energía generada por restricciones del SIN, asociada con la exportación a través del Enlace Internacional i, para la oferta horaria de exportación QX, iniciando con un valor QX igual a la capacidad remanente del generador marginal, incrementando valores de QX hasta que cubra la capacidad máxima de exportación del enlace internacional i.

El Costo de Restricciones del Enlace se calculará para los valores Qmedio y Qmax con base en lo descrito en el literal A de este Anexo y se utilizará una metodología de linealización para obtener el Costo de Restricciones del Enlace asociados con los otros incrementos QX. Para los QX entre el inicial y el que contiene el Qmedio se utilizará lo descrito en el literal B y para los QX restantes lo establecido en el literal C de este Anexo.

El Costo de Restricciones del Enlace asociado con el último incremento QX debe ser igual al Costo de Restricciones del Enlace calculado para el incremento que contiene el Qmax.

A. El Costo de Restricciones del Enlace se determinará para cada período horario y para la cantidad Qmax, igual a la capacidad máxima de exportación del enlace internacional i, y para una cantidad Qmedio, igual a la mitad de la capacidad máxima de exportación del enlace i en el periodo k, de conformidad con el siguiente procedimiento:

1. Se realiza un Despacho Programado considerando la Demanda Total Doméstica.

2. Para las cantidades Qmax y Qmedio, se calcula un Despacho Ideal.

3. Para las cantidades Qmax y Qmedio, se calcula un despacho programado.

4. <Numeral modificado por el artículo 1 de la Resolución 186 de 2009. El texto es el siguiente:> Para cada recurso j, período k y para las cantidades Qmax y Qmedio, a exportar por cada enlace i, se determina:

i. Si (Qprog_{_j_i_QX} - Qideal_{_j_i_QX}) > 0

Entonces, Preferencia_{_j_i_QX} = Máx(PRRj, Precio_Bolsa_{_TIE_QX})

ii. Si (Qprog_{_j_i_QX} - Qideal_{_j_i_QX}) < 0

Donde:

QX: Corresponde a las cantidades Qmax y Qmedio.

Preferencia_j_i_QX:	Precio de referencia para el recurso j para una cantidad de exportación QX por el enlace i.
Precio_Bolsa_TIE_QX:	Precio marginal del Despacho Ideal para una cantidad de exportación QX en el despacho económico coordinado.
Qprog_j_i_QX:	Generación del recurso j del Despacho Programado para una exportación QX por el enlace i en el período k.
Qideal_j_i_QX:	Generación del recurso j del Despacho Ideal para una exportación QX por el enlace i en el período k.
Parj:	Precios de arranque-parada del recurso j
t:	1, …, 24

B. El Costo de Restricciones del Enlace i se determinará para cada período k y para las cantidades que se encuentran entre el QX del primer incremento hasta el QX que contiene la cantidad Qmedio, de conformidad con la siguiente fórmula:

Donde:

CRAE_e_QXs_i_k:	Costo de Restricciones del Enlace i, para el periodo k y para la cantidad QXs
CRAE_e_Qmedio_i_k:	Costo de Restricciones del Enlace i, para el periodo k y para la cantidad Qmedio
R:	Número del incremento QX (número entero desde 1 hasta el número del incremento QX que contiene la cantidad Qmedio).
S:	Número del incremento QX para el que se calcula el CRAE

C. El Costo de Restricciones del Enlace se determinará para cada período horario y para las cantidades QX que se encuentran a partir del incremento QX posterior al que contiene el Qmedio y hasta la cantidad Qmax, de conformidad con la siguiente fórmula:

Donde:

CRAE_e_QXs_i_k:	Costo de Restricciones del Enlace i, para el periodo k y para la cantidad QXs
CRAE_e_Qmedio_i_k:	Costo de Restricciones del Enlace i, para el periodo k y para la cantidad Qmedio.
CRAE_e_Qmax_i_k:	Costo de Restricciones del Enlace i, para el periodo k y para la cantidad Qmax
r:	Número del incremento QX (número entero desde 1 hasta el número del incremento QX que contiene el Qmax)
s:	Número del incremento QX para el que se calcula el CRAE.

(Fuente: R CREG 004/03, ANEXO 4) (Fuente: R CREG 145/19, art. 1) (Fuente: R CREG 060/19, art. 40) (Fuente: R CREG 186/09, art. 1) (Fuente: R CREG 160/09, art. 9) (Fuente: R CREG 051/09, art. 20) (Fuente: R CREG 032/08, art. 1) (Fuente: R CREG 014/04, ANEXO NUMERO 4)

CAPÍTULO 13

Cálculo correspondiente a la responsabilidad por AGC (Anexo 5)

ARTÍCULO 2.11.1.13.1. Cálculo correspondiente a la responsabilidad por AGC (Anexo 5).

Cálculo correspondiente a la responsabilidad por AGC:

donde:

j:	Generador despachado en el Despacho Programado
n:	Número total de generadores despachados para prestar el servicio de regulación secundaria de frecuencia.
m:	Número total de generadores despachados en el Despacho Programado
k:	Período horario del Despacho Programado
t:	1, …, 24
AGC:	Costo unitario del servicio de AGC
HO:	Holgura asignada al generador j
Qj:	Generación programada para el recurso j en el Despacho Programado
Pof_j:	Precio de Oferta del recurso j en la hora k
Par_j:	Precio de arranque-parada de la planta j

(Fuente: R CREG 004/03, ANEXO 5) (Fuente: R CREG 051/09, art. 21) (Fuente: R CREG 014/04, ANEXO NUMERO 5)

CAPÍTULO 14

Cálculo del umbral de activación de la TIE (Anexo 6)

ARTÍCULO 2.11.1.14.1. Cálculo del umbral de activación de la TIE (Anexo 6). El criterio de selección mensual del umbral que se utilizará para la activación de la TIE, conforme lo establecido en los artículos 7o y 10 de esta Resolución, será el de minimización de costo estimado de los errores de inclusión y exclusión de las TIE. Para determinar el umbral, el ASIC deberá realizar el siguiente procedimiento:

1. Frecuencia y costo estimado de los errores de inclusión y exclusión

El primer paso para la determinación del umbral consiste en calcular el costo estimado de los errores de inclusión y exclusión resultado de los precios de oferta en nodo de frontera para exportación del último segmento activado y precios máximos de importación observados con la información disponible para la fecha de cálculo de seis (6) meses atrás y diferentes valores del umbral.

El umbral calculado en el mes m será el aplicable en el mes m+1, y corresponderá al calculado por el ASIC con la mejor información disponible de los últimos seis (6) meses calendario, contados a partir del mes m-1 hasta el m-6. Este valor deberá ser calculado a más tardar el día 15 de cada mes, e informado al administrador del mercado ecuatoriano el día 18 de cada mes.

El costo estimado del error de inclusión se calculará a partir de la siguiente ecuación, utilizando valores de umbral k que van desde 2% hasta 8% con incrementos discretos de 0.5%:

Donde:

	Costo estimado del error de inclusión en el mes m utilizando un umbral k.
	Precio de oferta en cada nodo frontera para Exportación del enlace internacional i, en último segmento QXE activado, del otro país para la hora h.
	Costo equivalente en energía del mes t.
	Cargos adicionales establecidos en la regulación vigente asignados a la generación de Colombia, versión TXF.
	Precio máximo de importación colombiano para la hora h versión TXF.
	Relación de activación de la TIE que se realiza conforme a lo dispuesto en los artículos 7o y 10 de la Resolución CREG 004 de 2003.
	Umbral k de activación de la TIE.
	Relación de activación de la TIE que se realiza conforme a lo dispuesto en los artículos 7o y 10 de la Resolución CREG 004 de 2003, pero utilizando para el cálculo del precio máximo de importación, el PONE, y el precio de bolsa de la versión TXF.
	Función indicadora que toma un valor de 1 si se observa un error de inclusión. Este error aparece cuando se activa la TIE ex ante, es decir, es mayor al umbral k, pero al calcular la relación de activación de la TIE ex post se encuentra que es menor que 0.

El costo estimado del error de exclusión se calculará a partir de la siguiente ecuación, utilizando valores de umbral k que van desde 2% hasta 8% con incrementos discretos de 0.5%:

Donde:

	Costo estimado del error de exclusión en el mes m utilizando el umbral k.
	Precio de oferta en cada nodo frontera para exportación del enlace internacional i, en el último segmento QXE, no activado del otro país para la hora h, en donde se identifique un error de exclusión.
	Costo equivalente en energía del mes t.
	Cargos adicionales establecidos en la regulación vigente asignados a la generación de Colombia, versión TXF.
	Precio máximo de importación colombiano para la hora h, versión TXF.
	Relación de activación de la TIE que se realiza conforme a lo dispuesto en los artículos 7o y 10 de la Resolución CREG 004 de 2003.
	Umbral k de activación de la TIE.
	Relación de activación de la TIE que se realiza conforme a lo dispuesto en los artículos 7o y 10 de la Resolución CREG 004 de 2003, pero utilizando para el cálculo del precio máximo de importación, el PONE, el precio de bolsa de la versión TXF.
	Función indicadora que toma un valor de 1 si se observa un error de exclusión. Este error aparece cuando no se activa la TIE ex ante, es decir, es menor al umbral k, pero al calcular la relación de activación de la TIE ex post se encuentra que es mayor que 0.

2. Costo total de los errores de inclusión y exclusión, determinación del rango de tolerancia y definición del umbral óptimo para aplicar en el mes m. Una vez se tenga el costo estimado de cada error para cada valor de umbral k se procede a obtener el costo total estimado, definir un rango de tolerancia e identificar el umbral óptimo a utilizar en el mes m.

Para cada valor del umbral k, se suma el costo estimado del error de inclusión más el costo estimado del error de exclusión y se identifica el valor del costo mínimo, así como el o los valores de los umbrales con los que se obtiene el menor costo total estimado.

Donde:

	Valor del umbral(es) en los que se observa el mínimo costo total estimado de los errores.
	Función de costo total estimado de los errores que es igual a , para el valor de umbral k
	Costo estimado del error de inclusión en el mes m utilizando un umbral k.
	Costo estimado del error de exclusión en el mes m utilizando el umbral k.

Una vez determinado este valor mínimo se define un rango de tolerancia de la siguiente forma:

Donde:

	Rango de costos de tolerancia del mes m.
	Valor mínimo de la función de costo total estimado de los errores en el mes m

Con el rango de tolerancia se identifica el menor umbral sobre la función de costo total estimado que pertenece al rango entre 2% y 8% y será el que se calcule para el mes m y será aplicable para el mes m+1.

(Fuente: R CREG 004/03, ANEXO 6) (Fuente: R CREG 063/18, art. 2) (Fuente: R CREG 049/18, art. 6)

CAPÍTULO 15

Identificación de las generaciones de seguridad debidas a la exportación de energía por los enlaces internacionales (Anexo 6)

ARTÍCULO 2.11.1.15.1. Identificación de las generaciones de seguridad debidas a la exportación de energía por los enlaces internacionales (Anexo 6). A. Para la identificación de las generaciones de seguridad debidas a las exportaciones TIE por todos los enlaces internacionales, el CND seguirá el siguiente procedimiento:

1. Realizará un Predespacho Ideal considerando el pronóstico de la Demanda Total Doméstica, e incluyendo las disponibilidades y precios resultantes en el Redespacho.

2. Calculará un Despacho Programado considerando el pronóstico de la Demanda Total Doméstica, e incorporando las modificaciones realizadas en el Redespacho.

3. Determinará la diferencia entre los dos anteriores programas de despacho, para cada período horario k y recurso j así:

Diferencia_Doméstica_j,k = Qprog_j,k - Qpreideal_j,k

Donde:

Qprog_j,k:	Programa de generación del recurso j, para el período k, en el despacho programado, calculado en el punto 2
Qpreideal_j,k:	Programa de generación del recurso j, para el período k, en el Predespacho Ideal, calculado en el punto 1.

4. Calculará un Predespacho Ideal para la Demanda Total, programada en el redespacho, considerando las disponibilidades y precios resultantes del Redespacho.

5. Determinará, con base en el Redespacho programado, para la demanda Total, realizado en el día de operación, para cada recurso j y periodo horario k, la siguiente diferencia:

Diferencia_DdaTotal _j,k = Qredespacho_j,k - Qpreideal_exp_j,k

Donde:

Qredespacho_j,k:	Programa de generación del recurso j, para el período k, en el Redespacho programado en el día de operación.
Qpreideal_exp_j,k:	Programa de generación del recurso j, para el período k, en el Predespacho Ideal teniendo en cuenta la Demanda Total Doméstica y la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado, calculado en el punto 4.

Las generaciones de seguridad asignables a las exportaciones TIE, para cada recurso j y para cada período k, corresponderán a los valores positivos, de la diferencia entre las generaciones de seguridad determinadas mediante los procedimientos establecidos en los numerales 3 y 5, así:

[A] Gen_seguridad_exp_totalj,k = Diferencia_DdaTotal _j,k - Diferencia_Doméstica _j,k

Donde:

Gen_seguridad_exp_totalj,k:

Generación de seguridad del recurso j, asignable a la exportación TIE en el período k.

B. Para la identificación de las generaciones de seguridad debidas a la exportación TIE por cada enlace internacionales, el CND seguirá el siguiente procedimiento para cada enlace internacional:

6. Calculará un Predespacho Ideal para la Demanda Total Doméstica estimada, más la exportación TIE programada en el redespacho por el enlace i, considerando las disponibilidades y precios resultantes del Redespacho y una exportación de cero (0) MWh por los demás enlaces internacionales.

7. Calculará un Despacho Programado para la Demanda Total Doméstica estimada más la exportación programada en el redespacho por el enlace i, considerando las disponibilidades y precios resultantes del Redespacho y una exportación de cero (0) MWh por los demás enlaces internacionales.

8. Determinará la diferencia entre los dos anteriores programas de despacho, para cada enlace i, período horario k y recurso j, así:

Diferencia_DdaTotal _j,k,i = Qredespacho_j,k,i - Qpreideal_exp_j,k,i

Donde:

Qredespacho_j,k,i:	Programa de generación del recurso j, para el enlace i y período k, en el Despacho Programado calculado en el punto 7 en el día de operación.
Qpreideal_exp_j,k,i:	Programa de generación del recurso j, para el enlace i y período k, en el Predespacho Ideal teniendo en cuenta la Demanda Total Doméstica y la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado, calculado en el punto 6.

Las generaciones de seguridad asignables a las exportaciones TIE por cada enlace internacional i, para cada recurso j y para cada período k, corresponderán a los valores positivos, de la diferencia entre las generaciones de seguridad determinadas mediante los procedimientos establecidos en los numerales 5 y 8, así:

[B) Gen_seguridad_exp_totalj,k,i = Diferencia_DdaTotal _j,k,i - Diferencia_Doméstica _j,k,

Donde:

Gen_seguridad_exp_totalj,k,i: Generación de seguridad del recurso j, asignable a la exportación TIE en el período k, por el enlace i.

C. Las generaciones de seguridad determinadas mediante el procedimiento establecido en el numeral 5 [A], que no sean asignables a un enlace particular conforme a lo dispuesto en el numeral 8 [B], se asignarán a los enlaces de acuerdo con la siguiente proporción:

Donde:

Gen_seguridad_exp_totalj,k,i:	Generación de seguridad del recurso j, asignable a la exportación TIE en el período k, por el enlace i.
n:	total de enlaces internacionales

(Fuente: R CREG 014/04, ANEXO 6)

Regulación aplicable a las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo - TIE - entre Colombia y Ecuador, de conformidad con el régimen transitorio adoptado por la Decisión CAN 720

ARTÍCULO 2.11.2.1. REGULACIÓN APLICABLE A LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DURANTE LA VIGENCIA DEL RÉGIMEN TRANSITORIO. Las transacciones internacionales de electricidad que se realicen entre Colombia y Ecuador durante la vigencia del Régimen Transitorio Aplicable a las Transacciones Internacionales de Electricidad entre Colombia y Ecuador adoptado mediante la Decisión CAN 720 de 2009 se regirán por las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 004 de 2003 y demás resoluciones que la modificaron, aclararon o adicionaron; por las demás resoluciones que sean aplicables y por las disposiciones que se adoptan en los artículos siguientes.

(Fuente: R CREG 160/09, art. 1)

ARTÍCULO 2.11.2.2. LIQUIDACIÓN DE LAS TRANSACCIONES DE LOS GENERADORES CONSIDERADOS PARA LAS TIE. La liquidación de las transacciones de los generadores que son considerados para atender la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado se llevará a cabo de la siguiente forma:

1. Con base en la programación SIC (despacho ideal), se determina el despacho ideal de cada generador (sumatoria de sus unidades) para atender demanda internacional de despacho económico coordinado.

2. La cantidad exportada en las transacciones internacionales de energía de corto plazo-TIE- para atender la demanda internacional de despacho económico coordinado, será liquidada al Precio de Bolsa TIE en la hora respectiva.

PARÁGRAFO. La liquidación de la generación asociada a las exportaciones de electricidad para suplir generación de seguridad en el país importador se realizará conforme a lo establecido en el artículo 28 de la Resolución CREG 004 de 2003 y en la Resolución CREG 149 de 2009, y las que las modifiquen, aclaren o adicionen.

(Fuente: R CREG 160/09, art. 6)

ARTÍCULO 2.11.2.3. EXPORTACIONES EN CONDICIONES DE RACIONAMIENTO INTERNO. De conformidad con lo establecido en el artículo 13 del Régimen Transitorio Aplicable a las Transacciones Internacionales de Electricidad entre Colombia y Ecuador, adoptado mediante la Decisión CAN 720, no será obligatorio realizar exportaciones de electricidad cuando se presenten condiciones de racionamiento interno. En este caso las exportaciones se realizarán de conformidad con lo establecido en la normatividad vigente.

(Fuente: R CREG 160/09, art. 13)

Regulación aplicable a los intercambios internacionales de energía y confiabilidad entre Colombia y Panamá, la cual hace parte del Reglamento de Operación

Objetivo, reglas y definiciones generales

ARTÍCULO 2.12.1.1. OBJETO. La presente resolución tiene por objeto establecer el marco regulatorio aplicable a los Intercambios Internacionales de Energía y Confiabilidad entre Colombia y Panamá, en cuanto a sus aspectos operativos y comerciales, como resultado de la armonización regulatoria realizada entre los dos países y define los aspectos necesarios para facilitar la coordinación de los Intercambios Internacionales de Energía entre Colombia y Panamá con el MER.

Así mismo esta resolución define los criterios de aplicación y realización de las Subastas de Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de Interconexión, SDFACI, los cuales se encuentran en el Anexo 4.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 1)

ARTÍCULO 2.12.1.2. REGLAS FUNDAMENTALES. Conforme a las directrices de política y los acuerdos regulatorios, las reglas fundamentales para el desarrollo de la armonización regulatoria y la realización de los Intercambios Internacionales de Energía y Confiabilidad entre Colombia y Panamá, son las siguientes:

1. Los desarrollos regulatorios se regirán por los siguientes principios:

a) Eficiencia: Desarrollos regulatorios que conduzcan a procesos eficientes y transparentes de formación de precios;

b) Transparencia: Desarrollos regulatorios explícitos y completamente públicos para todas las partes involucradas en ambos países;

c) Neutralidad: Desarrollos regulatorios que impliquen igualdad de condiciones para todos los participantes, respetando la normatividad de cada país;

d) Simplicidad: Desarrollos regulatorios de fácil comprensión, aplicación y control;

e) Reciprocidad: Desarrollos regulatorios que propicien la correspondencia mutua entre los mercados.

2. Las transacciones entre los dos países se refieren a los Intercambios Internacionales de Energía y Confiabilidad, sujetos a la presente regulación.

3. Los agentes de un país que pueden participar en el mercado del otro país y que pueden intervenir en los Intercambios Internacionales de Energía y Confiabilidad entre Colombia y Panamá, adquiriendo DFACI o CCDFACI son:

a) En Colombia: Generadores y Comercializadores que hagan parte del Mercado Mayorista de Energía;

b) En Panamá: Generadores, Autogeneradores y Cogeneradores y los Generadores y Comercializadores, ubicados fuera de Panamá y que siendo Agentes del MER, se registren en Panamá para hacer transacciones a través del Enlace Internacional Colombia-Panamá.

Las condiciones de participación básicas son:

Los agentes colombianos que quieran participar en el mercado de Panamá, deberán constituirse como Agentes de Interconexión Internacional en ese país y estar debidamente registrados ante las autoridades correspondientes, de acuerdo a su regulación.

Los agentes panameños o del MER habilitados en Panamá que quieran participar en el mercado de Colombia, deben constituirse como Empresa de Servicios Públicos (ESP), para realizar la actividad de comercialización o generación en el país, de acuerdo a la ley y la regulación vigente.

4. Para la asignación de los Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de la Interconexión (DFACI), se tendrá en cuenta lo siguiente:

a) Se realizarán subastas para asignar los Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de la Interconexión (DFACI), en las dos direcciones del flujo de energía;

b) El diseño y la realización de la Subasta de DFACI y los costos del proceso estarán a cargo de la EECP;

c) La CREG en coordinación con la ASEP aprobarán el procedimiento de aplicación para las SDFACI y verificarán el cumplimiento de los principios enunciados en la realización de las mismas.

5. Para la asignación de los Contratos Condicionados de Compra de Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de Interconexión (CCDFACI), la EECP deberá seguir un proceso que cumpla con los mismos parámetros establecidos en la regulación para el de asignación de los DFACI.

6. Los Generadores y Comercializadores, en el caso de Colombia, y los Generadores, Cogeneradores, Autogeneradores y Agentes de Interconexión Internacional, en el caso de Panamá, podrán realizar transacciones de Potencia Firme y/o Energía de largo plazo mediante la celebración de contratos, según las opciones vigentes en cada mercado y en los mercados regionales;

a) La Potencia Firme ofertada por el agente de un país en contratos o la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC), en el Cargo por Confiabilidad, sólo podrá ofertarse bajo principios de transparencia, equidad y no discriminación, considerando la regulación vigente en cada país;

b) Estos contratos y el mecanismo de Cargo por Confiabilidad tendrán en cada país el mismo tratamiento tanto para los agentes locales como para los agentes habilitados;

c) Las transacciones en el mercado de Contratos se realizarán de acuerdo a la normativa vigente en cada país.

7. Los intercambios de energía referidos a las transacciones de corto plazo serán el resultado de la aplicación de un modelo de Despacho Coordinado Simultáneo entre Colombia, Panamá y Ecuador, para lo que se requiere ajustar los horarios actuales de Despacho de cada uno de los países. Esta aplicación se implementará en la medida en que cada país ajuste su horario y se dé el inicio de la operación comercial de la línea de Interconexión Colombia-Panamá. El país que no realice el ajuste del horario será despachado posteriormente en relación con los países que sí lo hayan hecho.

8. El Despacho Coordinado Simultáneo se optimizará diariamente tanto en Colombia como en Panamá considerando que en Panamá existe un predespacho y convocatoria de unidades semanal. Para esto último, el CND Panamá realizará la mejor previsión de proyección en la expectativa de disponibilidad y precio de la Interconexión Internacional en el planeamiento de largo plazo, de acuerdo a la regulación aplicable y con información coordinada oportunamente con el CND, con un procedimiento que deberá hacer parte del Acuerdo Operativo y Comercial.

9. La demanda de energía respaldada a través del Enlace Internacional Colombia-Panamá, entrará en igualdad de condiciones a la demanda del otro país en el mecanismo de confiabilidad. De esta manera la demanda de cada país en el otro, para efectos de situación de escasez y racionamiento, será tratada de manera proporcional a la demanda nacional considerando la existencia de contratos de largo plazo que involucren asignaciones de Cargo por Confiabilidad en Colombia o Potencia Firme en Panamá.

10. En resolución aparte se establecerá un procedimiento para calcular el equivalente entre la potencia firme y la energía firme entre los países.

11. La información diaria para la formación de los precios en los mercados eléctricos de ambos países estará disponible sin reservas ni restricciones de ningún tipo, de acuerdo a la programación de despacho de cada país.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 3) (Fuente: R CREG 056/12, art. 2)

Planeación, coordinación, supervisión y control operativo del enlace internacional Colombia Panamá

ARTÍCULO 2.12.2.1. PLANEACIÓN, COORDINACIÓN, SUPERVISIÓN Y CONTROL OPERATIVO DE LOS INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA. La planeación, coordinación, supervisión y control de la operación coordinada de los Intercambios Internacionales de Energía a través del Enlace Internacional Colombia Panamá, será responsabilidad del CND, que tendrá como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la reglamentación vigente, los acuerdos del Consejo Nacional de Operación, CNO, y los criterios establecidos en los Acuerdos Operativos bilaterales.

PARÁGRAFO 1o. El CND presentará a la CREG el Acuerdo Operativo el cual deberá desarrollar como mínimo los puntos contenidos en el Anexo 1 de esta resolución. El acuerdo será aprobado por la CREG.

PARÁGRAFO 2o. Antes del inicio de los Intercambios Internacionales de Energía de que trata esta resolución el CND deberá presentar para visto bueno de la CREG, un protocolo general de pruebas aplicable al Enlace Internacional Colombia Panamá.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 4)

Despacho coordinado simultáneo

ARTÍCULO 2.12.3.1. INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA DE CORTO PLAZO. Los intercambios internacionales de energía de corto plazo serán el resultado del Despacho Coordinado Simultáneo entre Colombia y Panamá. Los intercambios internacionales de energía de corto plazo no requieren tener asignados derechos financieros de acceso a la capacidad de la interconexión, DFACI.

PARÁGRAFO. Para efectos de representación de los derechos de acceso a la capacidad de la línea, no asignados en las SDFACI, la EECP deberá seleccionar de manera competitiva con criterio de eficiencia económica, un comercializador que represente tales derechos en los mercados.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 5)

ARTÍCULO 2.12.3.2. DETERMINACIÓN DE LA CURVA HORARIA DE PRECIOS, CANTIDAD DE INTERCAMBIO Y LIQUIDACIÓN. A partir de la fecha de inicio de la operación comercial del Enlace Internacional Colombia Panamá la determinación de la curva horaria de precios, la cantidad de intercambio y la liquidación de las transacciones se realizará aplicando las siguientes reglas:

Para efecto de los intercambios internacionales de energía de corto plazo, el CND, estimará horariamente una curva de oferta escalonada, la cual debe ser monótonamente creciente, y construida para determinar el rango de los intercambios para el Enlace Internacional Colombia Panamá, es decir cubrirá desde la máxima importación hasta la máxima exportación. La curva deberá incluir la totalidad de costos y cargos asociados con la entrega de energía en el nodo de frontera de exportación, como se definen en la presente resolución.

El CND entregará al operador de Panamá una curva de importación y exportación, que reflejará los precios de bolsa más los Costos Adicionales asociados a la Exportación, CAE. El CND deberá calcular estos costos para el Enlace Internacional Colombia Panamá.

Mediante un procedimiento de optimización de costos se estimará la cantidad, el precio y la dirección de flujo entre los países, conforme a lo establecido en el Anexo 3 de la presente resolución.

La cantidad final de transacción será determinada al considerar la importación y exportación real en el despacho económico de cada país.

El criterio de optimización del Despacho Coordinado Simultáneo es la minimización de costos diarios. Se determinará un precio de bolsa para la demanda de Colombia considerando como generador la oferta de precios de importación desde Panamá, o un precio de bolsa para exportación hacia Panamá considerando estas como demanda para el SIN.

El proceso de optimización, se hará en servidores a los cuales tengan acceso tanto el CND Colombia como el CND Panamá.

Las transacciones resultantes del Despacho Coordinado Simultáneo son asignadas en primer lugar a los titulares de los DFACI, siempre y cuando sean agentes del Mercado de Energía Mayorista. En caso de existir excedentes se le asignarán al representante de los derechos escogido por la EECP, en proporción a la asignación de los derechos. Los titulares de los DFACI y el representante de los derechos asumirán el riesgo comercial de estas transacciones.

PARÁGRAFO 1o. La curva de Precio de Oferta en el Nodo Frontera para exportación deberá estar expresada en dólares de los Estados Unidos de Norteamérica, por MWh. Para tal fin el CND, empleará la Tasa Representativa de Mercado, TRM, del día inmediatamente anterior al cual se realiza el Despacho Programado, o la última TRM vigente, publicada por la autoridad competente.

PARÁGRAFO 2o. El CND deberá evaluar durante los primeros tres (3) meses de operación la evolución de las transacciones y sugerirá a la CREG un margen de error tolerable para determinar a partir de qué porcentaje la diferencia de los precios marginales de Colombia y Panamá para los intercambios cambia el sentido del flujo de las transacciones. Este error tendrá un valor inicial de 5%.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 6)

ARTÍCULO 2.12.3.3. DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS. A partir de la fecha de inicio de la operación comercial del Enlace Internacional Colombia Panamá en el proceso de formación de las curvas del Despacho Coordinado Simultáneo las pérdidas se considerarán de la siguiente manera:

i) La curva de oferta escalonada en el rango de exportación estará referida al nodo de frontera de Colombia y considerará el efecto de las pérdidas en el precio y la cantidad;

ii) La curva de oferta escalonada en el rango de importación estará referida al nodo frontera de Colombia y el efecto de las pérdidas en el precio y la cantidad estará considerada en la curva de exportación de Panamá.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 7)

ARTÍCULO 2.12.3.4. DETERMINACIÓN DE PRECIOS. A partir de la fecha de inicio de la operación comercial del Enlace Internacional Colombia Panamá para el cálculo del despacho ideal el CND considerará las importaciones como uno o más generadores con precio de oferta igual a la función de importación desde Panamá. Si es una exportación esta se considerará como demanda. El precio de bolsa para esta exportación será el precio de bolsa de exportación a Panamá.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 8)

ARTÍCULO 2.12.3.5. PROGRAMACIÓN DE LOS INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA DE CORTO PLAZO. A partir de la fecha de inicio de la operación comercial del Enlace Internacional Colombia Panamá para la realización del Despacho Coordinado Simultáneo se deberán ejecutar los siguientes pasos:

Paso 1. Diariamente, para el día de operación, el CND en coordinación con el CND Panamá, conforme se establece en el artículo 11 de la presente Resolución, establecerán los valores de la Capacidad Máxima de Transferencia del Enlace Internacional Colombia Panamá, conforme a lo dispuesto en el artículo 13 de la presente resolución.

Paso 2. El CND diariamente deberá poner a disposición del operador de Panamá, en las condiciones de la presente resolución, y antes de las 11:00 horas, la curva horaria de precios de ofertas en el nodo frontera para exportación, con el fin de que estos sean considerados dentro del proceso de Despacho Coordinado Simultáneo, para determinar las transacciones, a través del Enlace Internacional entre dichos sistemas.

Paso 3. Entre las 11:00 y las 12:00, el CND considerará la información suministrada por el operador de Panamá y mediante un procedimiento automático, determinará la activación o no de un intercambio de energía, aplicando las disposiciones del artículo 6o.

Paso 4. El CND publicará el pre-despacho programado, entre las 12:00 y las 12:05 horas.

Paso 5. Entre las 13:00 y las 13:30 horas, utilizando las declaraciones de precios y cantidades programados para importar por Colombia, y los nuevos precios y cantidades programados para importar desde Colombia reportados por el operador de Panamá al CND, se llevará a cabo un nuevo Despacho Programado.

Paso 6. Entre las 15:00 y las 16:00 horas, el CND deberá informar al operador de Panamá y recibir de este, los programas de importación y exportación respectivamente, los cuales deberán ser confirmados, modificados o rechazados antes de finalizar este período, considerando esta nueva información, y aplicando la regla de comparación establecida en el Paso 3.

PARÁGRAFO 1o. Los procedimientos y medios de intercambio de información, serán establecidos dentro del Acuerdo Operativo y Comercial.

PARÁGRAFO 2o. En los casos en los cuales la información definida en el presente artículo no sea suministrada en los términos aquí establecidos, el CND, no programará exportaciones o importaciones de electricidad de corto plazo, dentro del proceso de despacho programado ni redespachos.

PARÁGRAFO 3o. Para el caso de presentarse un empate entre los precios considerados en los despachos programados se aplicará lo dispuesto en el Acuerdo Operativo y/o Comercial.

PARÁGRAFO 4o. El CND en coordinación con el CND Panamá, pondrán a disposición de los agentes de Panamá el pre-despacho inicial, para que con esta información los agentes puedan informar al CND Panamá sus ofertas al MER. En caso de que los horarios de despachos no coincidan con los despachos de programación en el MER, el CND podrá realizar los redespachos necesarios para atender los intercambios que resulten de dicha programación, sujetos a las condiciones de seguridad, calidad y confiabilidad de los sistemas.

PARÁGRAFO 5o. El CND deberá tener disponible la información necesaria para que se realice el Despacho Coordinado y sólo cuando la información no sea suministrada por el operador de Panamá, el CND no programará exportaciones o importaciones de electricidad de corto plazo asociados al Enlace Internacional. Será responsabilidad del CND informar oportunamente a la Comisión de Regulación de Energía y Gas sobre este tipo de situaciones, para que se tomen las acciones correspondientes tendientes a minimizar las mismas.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 9)

ARTÍCULO 2.12.3.6. REDESPACHO DE LOS INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA DE CORTO PLAZO. A partir de la fecha de inicio de la operación comercial del Enlace Internacional Colombia Panamá sólo se podrán realizar redespachos cada ocho (8) horas a partir de que se cierre el Despacho Coordinado Simultáneo entre Colombia y Panamá.

PARÁGRAFO. Los operadores de ambos países presentarán una propuesta para el procedimiento que incluya los horarios y actividades para la programación de los redespachos, teniendo en cuenta las limitaciones de cada sistema (parque generación y transmisión). Este procedimiento formará parte integral del Acuerdo Operativo.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 10)

ARTÍCULO 2.12.3.7. MÁXIMA TRANSFERENCIA POR LA INTERCONEXIÓN. El CND en coordinación con el CND Panamá debe establecer los valores de la capacidad máxima de transferencia del enlace internacional Colombia Panamá, considerando las restricciones técnicas y operativas de los sistemas eléctricos de cada país.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 11)

ARTÍCULO 2.12.3.8. SUMINISTRO DE INFORMACIÓN OPERATIVA ASOCIADA CON LOS INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA. El CND acordará con el CND Panamá en el acuerdo operativo, conforme a las condiciones de la presente resolución, los programas computacionales, los mecanismos y los términos para el intercambio de información operativa que se requieran para efectos de los intercambios de corto plazo.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 12)

ARTÍCULO 2.12.3.9. CRITERIOS DE CALIDAD Y SEGURIDAD PARA LA OPERACIÓN DEL ENLACE INTERNACIONAL COLOMBIA PANAMÁ ASOCIADOS CON LOS INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA DE CORTO PLAZO. Los niveles mínimos de calidad y seguridad del SIN definidos en la regulación vigente no se deben alcanzar por efectos de los intercambios internacionales de energía de corto plazo.

El acuerdo operativo, contendrá los criterios de calidad y seguridad, así como las medidas de protección y medidas suplementarias que utilizarán para la operación del enlace internacional.

El acuerdo operativo deberá especificar los programas computacionales y los mecanismos para el intercambio de información necesaria entre el CND y el CND Panamá que se utilizarán en la realización de los análisis eléctricos del enlace internacional.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 13)

ARTÍCULO 2.12.3.10. APERTURA DEL ENLACE INTERNACIONAL COLOMBIA PANAMÁ. A partir de la fecha de inicio de la operación comercial del Enlace Internacional Colombia Panamá, en caso de que no se programen intercambios internacionales de energía de corto plazo, el CND deberá tomar las medidas correspondientes para la operación del enlace internacional sin carga.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 14)

Aspectos comerciales aplicables a los intercambios internacionales de energía y confiabilidad

ARTÍCULO 2.12.4.1. RESPONSABILIDADES DEL ASIC. Serán responsabilidades del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, la administración de los intercambios internacionales de energía y confiabilidad con sujeción a la reglamentación vigente.

El Administrador del mercado no asumirá ningún riesgo comercial asociado con las transacciones de la interconexión.

PARÁGRAFO 1o. El ASIC, presentará un acuerdo comercial a la CREG con los procedimientos a aplicar con el administrador del sistema de Panamá en las condiciones de la presente resolución, que será aplicado previo visto bueno de la CREG, y el cual deberá desarrollar como mínimo los puntos contenidos en el Anexo 2 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 15)

ARTÍCULO 2.12.4.2. FRONTERA COMERCIAL ASOCIADA CON EL ENLACE INTERNACIONAL COLOMBIA PANAMÁ. Para efectos de los intercambios internacionales la EECP será el responsable de la instalación y mantenimiento de los equipos para la medición asociados a la frontera comercial, para lo cual deberá cumplir lo establecido en el Código de Medida y la regulación vigente.

La frontera comercial asociada al enlace estará representada por varios agentes titulares de DFACI o el representante escogido por EECP.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 16)

ARTÍCULO 2.12.4.3. LIQUIDACIÓN DE LOS INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA Y CONFIABILIDAD. A partir de la fecha de inicio de la operación comercial del Enlace Internacional Colombia Panamá la liquidación de las transacciones asociadas a los intercambios internacionales de energía y confiabilidad se realizarán de conformidad con la reglamentación vigente para las transacciones del mercado mayorista. Para este efecto, el ASIC tendrá en cuenta en las liquidaciones nacionales los efectos de los intercambios internacionales de energía y confiabilidad, considerando adicionalmente los siguientes elementos que posteriormente deberán desarrollarse:

a) No habrá doble remuneración por la misma Energía Firme o Potencia Firme de Largo Plazo. Por lo tanto, los generadores en Colombia que vendan potencia firme de largo plazo a Panamá serán remunerados en Panamá y viceversa, los generadores en Panamá que vendan Energía Firme a Colombia serán remunerados en Colombia;

b) Los precios que paga el mercado importador corresponderán al respectivo precio de bolsa menos el costo del Cargo por Confiabilidad;

c) El costo de la energía generada por restricciones del SIN se liquidará a prorrata de la demanda total doméstica y el máximo entre las demandas de importación programadas y las demandas comerciales de los mercados de los países con los que se tengan intercambios;

d) El costo de las restricciones a cargo del mercado de Panamá será asumido por los comercializadores con DFACI en el sentido Colombia a Panamá, a prorrata de su participación.

PARÁGRAFO 1o. La capacidad efectiva neta del agente que se haya constituido y registrado como generador en Colombia cuya planta de generación se encuentre en Panamá, será el menor valor entre su Potencia Firme de Largo Plazo y la capacidad asociada a los DFACI que le hayan sido asignados.

PARÁGRAFO 2o. Para efectos de la liquidación de los cargos asociados a la importación, derivados del Despacho Coordinado Simultáneo, que se distribuyen con base en la capacidad efectiva neta registrada ante el ASIC, se considerará que el Enlace Internacional Colombia Panamá tendrá una capacidad efectiva equivalente al promedio de la importación del respectivo mes, que se hubiera realizado utilizando el despacho económico.

PARÁGRAFO 3o. Las transacciones de energía de los agentes que representan la frontera comercial del enlace internacional Colombia Panamá se liquidarán en proporción a los DFACI asignados, y los remanentes, si existen, se asignarán al agente que representa los derechos remanentes no asignados mediante subasta que haya escogido la EECP.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 17)

Contratos y confiabilidad

ARTÍCULO 2.12.5.1. PARTICIPACIÓN. Los generadores ubicados en Panamá que cumplan con lo señalado en el numeral 3 del artículo 3o de esta resolución, podrán participar en los contratos bilaterales de largo plazo y en las asignaciones del cargo por confiabilidad en Colombia, sujetos a la normatividad colombiana, siempre y cuando cuenten con los derechos financieros de acceso a la capacidad del enlace o con CCDFACI y con potencia firme no comprometida en Panamá certificada por el CND de Panamá, considerando su equivalente en energía firme.

PARÁGRAFO. Los mecanismos de verificación de la potencia firme o de la Obligación de Energía Firme (OEF), comprometida en contratos en Panamá o en el cargo por confiabilidad en Colombia por parte de los generadores se harán de acuerdo a la normativa de cada país.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 18) (Fuente: R CREG 056/12, art. 3)

ARTÍCULO 2.12.5.2. ESQUEMA DE CARGO POR CONFIABILIDAD. Para efectos del cargo por confiabilidad en el esquema de intercambios de energía y confiabilidad entre Colombia y Panamá, se debe considerar que:

1. La demanda internacional es la demanda del Enlace Internacional Colombia-Panamá que se haya previsto en la demanda objetivo para asignación de OEF. Esta será ajustada para asegurar que las OEF respalden las obligaciones de potencia firme en Panamá.

2. Una vez asignadas las obligaciones de energía firme en Colombia, y en concordancia con los DFACI, los agentes habilitados en Panamá podrán participar en los actos de concurrencia de potencia firme en Panamá de acuerdo a su regulación.

3. Para efectos de la participación de los agentes habilitados en los actos de concurrencia, el CND informará al CND Panamá, las asignaciones de Obligaciones de Energía Firme de cada agente en Colombia.

4. Una vez asignada la potencia firme en Panamá, y de acuerdo con las asignaciones de la misma a los agentes de interconexión internacional, el CND Panamá informará al CND dichas asignaciones para que las considere en la liquidación del cargo de acuerdo a las definiciones de la presente resolución, sus modificaciones, complementaciones o adiciones.

5. Una vez asignada la potencia firme en Panamá, de acuerdo a su regulación, se considerarán asignadas las obligaciones de energía firme equivalentes a las mismas, a los agentes comprometidos, por el periodo contratado en Panamá, de tal manera que para asignaciones futuras de OEF en Colombia, se considere dicha asignación como ya comprometida en cantidad en ese país por el mismo período.

6. Una vez un agente de interconexión tiene asignada una potencia firme en Panamá, la energía firme equivalente en el cargo por confiabilidad será excluida de la liquidación de remuneración del mismo en Colombia, ya que dicha remuneración será recibida en el mercado de Panamá de acuerdo a los precios asignados en el acto de concurrencia en este país. Lo anterior para evitar doble remuneración.

7. El generador que tenga asignadas OEF deberá mantener la titularidad de los DFACI equivalentes que respalden dichas obligaciones, de acuerdo con las asignaciones de Potencia Firme de Largo Plazo en Panamá.

8. Un agente habilitado, previo acuerdo con un generador en Colombia, podrá vender total o parcialmente la OEF de dicho generador como potencia firme en Panamá, con sujeción a las disposiciones de dicho país. Para el efecto deberá registrarse como comercializador del mercado colombiano, así como someterse y garantizar el cumplimiento de lo dispuesto en la regulación vigente.

PARÁGRAFO. La CREG en regulación aparte modificará los procedimientos correspondientes para cumplir con las decisiones adoptadas en este artículo.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 19) (Fuente: R CREG 056/12, art. 4)

ARTÍCULO 2.12.5.3. POTENCIA FIRME EN PANAMÁ Y ENERGÍA FIRME EQUIVALENTE EN COLOMBIA. Para la determinación de la energía firme equivalente para el cargo por confiabilidad, se tendrá en cuenta la potencia firme disponible de los agentes generadores en Panamá, certificada por el CND de Panamá, y se le aplicará la metodología de energía firme para lo cual el CND de Panamá suministrará la información requerida y debidamente auditada.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 20)

ARTÍCULO 2.12.5.4. CONDICIONES DE TRANSACCIÓN. Para la realización de contratos de largo plazo y para la participación en el esquema de confiabilidad se requiere:

1. Contar con los DFACI o CCDFACI, actuando en cada mercado, según el sentido de flujo asignado, adjudicados mediante un mecanismo de subastas explícitas por parte de EECP.

2. La certificación de obligaciones de energía firme, y/o el equivalente de potencia firme disponible.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 21) (Fuente: R CREG 056/12, art. 5)

ARTÍCULO 2.12.5.5. CONDICIONES DE ESCASEZ Y RACIONAMIENTO. Para todos los efectos, la demanda comprometida en contratos de potencia firme en Panamá por agentes colombianos, se incluye en la demanda total estimada para efectos de confiabilidad de corto y largo plazo en estas condiciones.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 22)

Modificaciones y solución de conflictos

ARTÍCULO 2.12.6.1. SOLUCIÓN DE CONFLICTOS. En la propuesta de acuerdos comerciales y operativos a la CREG el CND y el ASIC incluirán el mecanismo para solución de conflictos.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 23)

ARTÍCULO 2.12.6.2. MODIFICACIONES. Los ajustes, modificaciones y complementaciones de esta resolución, se llevarán a cabo como parte del proceso de armonización por el comité conformado por los reguladores de Panamá y Colombia, con fundamentado en los principios establecidos en el artículo 3o de esta resolución.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 24)

Otras disposiciones

ARTÍCULO 2.12.7.1. INFORMACIÓN. La CREG intercambiará periódicamente con la ASEP información sobre la propiedad y la participación accionaria de las empresas reguladas en sus respectivos mercados y de acuerdo a las actividades de la cadena de prestación de servicio que realizan.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 25)

ARTÍCULO 2.12.7.2. LIBRE ACCESO AL ENLACE INTERNACIONAL COLOMBIA PANAMÁ. El principio de libre acceso, aplicable a la red nacional de interconexión, es extensivo al Enlace Internacional Colombia Panamá, en lo relacionado con los activos que se encuentren en territorio nacional.

PARÁGRAFO. El libre acceso al Enlace Internacional Colombia Panamá por parte de terceros, debe garantizarse cuando técnica y económicamente sea factible con la aplicación de la regulación aplicable a la SDFACI.

Sin perjuicio de lo anterior no habrá lugar a la aplicación de lo establecido en el parágrafo del artículo 4o de la Resolución 057 de 1998.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 26)

Disposiciones finales

ARTÍCULO 2.12.8.1. LIMITACIÓN DE SUMINISTRO Y RETIRO DE AGENTES DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA. Para efectos de garantizar los respaldos de un sistema en el otro, la CREG ajustará, en regulación posterior, el procedimiento de limitación de suministro y de retiro del mercado, para que opere en condiciones oportunas para los agentes que ostenten los DFACI, con el fin de que se limiten las transferencias por el enlace internacional Colombia Panamá sólo al agente que esté en causal de incumplimiento y no se restrinjan los intercambios a los demás agentes.

PARÁGRAFO 1o. La Capacidad Máxima de Transferencia en la interconexión Colombia Panamá se reducirá transitoriamente en la magnitud de la capacidad de los derechos asignados a un agente que se encuentre en limitación de suministro o que haya sido retirado del mercado, hasta tanto este no salga de dicho procedimiento o los derechos sean transferidos a otro agente o sean asumidos nuevamente por EECP y este los reasigne mediante una nueva SDACI o mediante el mecanismo previsto en el artículo 5o de la presente resolución.

PARÁGRAFO 2o. El ASIC informará al operador y administrador de Panamá y a la EECP sobre la limitación de suministro o retiro del mercado de los agentes que ostenten los DFACI, para que sea reportado y conocido dicho incumplimiento por el sistema del otro país.

(Fuente: R CREG 055/11, art. 29)

Características y contenido mínimo de los acuerdos operativos (Anexo 1)

ARTÍCULO 2.12.9.1. Características y contenido mínimo de los acuerdos operativos (Anexo 1). A continuación se plantean los elementos a tener en cuenta y el contenido mínimo de los Acuerdos Operativos, los cuales serán adoptados por la CREG en resolución posterior.

1. Acciones necesarias para la operación del Enlace Internacional Colombia Panamá.

2. Responsabilidades de la operación conforme a la regulación aplicable.

3. Manejo y consideración de las pérdidas conforme a lo establecido en la presente resolución.

4. Protocolo de verificación de la Capacidad Máxima de Transferencia de la línea que fue utilizada para realizar la SDFACI.

5. Los procedimientos de las revisiones de la capacidad máxima de transferencia de la línea, bajo diferentes condiciones de operación.

6. Procedimientos de verificación de energía firme para un generador en Panamá que tiene OEF en Colombia y verificación de la potencia firme de un generador Colombiano que la ha cedido a un Agente de Interconexión con contrato de Potencia Firme en Panamá.

7. Protocolo general de pruebas aplicable el enlace internacional Colombia Panamá.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 1)

Características y contenido mínimo de los acuerdos comerciales (Anexo 2)

ARTÍCULO 2.12.10.1. Características y contenido mínimo de los acuerdos comerciales (Anexo 2). A continuación se plantean los elementos a tener en cuenta y el contenido mínimo de los Acuerdos Comerciales, los cuales serán adoptados por la CREG en resolución posterior.

1. Procedimientos para realizar las liquidaciones en cada país de acuerdo a la regulación y procedimientos vigentes.

2. De acuerdo a lo anterior, los Intercambios Internacionales de Energía deberán estar respaldados por los correspondientes contratos de mandato, que en caso de requerirse en el país correspondiente, habiliten a los operadores a actuar en nombre de los agentes que ostenten los derechos.

3. Los mecanismos de solución de controversias a incluir en los acuerdos, hacen referencia a las presentadas entre los operadores. En estos mecanismos de solución de controversia, se debe incluir previamente la elaboración de un plan de mitigación o contingencia a desarrollar conjuntamente por los operadores.

4. Definición de las responsabilidades y tareas de entrega de información, no solo entre operadores, sino de estos con los respectivos mercados, a los reguladores, a las entidades de control, y demás autoridades sectoriales o gubernamentales.

5. Elaboración de un informe anual conjunto de la operación técnica y comercial de la interconexión. La fecha de entrega deberá ser establecida explícitamente.

6. Esquemas de control de cumplimiento, como auditorias u otros mecanismos de control periódico entre las partes.

7. Procedimientos e intercambio de información ante eventos, emergencias, racionamientos o situaciones especiales de acuerdo a la regulación.

8. Procedimientos transitorios debido a vacíos o interpretaciones regulatorias, solicitudes a los reguladores y manejo de situaciones imprevistas.

9. Procedimientos para la verificación de los compromisos adquiridos en las asignaciones de Cargo por Confiabilidad y en los Contratos de Potencia Firme de acuerdo a esta resolución.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 2)

Estimación de la cantidad, el precio y la dirección de flujo entre los países (Anexo 3)

ARTÍCULO 2.12.11.1. FUNCIÓN OBJETIVO. Representa la función de costos que se desea minimizar y está compuesta por los siguientes términos: costo operativo variable de Colombia (COC), costo operativo variable de Panamá (COP), costos adicionales de exportación de Colombia (CAEC0), costos de importación de Colombia (CIC) y los costos de importación de Panamá (CIP).

Minimizar:

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 1)

ARTÍCULO 2.12.11.2. COSTO OPERATIVO VARIABLE DE COLOMBIA.

Donde:

	Índice de los bloques de la Curva de Oferta de Colombia.
	Índice del periodo (horas).
	Número de bloques de la Curva de Oferta de Colombia
	Nivel de generación del bloque b de Colombia, en el periodo t (MWh).
	Costo operativo variable de Colombia correspondiente al nivel de generación del bloque b y periodo t ($/MWh), equivalente a los precio de bolsa. Dicho costo no incluirá el Costo Equivalente de Energía del Cargo por Confiabilidad.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 2)

ARTÍCULO 2.12.11.3. COSTO OPERATIVO VARIABLE DE PANAMÁ.

Donde:

	Índice de los bloques de la Curva de Oferta de Panamá.
	Índice del periodo (horas).
	Número de bloques de la Curva de Oferta de Panamá.
	Nivel de generación del bloque b de Panamá, en el periodo t (MWh).
	Costo operativo variable de Panamá correspondiente al nivel de generación del bloque b y periodo t ($/MWh). Según este definido en su regulación.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 3)

ARTÍCULO 2.12.11.4. COSTOS ADICIONALES DE EXPORTACIÓN DE COLOMBIA.

Donde:

	Índice del enlace.
	Índice del periodo (horas).
	Cargo asociado a la exportación de Colombia por el enlace e, en el periodo t ($/MWh).
	Energía de exportación de Colombia, por el enlace e, en el periodo t (MWh).

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 4)

ARTÍCULO 2.12.11.5. COSTOS DE IMPORTACIÓN DE COLOMBIA.

Donde:

	Índice de los bloques de la Curva de Oferta de importación de Colombia.
	Índice del periodo (horas).
	Número de bloques de la Curva de Oferta de importación de Colombia.
	Nivel de Importación del bloque b de Colombia, en el periodo t (MWh).
	Costo operativo variable de Colombia correspondiente al nivel de importación del bloque b y periodo t ($/MWh). Equivale al precio de bolsa.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 5)

ARTÍCULO 2.12.11.6. COSTOS DE IMPORTACIÓN DE PANAMÁ.

Donde:

	Índice de los bloques de la Curva de Oferta de importación de Panamá.
	Índice del periodo (horas).
	Número de bloques de la Curva de Oferta de importación de Panamá.
	Nivel de Importación del bloque b de Panamá, en el periodo t (MWh).
	Costo operativo variable de Panamá correspondiente al nivel de importación del bloque b y periodo t ($/MWh) Según este definido en su regulación.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 6)

ARTÍCULO 2.12.11.7. BALANCE DE INTERCAMBIO PARA COLOMBIA.

Donde:

	Índice de los bloques de la Curva de Oferta de Colombia.
	Índice del periodo (horas).
	Número de bloques de la Curva de Oferta de Colombia.
	Nivel de generación del bloque b de la Curva de Oferta de Colombia, en el periodo t (MWh).
	Energía de exportación de Colombia, por cada enlace, en el periodo t (MWh).
	Energía de importación de Colombia, por cada enlace, en el periodo t (MWh)
	Disponibilidad máxima de importación de Colombia, en el periodo t (MWh)
	Nivel de importación del bloque b de la Curva de Oferta de Colombia, en el periodo t (MWh).

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 7)

ARTÍCULO 2.12.11.8. BALANCE DE INTERCAMBIO PARA PANAMÁ.

Donde:

	Índice de los bloques de la Curva de Oferta de Panamá.
	Índice del periodo (horas).
	Número de bloques de la Curva de Oferta de Panamá.
	Nivel de generación del bloque b de la Curva de Oferta de Panamá, en el periodo t (MWh).
	Energía de exportación de Colombia, por enlace con Panamá, en el periodo t (MWh)
	Energía de importación de Colombia, por enlace con Panamá, en el periodo t (MWh)
	Disponibilidad máxima de importación de Panamá, en el periodo t (MWh)
	Nivel de importación del bloque b de la Curva de Oferta de Panamá, en el periodo t (MWh).

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 8)

ARTÍCULO 2.12.11.9. LÍMITES DE GENERACIÓN POR BLOQUE PARA COLOMBIA.

Donde:

	Índice de los bloques de la Curva de Oferta de Colombia.
	Índice del periodo (horas).
	Número de bloques de la Curva de Oferta de Colombia.
	Nivel de generación del bloque b de la Curva de Oferta de Colombia, en el periodo t (MWh).
	Disponibilidad del boque b de la Curva de Oferta de Colombia, en el periodo t (MWh)

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 9)

ARTÍCULO 2.12.11.10. LÍMITES DE GENERACIÓN POR BLOQUE PARA PANAMÁ.

Donde:

	Índice de los bloques de la Curva de Oferta de Panamá.
	Índice del periodo (horas).
	Número de bloques de la Curva de Oferta de Panamá.
	Nivel de generación del bloque b de la Curva de Oferta de Panamá, en el periodo t (MWh).
	Disponibilidad del boque b de la Curva de Oferta de Panamá, en el periodo t (MWh)

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 10)

ARTÍCULO 2.12.11.11. LÍMITES DE IMPORTACIÓN POR BLOQUE PARA COLOMBIA.

Donde:

	Índice de los bloques de la Curva de Oferta de Colombia.
	Índice del periodo (horas).
	Número de bloques de la Curva de Oferta de Colombia.
	Nivel de importación del bloque b de la Curva de Oferta de Colombia, en el periodo t (MWh).
	Disponibilidad del boque b de la Curva de Oferta de Colombia, en el periodo t (MWh)

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 11)

ARTÍCULO 2.12.11.12. LÍMITES DE IMPORTACIÓN POR BLOQUE PARA PANAMÁ.

Donde:

	Índice de los bloques de la Curva de Oferta de Panamá.
	Índice del periodo (horas).
	Número de bloques de la Curva de Oferta de Panamá.
	Nivel de importación del bloque b de la Curva de Oferta de Panamá, en el periodo t (MWh).
	Disponibilidad del boque b de la Curva de Oferta de Panamá, en el periodo t (MWh)

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 12)

ARTÍCULO 2.12.11.13. LÍMITES DE INTERCAMBIO. Limites de enlaces

Donde:

	Máxima importación declarada por Colombia para el enlace e en el periodo t.
	Máxima exportación declarada por Colombia para el enlace e en el periodo t.
	Máxima importación declarada por Panamá para el enlace e en el periodo t.
	Máxima exportación declarada por Panamá para el enlace e en el periodo t.
	Máxima capacidad del enlace e.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 13)

Subastas de derechos financieros de acceso a la capacidad de interconexión (Anexo 4)

Normas generales

ARTÍCULO 2.12.12.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Este Anexo determina los criterios regulatorios y los procedimientos que debe cumplir la empresa desarrolladora de la Interconexión Panamá Colombia, dentro del esquema de Intercambios de Energía y confiabilidad entre Panamá y Colombia.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO I Num. 1)

ARTÍCULO 2.12.12.1.2. CRITERIOS REGULATORIOS PARA EL DISEÑO Y LA REALIZACIÓN DE LA SDFACI. Los criterios que deben aplicarse para el diseño y realización de la SDFACI son:

a) Maximizar la asignación de los DFACI;

b) Promover la transparencia en la asignación de los DFACI para asegurar el libre acceso a la interconexión;

c) Asegurar la neutralidad de la empresa propietaria de la interconexión en relación con las transacciones comerciales que se realicen a través del Enlace Internacional Colombia Panamá;

d) Preservar los límites de integración vertical y horizontal en cada mercado considerando las asignaciones de acceso a la capacidad para evitar el abuso de la posición dominante de algunos agentes en el mercado;

e) El proceso, diseño, procedimiento y aplicación de la SDFACI debe realizarse en condiciones no discriminatorias para los interesados;

f) La empresa propietaria de la Interconexión Internacional debe mantenerse como un agente pasivo en los mercados de los países extremos del Enlace Internacional Colombia Panamá;

g) Las condiciones de diseño de la subasta deben ser tales que se realicen procesos de subastas suficientes y frecuentes, y se minimicen los remanentes de DFACI no asignados;

h) En el diseño de la SDFACI, se debe entender que los criterios regulatorios están sujetos a la aplicación e interpretación interna de los países;

i) La EECP deberá prever los mecanismos contractuales para que ante el incumplimiento de un agente con DFACI que sea sometido a programa de limitación de suministro se garanticen las transacciones a través de la línea.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO I Num. 2)

ARTÍCULO 2.12.12.1.3. PROCESO DE REALIZACIÓN DE LA SDFACI. Para la realización del proceso para desarrollar la SDFACI se tendrán en cuenta los siguientes pasos:

a) La EECP deberá diseñar la SDFACI de acuerdo a los criterios establecidos en esta regulación, condicionados a los principios del Acuerdo de Reguladores;

b) La EECP deberá presentar el diseño de la SDFACI a la CREG y a la ASEP;

c) La CREG, en coordinación con la ASEP, verificará el contenido del documento diseñado para la SDFACI, y determinará si este cumple los principios establecidos, y emitirá un concepto de no objeción antes de la realización de la misma;

d) La EECP deberá realizar la SDFACI con sujeción al reglamento que recibió concepto de no objeción por parte de los reguladores de los dos países.

e) Una vez realizada la SDFACI y de acuerdo con los resultados de la SDFACI, se verificarán los mismos a través de una auditoría externa contratada por la EECP para tal fin;

f) La asignación final de los DFACI, por parte de la EECP, estará sujeta al cumplimiento de los Criterios y Procedimientos del Reglamento de SDFACI verificado por el Auditor.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO I Num. 3) (Fuente: R CREG 041/12, art. 1)

Características de las SDFACI

ARTÍCULO 2.12.12.2.1. CARACTERÍSTICAS DE LAS SDFACI. Las SDFACI deben cumplir como mínimo las siguientes características:

a) Se realizarán subastas para asignar los DFACI en las dos direcciones del flujo de energía;

b) El plazo máximo de asignación de los DFACI debe ser de 25 años;

c) El diseño de la SDFACI debe ser público y debe ser divulgado antes de su aplicación;

d) La oferta de la Capacidad Máxima de transferencia del Enlace Internacional Colombia Panamá es conocida y establecida, antes de las SDFACI, como la capacidad máxima de transferencia en cada sentido de flujo en la línea de interconexión;

e) La demanda por la capacidad en la subasta es libre, dentro de los participantes habilitados;

f) La asignación de los DFACI no confieren a su comprador derechos físicos de propiedad sobre la línea de interconexión;

g) Las transferencias a través de los enlaces internacional Colombia Panamá se realizan de acuerdo con las reglas establecidas para los Intercambios Internacionales de Energía y confiabilidad.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 4)

ARTÍCULO 2.12.12.2.2. LÍMITES DE INTEGRACIÓN. Las asignaciones en los DFACI, serán contabilizadas para la determinación de las condiciones y de los parámetros que usa cada país para evaluar los límites de integración, valorados desde el punto de vista de la demanda y de la oferta.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 5)

ARTÍCULO 2.12.12.2.3. CARACTERÍSTICAS DEL PRODUCTO A SUBASTAR EN LA SDFACI. Las características del producto a subastar en las SDFACI deben considerar como mínimo lo siguiente:

a) El beneficiario de los DFACI, que es quien ostente dichos derechos, de acuerdo a las definiciones del producto que diseñe y establezca EECP;

b) La EECP debe definir las condiciones en las cuales se compromete a tener la disponibilidad del Enlace Internacional Colombia Panamá, para ejercer los DFACI;

c) Debe identificarse la disponibilidad de capacidad del Enlace Internacional Colombia Panamá asociada al producto a subastar;

d) Ante disponibilidades parciales de Enlace Internacional Colombia Panamá, debe considerarse que la prioridad de la asignación de la disponibilidad es para quien ostente los DFACI obtenidos a través de la subasta, y no para los derechos remanentes de capacidad no asignados;

e) La capacidad máxima de transferencia a subastar deberá corresponder como máximo a la capacidad máxima de transferencia del Enlace Internacional Colombia Panamá;

f) Se deben determinar las condiciones de transferencia de los DFACI en una eventual reventa del producto;

g) Los DFACI a subastar deben definirse desagregando la capacidad máxima transferencia del Enlace Internacional Colombia Panamá en fracciones, que permita maximizar la participación de los agentes en ambos países y cumplir las reglas de integración vertical y horizontal de cada país;

h) Los derechos y deberes de las partes, derivados de la asignación de DFACI, deberán quedar claramente establecidos.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 6)

ARTÍCULO 2.12.12.2.4. CONTENIDO MÍNIMO DE LAS SDFACI. El contenido mínimo del reglamento de las SDFACI a desarrollar por la empresa desarrolladora de la Interconexión Internacional son un cronograma y el reglamento de la subasta que debe incluir el tratamiento del:

a) Producto;

b) Periodo de preparación;

c) Periodo del derecho;

d) Curva de oferta;

e) Tipo de subasta;

f) Disponibilidad;

g) Fallas de la subasta;

h) Divulgación y publicidad;

i) Participantes.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 7)

ARTÍCULO 2.12.12.2.5. PERIODO DE PREPARACIÓN. Se debe establecer en el diseño el periodo de preparación de la SDFACI, que es el tiempo entre el momento de ejecución de la subasta y el momento de inicio del periodo de vigencia de los DFACI.

PARÁGRAFO. Este periodo debe ser suficiente para permitir desarrollar las transacciones de largo plazo respaldadas y asociadas a los intercambios de energía y confiabilidad a través del Enlace Internacional Colombia Panamá.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 8)

ARTÍCULO 2.12.12.2.6. PERIODO DEL DERECHO. Para establecer el periodo del DFACI se debe considerar que:

a) Pueden definirse productos asociados a los DFACI con diferentes periodos de derechos en cada SDFACI;

b) Se debe permitir esquemas de asignación flexibles de los DFACI, considerando la asignación de DFACI parciales, tiempos del DFACI variables, entre otros.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 9)

ARTÍCULO 2.12.12.2.7. CURVA DE OFERTA. Para el diseño de la SDFACI debe considerarse para la curva de oferta que:

a) El diseño de la SDFACI debe establecer como oferta en cada subasta, la capacidad máxima de transferencia disponible remanente no asignada del Enlace Internacional Colombia Panamá en cada sentido;

b) La verificación de la capacidad subastada se realizará por parte del auditor de la subasta para asegurar las premisas de libre acceso, y para que sirva de referencia para la aplicación de las condiciones del producto;

c) Deberán tenerse establecidas en el diseño de la SDFACI las reglas o condiciones de respaldo a aplicar ante diferencias entre la curva de oferta subastada y la capacidad máxima de transferencia definida en cada sentido, sujeta a la verificación de la capacidad máxima de transferencia, realizada de manera coordinada por los operadores de los sistemas;

d) Deberán tenerse establecidas en el diseño de la SDFACI las reglas o condiciones de respaldo a aplicar ante diferencias entre la curva de oferta subastada y la disponibilidad real del Enlace Internacional Colombia Panamá.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 10)

ARTÍCULO 2.12.12.2.8. DISPONIBILIDAD. Para valorar la disponibilidad asociada a los DFACI se debe tener en cuenta en el diseño de la SDFACI lo siguiente:

a) Se deben incluir las consecuencias económicas de incumplimiento de la disponibilidad de la capacidad asignada en la SDFACI;

b) La confirmación de la capacidad y las transacciones dependen de la disponibilidad real de la Interconexión Internacional, y deben incluirse las compensaciones por indisponibilidades del Enlace de Interconexión Internacional.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 11)

ARTÍCULO 2.12.12.2.9. FALLAS DE LA SDFACI. Se deben definir en el diseño de la SDFACI las condiciones y los criterios para determinar si una subasta falló.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 12)

ARTÍCULO 2.12.12.2.10. PUBLICIDAD Y DIVULGACIÓN. La EECP debe realizar la divulgación que permita asegurar la suficiente concurrencia a las SDFACI.

La EECP deberá diseñar un mecanismo de información de libre acceso para dar a conocer los resultados de la asignación de los DFACI en cada subasta.

La empresa EECP debe informar de las asignaciones de los DFACI al CND y al ASIC.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 13)

ARTÍCULO 2.12.12.2.11. PARTICIPANTES. Los agentes habilitados a participar en las SDFACI son los generadores, y los comercializadores.

PARÁGRAFO 1o. Solamente se debe permitir la participación en la SDFACI de generadores con ENFICC verificada por el CND y de comercializadores existentes o agentes que al momento de ejercer los DFACI se hayan constituido como tales.

PARÁGRAFO 2o. Los agentes no autorizados en Panamá, así como aquellos que tengan vinculación económica con estos, no pueden participar en las SDFACI.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 14)

Condiciones del proceso de las SDFACI

Condiciones del proceso de las SDFACI

ARTÍCULO 2.12.12.3.1.1. Condiciones del proceso de las SDFACI. Se deberá aplicar un proceso competitivo para la realización y aplicación de la SDFACI, en tres (3) etapas que deben incluir, un periodo de precalificación y declaración de interés, una segunda etapa de preparación y una tercera etapa de vigencia de los DFACI.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO III Num. 15)

ARTÍCULO 2.12.12.3.1.2. PRECALIFICACIÓN. En esta etapa se debe desarrollar la precalificación de los participantes en la SDFACI, definiendo los requisitos mínimos de participación y se debe establecer un cronograma, para cumplir por parte de los participantes.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO III Num. 15.1)

ARTÍCULO 2.12.12.3.1.3. PREPARACIÓN. Este periodo es entre el momento de la realización de la SDFACI y el momento de inicio del periodo de vigencia de los DFACI.

Se debe definir en el diseño, qué procedimientos y exigencias se van a verificar o cumplir en esta etapa. Este proceso incluye la verificación, aceptación y certificación del resultado de la SDFACI, si aplica, así como la validación regulatoria posterior al informe del auditor. Se concluye con la concreción contractual a cada agente de los DFACI.

Esta etapa debe tener una extensión definida y termina de acuerdo al cronograma de fechas de inicio de vigencia de los DFACI.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO III Num. 15.2)

ARTÍCULO 2.12.12.3.1.4. PERIODO DE VIGENCIA DEL DFACI. Esta etapa está definida como parte del Producto a subastar, y es el periodo en el cual son exigibles los DFACI. Este periodo puede ser variable y dependerá de las asignaciones y aceptaciones de los participantes en la SDFACI.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO III Num. 15.3)

Otras disposiciones

ARTÍCULO 2.12.12.4.1. AUDITORÍA. En el diseño de la subasta, se debe definir la contratación de una auditoría para verificar que en el desarrollo de la misma se han cumplido los criterios y procedimientos del Reglamento de la SDFACI, No Objetado por los Reguladores.

El costo de la auditoría estará a cargo de la EECP. El auditor debe contar con la experiencia necesaria y tener una trayectoria amplia y reconocida para la labor contratada.

Como resultado de la auditoría se debe entregar un informe a la CREG que incluya al menos:

a) El cumplimiento o no de lo establecido en los criterios y procedimientos del Reglamento de la SDFACI, y

b) El procedimiento y el resultado de la subasta.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO IV Num. 16) (Fuente: R CREG 041/12, art. 2)

ARTÍCULO 2.12.12.4.2. DEBERES DE LA EECP. La EECP deberá cumplir con lo establecido en estas normas, las Reglas Comerciales, el Reglamento de Operación, el Reglamento de Transmisión, así como toda la normativa vigente que le aplique.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO IV Num. 17)

ARTÍCULO 2.12.12.4.3. PÉRDIDAS. La EECP deberá declarar, en ambos sentidos, el nivel máximo de pérdidas asociado al Enlace Internacional Colombia Panamá. El nivel declarado se tendrá en cuenta para determinar la capacidad real en los respectivos nodos de entrega de Panamá y Colombia.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO IV Num. 18)

ARTÍCULO 2.12.12.4.4. COORDINACIÓN DE LA OPERACIÓN DEL ENLACE INTERNACIONAL. El CND en lo que respecta a la operación del Enlace Internacional Colombia Panamá deberá actuar de manera coordinada con el Operador del Sistema de Panamá.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO IV Num. 19)

Intercambios durante eventos de racionamiento en Colombia y-o en panamá (Anexo 5)

ARTÍCULO 2.12.13.1. 5. INTERCAMBIOS DURANTE EVENTOS DE RACIONAMIENTO EN COLOMBIA Y/O EN PANAMÁ.

Durante los eventos de racionamiento, declarados por la respectiva autoridad en Colombia y/o en Panamá, para la definición de los intercambios físicos de la energía de corto plazo y la liquidación de los mismos se procederán conforme las siguientes disposiciones:

1. Cuando haya simultáneamente eventos de racionamiento tanto en Colombia como en Panamá no se utilizará un criterio de minimización de costos para el Despacho Coordinado Simultáneo. Los intercambios internacionales de energía de corto plazo durante esta situación se determinarán conforme el siguiente procedimiento a llevar a cabo por los operadores:

1.1 Se fijará el sentido del flujo de energía y la cantidad del mismo conforme las siguientes expresiones:

Si FF_{h Col - Pan} > 0:	El flujo en la hora h será en el sentido de Panamá hacia Colombia, con una magnitud igual al valor de FF_{h Col - Pan.}
Si FF_{h Col - Pan} < 0:	El Flujo en la hora h será en el sentido de Colombia hacia Panamá, con una magnitud igual al valor absoluto de FF_{h Col - Pan}.
Si FF_{h Col - Pan} = 0:	No hay flujo en la hora h a través del Enlace de Interconexión Colombia Panamá.

Donde:

FF_{h Col - Pan}:	Flujo de energía en la hora h a través del Enlace de Interconexión Colombia- Panamá, el cual siempre será menor o igual a la Capacidad Máxima de Transferencia del Enlace Internacional Colombia - Panamá.
_h,i:	Relación entre la disponibilidad real de la planta o unidad de generación i en la hora h y la Potencia Firme de Largo Plazo (PFLP), de la planta o unidad de generación i.

La variable < 1.


PFp_h,i:	Potencia Firme de Largo Plazo de la planta o unidad de generación i asociada a compromisos firmes en Colombia.
:	Porcentaje de racionamiento de la Demanda en Colombia.
OEFc_h,i:	Obligaciones de Energía Firme de la Planta o unidad de generación i en Colombia para la hora h con compromisos de Potencia Firme en Panamá para la hora h.
h:	Hora entre las 0 y 24 horas del día de operación.
i:	Planta o unidad de generación.
n:	Número de plantas o unidades de generación en Panamá con compromisos firmes en Colombia.
m:	Número de plantas o unidades de generación en Colombia con compromisos firmes en Panamá.

1.2 Liquidación

1.2.1 Los Operadores del Sistema y Administradores del Mercado, intercambiarán la información necesaria para realizar la liquidación ante eventos de racionamiento simultáneo en ambos países. Dicha información deberá contener, al menos, las cantidades de energía realmente entregada por los generadores con compromisos de Potencia Firme de Largo Plazo (PFLP), y de Obligaciones de Energía Firme (OEF), a los sistemas de cada país en donde están ubicados y que correspondería entregar, en virtud de sus compromisos, al sistema del otro país a través de la Línea de Interconexión Eléctrica Colombia-Panamá.

1.2.2 Los compromisos de Potencia Firme de Largo Plazo y de Obligaciones de Energía Firme, serán liquidados de acuerdo a la normativa vigente de cada país.

2. Cuando la condición de racionamiento sea declarada sólo en uno de los dos países, el país con la condición de racionamiento declarado, sólo presentará la curva de importación.

2.1 Curva de importación

Cada país establecerá la curva de importación considerando sus respectivos costos de racionamiento conforme a la metodología aplicable para el despacho en estas condiciones.

2.2 Liquidación

Los compromisos de Potencia Firme de Largo Plazo y de Obligaciones de Energía Firme, serán liquidados de acuerdo a la normativa vigente en el país que se encuentra en la condición de racionamiento.

3. Los operadores de los sistemas y administradores del mercado de ambos países deberán desarrollar en detalle, en los Acuerdos Operativos y Comerciales, el contenido de la presente normativa.

4. Las liquidaciones de los intercambios, conforme a los resultados del flujo físico real, no deben afectar los resultados económicos de los derechos y compromisos de las Obligaciones de Energía Firme y/o de Potencia Firme de Largo Plazo adquiridos por los agentes en cada país respecto a la capacidad física de atenderlos, debiendo los mismos ser responsables por los incumplimientos que le correspondan, así como el derecho a percibir los ingresos pactados en los contratos y/o aquellos adicionales que podrían percibir.

(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 5) (Fuente: R CREG 056/12, art. 6)

Equivalencia entre la energía firme para participar en el cargo por confiabilidad en Colombia y la potencia firme que se comercializa en el mercado mayorista de electricidad de Panamá

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.12.14.1.1. PROCEDIMIENTO PARA LA EQUIVALENCIA ENTRE LA ENERGÍA FIRME EN COLOMBIA Y LA POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO EN PANAMÁ. Adóptese el procedimiento para establecer la equivalencia entre la Energía Firme para participar en el Cargo por Confiabilidad en Colombia y la Potencia Firme que se comercializa en el Mercado Mayorista de Electricidad de Panamá, contenido en el Anexo de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 002/12, art. 1)

Procedimiento para establecer la equivalencia entre la energía firme para participar en el cargo por confiabilidad en Colombia y la potencia firme que se comercializa en el mercado mayorista de electricidad de Panamá (Anexo)

Principios para establecer la equivalencia entre la energía firme para participar en el cargo por confiabilidad en colombia y la potencia firme que se comercializa en el mercado mayorista de electricidad de Panamá

ARTÍCULO 2.12.14.2.1.1. Principios para establecer la equivalencia entre la energía firme para participar en el cargo por confiabilidad en colombia y la potencia firme que se comercializa en el mercado mayorista de electricidad de Panamá. i) Cada país mantendrá la forma en la que realiza el cálculo y asignación de la Energía Firme o Potencia Firme de Largo Plazo, según corresponda.

ii) Los operadores de cada país suministrarán la información correspondiente para el cálculo de las equivalencias entre Energía Firme y Potencia Firme de Largo Plazo, así como la información necesaria para la asignación y seguimiento, de acuerdo a lo indicado en las presentes normas.

iii) Los operadores de cada país calcularán el equivalente de Energía Firme a Potencia Firme de Largo Plazo o viceversa, proveniente del otro país según corresponda, asemejándolo a su regulación. Las plantas o unidades de Colombia que participen en las asignaciones de Potencia Firme de Largo Plazo en Panamá o un agente habilitado y registrado como comercializador en Colombia al cual una planta en Colombia ha cedido la totalidad o parte de sus OEF o las plantas o unidades de Panamá que participen en las asignaciones de Energía Firme en Colombia verificarán y aceptarán el respectivo cálculo de los operadores. Se deberá incluir en los Acuerdos Operativos y Comerciales, un mecanismo de verificación entre los Operadores y los Agentes, para validar los resultados presentados.

iv) Se aceptan los mecanismos de verificación de la Energía Firme a Potencia Firme de Largo Plazo y viceversa de cada país, los cuales se complementarán con la firmeza de los Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de la Interconexión, Dfaci, que tenga cada agente, mismos que serán afectados por la disponibilidad y pérdidas del Enlace Internacional Colombia Panamá.

v) Los operadores de cada país certificarán la Obligación de Energía Firme o Potencia Firme de Largo Plazo, según corresponda, disponible por agente para la venta en el otro país.

En Panamá, en caso de aparecer plantas o unidades térmicas con carbón o gas natural, que quieran participar en las asignaciones de Energía Firme de Colombia, deberán, primero, armonizarse los mecanismos de verificación de los contratos del combustible de tal manera que las exigencias en Panamá sean similares a las que existan en Colombia.

vi) Los pagos de Energía Firme o Potencia Firme de Largo Plazo que se comprometa en el otro país será remunerada en el país en donde sea el compromiso, conforme a las normas vigentes para tal fin.

vii) Los operadores de cada país verificarán que no haya doble remuneración por la misma disponibilidad o generación de Energía Firme o Potencia Firme de Largo Plazo respectivamente. Estos criterios deberán formar parte de los Acuerdos Operativos y Comerciales.

viii) En caso de exigencia de la Obligación de Energía Firme (OEF) o la Potencia Firme de Largo Plazo (PFLP), la energía asociada a dichas obligaciones será entregada de acuerdo a los mecanismos de exigencia de cada país.

ix) Intercambios de Energía Firme y Potencia Firme de Largo Plazo (PFLP) en caso de racionamiento: La demanda de cada país en el otro, para efectos de situación de escasez y racionamiento, será tratada de manera igual a la demanda nacional, del respectivo país, considerando el respaldo derivado de la existencia de contratos de largo plazo que involucren potencia firme en Panamá o asignaciones de OEF por Cargo por Confiabilidad en Colombia.

(Fuente: R CREG 002/12, ANEXO Num. 1)

Descripción de los productos

ARTÍCULO 2.12.14.2.2.1. POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO EN PANAMÁ. La Potencia Firme de Largo Plazo es un atributo de las centrales de generación eléctrica; para el caso de las centrales hidroeléctricas o eólicas, y de acuerdo a la definición de las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad, es la potencia que dichas centrales pueden garantizar a entregar durante el período de máximo requerimiento previsto para el sistema con una determinada probabilidad de excedencia, dado el régimen hidrológico o de vientos de la central. La probabilidad de excedencia a utilizar debe corresponder al nivel de confiabilidad pretendido para el abastecimiento, y corresponde al riesgo de reducción en la oferta hidroeléctrica o eólica por el aleatorio hidrológico (períodos secos) o de vientos.

Para una unidad generadora térmica, la Potencia Firme de Largo Plazo está determinada por su potencia efectiva afectada por la disponibilidad que compromete el Participante Productor que la comercializa. Dicha disponibilidad puede ser variable a lo largo del año. Si el Participante Productor asume el compromiso del 100% de su potencia efectiva, la potencia firme de largo plazo de la unidad coincidirá con su potencia efectiva.

(Fuente: R CREG 002/12, ANEXO Num. 2.1)

ARTÍCULO 2.12.14.2.2.2. ENERGÍA FIRME EN COLOMBIA. La Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (Enficc) en Colombia se define en la Resolución CREG 071 de 2006, o las que la sustituyan o modifiquen.

Los agentes generadores de Colombia o un agente habilitado y registrado como comercializador en Colombia al cual una planta en Colombia ha cedido la totalidad o parte de su OEF que quieran participar en las asignaciones de la Potencia Firme de Largo Plazo en Panamá lo podrán hacer siempre y cuando cuenten con las OEF asignadas en Colombia, con su respectiva equivalencia en Panamá.

(Fuente: R CREG 002/12, ANEXO Num. 2.2)

Cálculo de la equivalencia entre la energía firme para participar en el cargo por confiabilidad en Colombia y la potencia firme que se comercializa en el mercado mayorista de electricidad de Panamá

Suministro de información

ARTÍCULO 2.12.14.2.3.1.1. Suministro de información. Esta sección describe la información que cada uno de los operadores deberá suministrar.

(Fuente: R CREG 002/12, ANEXO Num. 3.1)

ARTÍCULO 2.12.14.2.3.1.2. INFORMACIÓN QUE DEBE SUMINISTRAR EL OPERADOR DE PANAMÁ AL OPERADOR DE COLOMBIA. a) En el caso de las plantas hidráulicas:

1. La Energía Firme de la planta correspondiente al mes de mayor excedencia, a través de la curva de generación utilizada para el cálculo de la Potencia Firme de Largo Plazo; y

2. Para cada curva se debe identificar si el generador al que corresponde está en operación o la fecha de entrada en operación, en caso de que la misma no haya iniciado.

3. En el caso de las plantas o unidades térmicas:

1. La Potencia Firme de Largo Plazo;

2. La Capacidad Efectiva de la Planta o unidad;

3. Los datos históricos, hora a hora, para los últimos 36 meses de disponibilidad. En caso de que no se cuente con información histórica suficiente, se deberá suministrar la que se posea; y

4. Para cada planta o unidad térmica identificar si está en operación o la fecha de entrada en operación, en caso de que la misma no haya iniciado.

(Fuente: R CREG 002/12, ANEXO Num. 3.1.1)

ARTÍCULO 2.12.14.2.3.1.3. INFORMACIÓN QUE DEBE SUMINISTRAR EL OPERADOR DE COLOMBIA AL OPERADOR DE PANAMÁ. Tanto para el caso de las plantas hidráulicas, como para las plantas o unidades térmicas, como para un agente habilitado y registrado como comercializador en Colombia al cual una planta en Colombia ha cedido la totalidad o parte de su OEF, con interés de participar en las asignaciones de Potencia Firme de Largo Plazo en Panamá, el Operador de Colombia deberá suministrar la Obligación de Energía Firme (OEF) de cada planta o unidad.

(Fuente: R CREG 002/12, ANEXO Num. 3.1.2)

Cálculo de las equivalencias de energía firme a potencia firme de largo plazo en el caso de Panamá

ARTÍCULO 2.12.14.2.3.2.1. Cálculo de las equivalencias de energía firme a potencia firme de largo plazo en el caso de Panamá. 3.2.1 La equivalencia de Energía Firme a Potencia Firme de Largo Plazo, para plantas hidráulicas y térmicas, instaladas en Colombia, será determinada por el valor mínimo entre los Dfaci horarios asignados al Agente de Interconexión Internacional en el sentido Colombia-Panamá (en MW) y el cociente de las Obligaciones de Energía Firme asignadas para el periodo inicial y disponibles para el periodo de asignación de Potencia Firme de Largo Plazo, a la planta en Colombia entre la cantidad de horas de un año (8760 h).

Para efectos del cálculo de la disponibilidad de la potencia, se considerará la disponibilidad y las pérdidas porcentuales de la línea de Interconexión Internacional Colombia Panamá.

3.2.2 La equivalencia de que trata el numeral 3.2.1 será determinada mediante la siguiente fórmula:

Donde:

PFLP_AII:	Potencia Firme de Largo Plazo de un Agente de Interconexión Internacional con Dfaci en el sentido de Colombia a Panamá, considerando sus OEF en Colombia, expresada en MW.
OEF_{planta o unidad}:	Obligación de Energía Firme asignada a las plantas o unidad en Colombia, en MWh/año.
DFACI_Asignados:	Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de la línea de Interconexión Colombia Panamá asignados horariamente al Agente de Interconexión Internacional en el sentido Colombia Panamá, en MW.
:	Pérdidas porcentuales del Enlace Internacional Colombia Panamá.
:	Disponibilidad del Enlace Internacional Colombia Panamá
:
CMX :	Capacidad Máxima de Tranferencia del Enlace Internacional Colombia Panamá, verificada por los operadores al momento de la entrada en operación comercial del Enlace Internacional Colombia Panamá, en los términos definidos en la Resolución CREG 055 de 2011.

Los valores de las variables y durante los primeros 24 meses corresponderán a los valores determinados en los diseños de la Línea de Interconexión Colombia - Panamá y a partir del mes 24 su cálculo corresponderá a los valores efectivamente observados.

(Fuente: R CREG 002/12, ANEXO Num. 3.2)

Cálculo de las equivalencias de potencia firme de largo plazo a energía firme de largo plazo en el caso de Colombia

ARTÍCULO 2.12.14.2.3.3.1. Cálculo de las equivalencias de potencia firme de largo plazo a energía firme de largo plazo en el caso de Colombia. 3.3.1 La Equivalencia de Potencia Firme de Largo Plazo a Energía Firme Diaria, para plantas hidráulicas, instaladas en Panamá, será determinada por el valor mínimo entre el producto de los Dfaci horarios asignados al Agente en el sentido Panamá-Colombia (en MW) por la cantidad de horas en un día (24 h) y el producto de la Energía Firme mensual no comprometida de la planta dividido en los días del correspondiente mes.

Para efectos del cálculo de la disponibilidad de la energía se considerará la disponibilidad y las pérdidas porcentuales de la línea de Interconexión Internacional Colombia Panamá.

Esta equivalencia, será determinada mediante las siguientes fórmulas:

Donde:

ENFICC_A:	Energía Firme Diaria de un Agente con DFACI en el sentido Panamá Colombia, en MWh.
DFACI_Asignados:	Es el Derecho Financiero de Acceso a la Capacidad de la línea de Interconexión Colombia Panamá asignados horariamente al Agente en sentido Panamá Colombia, en MW.
EF_{planta i}:	Energía Firme mensual de la planta i en Panamá con el 95% de excedencia, mediante la cual se calcula la Potencia Firme de Largo Plazo, en MWh/mes.
:	Pérdidas porcentuales del Enlace Internacional Colombia Panamá.
:	Disponibilidad del Enlace Internacional Colombia Panamá.
d:	Días correspondientes al mes de máxima excedencia.
:
CMX:	Capacidad Máxima de Tranferencia del Enlace Internacional Colombia Panamá, verificada por los operadores al momento de la entrada en operación comercial del Enlace Internacional Colombia Panamá, en los términos definidos en la Resolución CREG 055 de 2011.

3.3.2 Para el caso de las plantas o unidades térmicas instaladas en Panamá, la Equivalencia de Potencia Firme de Largo Plazo a Energía Firme Diaria será determinada por el valor mínimo entre el producto de los Dfaci horarios asignados al Agente en el sentido Panamá-Colombia (en MW) por la cantidad de horas en un día (24 h), el producto de la Potencia Firme de Largo Plazo de la planta o unidad por la cantidad de horas en un día (24 h) y el producto de la capacidad efectiva de la planta o unidad por la cantidad de horas en un día (24 h).

Para efectos del cálculo de la disponibilidad de la energía, se considerará la disponibilidad y las pérdidas porcentuales de la línea de Interconexión Internacional Colombia Panamá y la potencia firme de largo plazo no comprometida.

Esta equivalencia, será determinada mediante las siguientes fórmulas:

Donde:

ENFICC _A:	Energía Firme diaria de un Agente con Dfaci en el sentido Panamá Colombia, en MWh.

DFACI _Asignados:	Es el Derecho Financiero de Acceso a la Capacidad de la línea de Interconexión Colombia Panamá asignados horariamente al Agente en sentido Panamá Colombia, en MW.

PFLP:	Potencia Firme de largo Plazo no comprometida de la Planta o Unidad i, en MW.

CE:	Capacidad Efectiva de las plantas o unidades, en MW.

IHF:	Índice Histórico de Fallas.

:	Pérdidas porcentuales del Enlace Internacional Colombia Panamá.

:	Disponibilidad del Enlace Internacional Colombia Panamá.

:	Relación entre PFLP no comprometida y PFLP de la planta.

:

CMAX:	Capacidad Máxima de Tranferencia del Enlace Internacional Colombia Panamá, verificada por los operadores al momento de la entrada en operación comercial del Enlace Internacional Colombia Panamá, en los términos definidos en la Resolución CREG 055 de 2011.

(Fuente: R CREG 002/12, ANEXO Num. 3.3)

Actividad de generación con plantas menores de 20 MW que se encuentra conectado al Sistema Interconectado Nacional (SIN)

ARTÍCULO 2.13.1. ÁMBITO DE APLICACION. Esta Resolución se aplica a las personas naturales o jurídicas que tengan generación con plantas menores de 20 MW y que se encuentran conectadas al SIN.

(Fuente: R CREG 086/96, art. 2)

ARTÍCULO 2.13.2. OPCIONES DE LAS PLANTAS MENORES DE 20 MW Y GENERADOR DISTRIBUIDO. Las personas naturales o jurídicas propietarias u operadores de plantas menores de 20 MW tienen las siguientes opciones para comercializar la energía que generan dichas plantas:

1. Plantas con capacidad efectiva menor de 1 MW y generador distribuido.

Estas plantas no tendrán acceso al despacho central y la energía generada por dichas plantas puede ser comercializada, teniendo en cuenta los siguientes lineamientos:

1.1. <Numeral derogado por el artículo 31 de la Resolución 174 de 2021>

1.2. La energía generada por una planta con capacidad menor a 1 MW y generador distribuido puede ser ofrecida a una comercializadora que atiende mercado regulado, participando en las convocatorias públicas que abran estas empresas. En este caso, y como está previsto en la Resolución CREG-020 de 1996 o la que la ajuste, modifique o sustituya, la adjudicación se efectúa por mérito de precio.

1.3. La energía generada por una planta con capacidad menor a 1 MW y generador distribuido, puede ser vendida a precios pactados libremente, a los siguientes agentes: Generadores, o Comercializadores que destinen dicha energía a la atención exclusiva de Usuarios No Regulados.

2. Plantas con capacidad efectiva mayor o igual a 1 MW y menor de 20 MW.

Estas plantas podrán optar por acceder al despacho central y en el caso de tomar esta opción, deberán cumplir con la reglamentación vigente de las plantas despachadas centralmente.

En caso de que estas plantas no se sometan al despacho central, la energía generada por dichas plantas puede ser comercializada, así:

2.1. La energía generada puede ser ofrecida a una comercializadora que atiende mercado regulado, participando en las convocatorias públicas que abran estas empresas. En este caso y como está previsto en la Resolución CREG 020 de 1996 o la que la ajuste, modifique o sustituya, la adjudicación se efectúa por mérito de precio.

2.2. La energía generada puede ser vendida, a precios pactados libremente, a los siguientes agentes: Generadores, o Comercializadores que destinen dicha energía a la atención exclusiva de Usuarios No Regulados.

PARÁGRAFO. Cuando una planta que haya declarado una capacidad efectiva menor a 20 MW presente entregas de potencia promedio en período horario a la red mayor a dicho límite en cinco horas, continuas o discontinuas, en un período de treinta (30) días calendario consecutivos, sin que esta entrega de energía haya sido solicitada por el administrador del mercado, se modificará el valor de la capacidad efectiva de la planta.

El ASIC será responsable de realizar este procedimiento.

El nuevo valor de la capacidad efectiva de la planta corresponderá al promedio simple de la potencia promedio en período horario de las cinco primeras horas donde se superó el límite de 20 MW, expresado en valores enteros de MW, aplicando redondeo al entero más próximo. Por tanto, la planta quedará sometida a las reglas aplicables para las plantas que son despachadas centralmente a partir del primer día del siguiente mes calendario, y durante un período de seis meses.

(Fuente: R CREG 086/96, art. 3) (Fuente: R CREG 096/19, art. 1) (Fuente: R CREG 024/15, art. 19) (Fuente: R CREG 039/01, art. 1)

ARTÍCULO 2.13.3. VIGENCIA CONTRATOS A PRECIO DE BOLSA DE PLANTAS MENORES A 20 MW. Los agentes con plantas con capacidad inferior a 20 MW que tengan contratos registrados a precio de bolsa con destino al mercado regulado, al momento de expedición de la presente resolución, se mantendrán vigentes hasta la fecha de finalización registrada en el ASIC y no se podrán prorrogar.

(Fuente: R CREG 096/19, art. 2)

PARTE 14

Cogeneración

Reglamento de la actividad de cogeneración en el Sistema Interconectado Nacional (Sin)

ARTÍCULO 2.14.1.1. AMBITO DE APLICACION. Esta Resolución se aplica a los agentes Cogeneradores que se encuentran conectados al SIN.

PARAGRAFO 1o. Cogenerador Usuario Regulado. Un Cogenerador tiene la categoría de usuario regulado si su demanda máxima es inferior o igual al límite de potencia que para tal fin establece la CREG.

PARAGRAFO 2o. Cogenerador Usuario No Regulado. Un Cogenerador tiene la categoría de usuario no regulado si su demanda máxima es mayor al límite de potencia que para tal fin establece la CREG.

PARAGRAFO 3o. La calidad de usuario regulado o no regulado no se determina con base en la demanda suplementaria que el Cogenerador contrate con un comercializador o un generador.

(Fuente: R CREG 107/98, art. 2)

ARTÍCULO 2.14.1.2. CONDICIONES PARA LA CONEXION AL SIN. Las condiciones para la conexión al STN del Cogenerador son las contenidas en las Resoluciones CREG-001 de Noviembre de 1994 (Artículos No: 21, 22 y 23) y para la conexión a los STR o SDL son las contenidas en la Resolución CREG-003 de Noviembre de 1994 (Artículos No: 18, 19 y 20), en lo que no contradiga las disposiciones establecidas en la Resolución CREG-070 de 1998, o en aquellas normas que modifiquen o complementen las Resoluciones mencionadas.

Las condiciones técnicas y contractuales de la conexión deben sujetarse a los códigos y reglamentos vigentes.

(Fuente: R CREG 107/98, art. 3)

ARTÍCULO 2.14.1.3. CONDICIONES PARA EL ACCESO AL RESPALDO. El Cogenerador Usuario Regulado debe ser respaldado por el comercializador del mercado regulado donde se encuentre localizada la planta de Cogeneración.

El Cogenerador que tiene la categoría de Usuario No Regulado, debe contratar su respaldo con cualquier comercializador del mercado mayorista de electricidad.

(Fuente: R CREG 107/98, art. 4)

ARTÍCULO 2.14.1.4. USO DEL RESPALDO. Se entenderá que un Cogenerador usa el servicio de respaldo cuando la potencia eléctrica promedio que toma de la red en una hora cualquiera, es mayor a la Demanda Suplementaria contratada. En caso de no tenerla, esta se considerará como cero para efectos de la evaluación del uso del respaldo.

(Fuente: R CREG 107/98, art. 5) (Fuente: R CREG 005/10, art. 8)

ARTÍCULO 2.14.1.5. TARIFAS PARA LOS SERVICIOS DE RESPALDO. El comercializador que atiende a un Cogenerador que tiene la categoría de Usuario Regulado, para efectos de cobrar el servicio de respaldo, aplicará tarifas reguladas como a cualquier otro usuario industrial o comercial regulado.

Para el Cogenerador con categoría de Usuario No Regulado, las tarifas correspondientes a Servicio de Respaldo se acuerdan libremente entre las partes y podrán considerar entre otros los siguientes conceptos de costos: Cargos por Uso del STN, Cargos por Uso de los STR y SDL, Costos por Pérdidas de Energía en el STN y en los STR y SDL (acumuladas hasta el nivel de tensión en que se preste el servicio), Costo de la Energía Suministrada y los demás cargos que enfrente quien preste el respaldo por concepto de otros servicios tales como: CND, CRDïs, SIC, reconciliaciones y adicionalmente un cargo por concepto de comercialización.

(Fuente: R CREG 107/98, art. 6)

ARTÍCULO 2.14.1.6. SISTEMAS DE MEDICIÓN. El cogenerador deberá contar con los sistemas de medición que permitan el registro de la producción de energía eléctrica, energía térmica y el consumo del combustible, para la evaluación del REE y la producción mínima de energía eléctrica del Cogenerador. El sistema de medición y las mediciones deberán cumplir como mínimo lo siguiente:

a) Las mediciones deben ser realizadas en los bornes del generador de energía eléctrica y en los puntos de entrega de la energía térmica (Calor Útil) a la actividad productiva. Estos puntos pueden ser tantos, como los necesarios para registrar la totalidad del Calor Útil y que permitan la consolidación de la producción al momento de su registro.

b) Los equipos de medida de energía eléctrica empleados deben cumplir lo establecido en el anexo denominado "Código de Medida", aprobado mediante la Resolución 025 de 1995, o aquellas que lo modifique o sustituya.

c) Las mediciones de energía registradas deberán totalizar la producción de energía eléctrica, Calor Útil y el consumo de combustible para ser reportados y auditados.

d) Los registros de Energía Primaria entregada por el combustible consumido y la producción de Energía Eléctrica y Calor Útil deben ser mantenidos, reportados y expresados en kWh.

e) Los métodos de medición, procesamiento, registro, modificación y reporte deben garantizar la exactitud, trazabilidad y veracidad de las medidas, estos métodos estarán sujetos a auditoría.

(Fuente: R CREG 107/98, art. 7) (Fuente: R CREG 005/10, art. 4)

ARTÍCULO 2.14.1.7. VENTA DE EXCEDENTES. La venta de excedentes producidos por los Cogeneradores se hará cumpliendo las siguientes reglas:

-- Cogenerador con Energía Excedente con Garantía de Potencia. La Energía Excedente con Garantía de Potencia puede comercializarse de la siguiente manera:

Energía Excedente con Garantía de Potencia < 20 MW

Opción 1

Sin acceso al Despacho Central y por lo tanto sin participación en la Bolsa de Energía. La regulación aplicable en términos del Reglamento de Operación será la misma que se aplica a las Plantas Menores que no participan en la Bolsa. La Energía Excedente con Garantía de Potencia puede ser comercializada, teniendo en cuenta los siguientes lineamientos:

1. La Energía Excedente con Garantía de Potencia puede ser vendida a una comercializadora que atiende mercado regulado, directamente sin convocatoria pública, siempre y cuando no exista vinculación económica entre el comprador y el vendedor. En este caso, el precio de venta será única y exclusivamente el Precio en la Bolsa de Energía en cada una de las horas correspondientes, menos un peso moneda legal ($1.00) por kWh indexado conforme a lo establecido en la Resolución CREG-005 de 2001.

2. La Energía Excedente con Garantía de Potencia puede ser ofrecida a una comercializadora que atiende mercado regulado, participando en las convocatorias públicas que abran estas empresas, conforme a la Resolución CREG-020 de 1996 o aquellas que la modifiquen o deroguen. En este caso y como está previsto en dicha Resolución, la adjudicación se efectúa por mérito de precio.

3. La Energía Excedente con Garantía de Potencia puede ser vendida, a precios pactados libremente, a los agentes Comercializadores que destinen dicha energía a la atención exclusiva de Usuarios No Regulados.

Opción 2

Con acceso al Despacho Central, en cuyo caso participarán en la Bolsa de Energía. De tomar esta opción, la Energía Excedente con Garantía de Potencia deberá considerarse como inflexible, cumpliendo con la regulación vigente que se aplica a los Generadores.

En este caso, la Energía Excedente con Garantía de Potencia puede ser comercializada, teniendo en cuenta los siguientes lineamientos:

1. La Energía Excedente con Garantía de Potencia puede ser vendida en la Bolsa.

2. La Energía Excedente con Garantía de Potencia puede ser vendida siguiendo los mismos lineamientos indicados en la Opción 1 anterior para venta de excedentes de cogeneradores con garantía de potencia < 20 MW sin acceso al Despacho Central y por lo tanto sin participación en la Bolsa de Energía.

Energía Excedente con Garantía de Potencia = 20 MW

Con participación obligatoria en el Despacho Central y por ende en la Bolsa de Energía. La Energía Excedente con Garantía de Potencia deberá considerarse como inflexible, cumpliendo con la regulación vigente que sea aplicable.

La Energía Excedente con Garantía de Potencia puede ser comercializada, teniendo en cuenta los mismos lineamientos indicados en la Opción 2 anterior para venta de excedentes de cogeneradores con garantía de potencia < 20 MW con acceso al despacho central.

-- Cogenerador con Energía Excedente sin Garantía de Potencia. La Energía Excedente sin Garantía de Potencia puede comercializarse de la siguiente manera:

Opción 1

Sin acceso al Despacho Central y por lo tanto sin participación en la Bolsa de Energía. La Energía Excedente sin Garantía de Potencia puede ser vendida, a precios pactados libremente, a los Comercializadores que destinen dicha energía a la atención exclusiva de Usuarios No Regulados.

Opción 2

Con acceso al Despacho Central, en cuyo caso la Energía Excedente sin Garantía de Potencia será vendida en la Bolsa de Energía. El tratamiento aplicable a esta Energía Excedente, en lo que se refiere al Precio de Oferta y liquidación de la transacción, será igual al aplicable para la generación Inflexible.

PARÁGRAFO 1o. El Cogenerador que participe en la Bolsa de Energía con Excedentes, con o sin Garantía de Potencia, deberá registrarse ante el SIC. La participación en la Bolsa implica el recaudo por parte del agente respectivo del Costo Equivalente en Energía del Cargo por Confiabilidad (CEE), y el recaudo por parte del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) del impuesto establecido en el artículo 81 de la Ley 633 de 2000.

PARÁGRAFO 2o. El Cogenerador que participe en la Bolsa de Energía con Excedentes con Garantía de Potencia, tendrá categoría de Generador con una Capacidad Efectiva equivalente a los Excedentes con Garantía de Potencia que registre ante el SIC. La regulación aplicable a los generadores, se hace extensiva para estos Cogeneradores.

(Fuente: R CREG 107/98, art. 8) (Fuente: R CREG 005/10, art. 10)

ARTÍCULO 2.14.1.8. OTRAS REGLAS APLICABLES. En cuanto a los productores para uso particular, los propietarios u operadores de las plantas a que se refiere la presente Resolución, darán cumplimiento a lo ordenado en el Artículo 16 de la Ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 107/98, art. 10)

Requisitos y condiciones técnicas que deben cumplir los procesos de cogeneración y se regula esta actividad

ARTÍCULO 2.14.2.1. REQUISITOS Y CONDICIONES TÉCNICAS QUE DEBE CUMPLIR EL PROCESO DE PRODUCCIÓN COMBINADA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y TÉRMICA PARA SER CONSIDERADO COMO UN PROCESO DE COGENERACIÓN. El proceso de producción combinada de energía eléctrica y térmica que hace parte de la actividad productiva de quien produce dichas energías, podrá ser considerado como un proceso de Cogeneración, cuando quien lo realiza demuestre el cumplimiento de los siguientes requisitos:

a) Tener un Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) superior al mínimo exigido en el artículo 3o de esta resolución. El REE deberá ser calculado como:

Donde,

REE	Rendimiento Eléctrico Equivalente, expresado en porcentaje [%] con aproximación a un decimal.
EE	Producción total bruta de energía eléctrica en el proceso, expresado en kWh. Por consiguiente, incluye tanto la energía eléctrica usada en el proceso productivo propio como los excedentes entregados a terceros.
EP	Energía primaria del combustible consumido por el proceso, expresado en kWh y calculada empleando el Poder Calorífico Inferior del combustible.
CU	Producción total de Calor Útil del proceso, expresado en kWh.
	Eficiencia de referencia para la producción de Calor Útil. Este valor será de 0,9 mientras la CREG no determine otro.

b) Producción mínima de energía eléctrica y térmica en el proceso.

1. Si produce Energía Eléctrica a partir de Energía Térmica, la Energía Eléctrica producida deberá ser mayor (>) al 5% de la Energía Total generada por el sistema (Térmica + Eléctrica).

2. Si produce Energía Térmica a partir de un proceso de generación de Energía Eléctrica, la Energía Térmica producida deberá ser mayor (>) al 15% de la Energía Total generada por el sistema (Térmica + Eléctrica).

PARÁGRAFO 1o. El valor del REE y la producción mínima de energía eléctrica y térmica deberán determinarse por medio de una auditoría y pruebas como se establece en el artículo 6o de esta resolución.

PARÁGRAFO 2o. Como energía térmica para los cálculos señalados en los literales a) y b) solo podrá considerarse el Calor Útil.

(Fuente: R CREG 005/10, art. 2)

ARTÍCULO 2.14.2.2. VALORES MÍNIMOS DEL REE. El proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica que hace parte de la actividad productiva de quien produce dichas energías deberá cumplir los siguientes valores mínimos del REE para ser considerado como un proceso de Cogeneración, de conformidad con el artículo 2o de esta resolución:

a) Para Cogeneradores Nuevos:

Tabla 1. Valores mínimos de REE anual

Tipo de combustible	REE [%]
Gas natural	53,5
Carbón	39,5
Hidrocarburos grados API < 30	30,0
Hidrocarburos grados API > 30	51,0
Bagazo y demás residuos agrícolas de la caña de azúcar	20,0
Otros Combustibles de Origen Agrícola	30,0

Los proyectos de Cogeneración que empleen combustibles diferentes a los indicados en la tabla 1, podrán solicitar a la Comisión se considere la definición del REE mínimo exigible.

En el caso de la quema alternada o combinada de diferentes tipos de combustibles, el REE mínimo exigible se obtendrá mediante la ponderación de los valores de la tabla 1 de acuerdo con la participación energética de cada uno de los combustibles empleados, calculados usando el Poder Calorífico Inferior del combustible, como sigue:

REEm:	Rendimiento Eléctrico Equivalente para la quema alternada o combinada de diferentes tipos de combustibles, expresado en porcentaje [%] con aproximación a un decimal.
EP:	Energía primaria del combustible consumido por el proceso, expresado en kWh y calculada empleando el Poder Calorífico Inferior de cada combustible.
REEc_i:	Rendimiento Eléctrico Equivalente mínimo exigido para la combustible i.
EPc_i:	Energía primaria del combustible i consumido por el proceso, expresada en kWh y calculada empleando el Poder Calorífico Inferior del combustible.

b) Para Cogeneradores Existentes: El REE exigido para cada Cogenerador existente a la fecha de expedición de esta resolución, será el menor valor entre el mínimo exigido para Cogeneradores Nuevos y el que se determine por medio de una auditoría y pruebas como se establece en el artículo 6o de esta resolución. El valor seleccionado se tomará como el mínimo valor del REE que debe mantener cada una de estas plantas.

(Fuente: R CREG 005/10, art. 3)

ARTÍCULO 2.14.2.3. REPORTE DE MEDICIONES. El Cogenerador deberá realizar el reporte de las mediciones de Energía Eléctrica, Calor Útil y Energía Primaria entregada por el combustible consumido, teniendo en cuenta las siguientes condiciones:

a) El reporte de los registros debe hacerse de acuerdo con los requisitos del Código de Medida, adoptado mediante la Resolución CREG-024 de 1995 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

b) El Cogenerador deberá reportar al CND los valores de las mediciones de Energía Eléctrica y Calor Útil diariamente antes de las 8:00 a. m. Para el caso de la cantidad de Energía Primaria entregada por el combustible consumido, esta deberá ser reportada semanalmente el día lunes antes de las 8 a. m.

c) En caso de quema alternada o combinada de combustibles, deberá indicar semanalmente el aporte energético de cada combustible.

d) Las mediciones podrán ser modificadas dentro de las veinticuatro (24) horas siguientes a la realización del reporte.

PARÁGRAFO. El CND dispondrá de los medios y establecerá el procedimiento para el reporte de los agentes Cogeneradores en un término máximo de 3 meses siguientes a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución.

(Fuente: R CREG 005/10, art. 5) (Fuente: R CREG 047/11, art. 2)

ARTÍCULO 2.14.2.4. AUDITORÍA Y PRUEBAS. Los Cogeneradores Nuevos deberán certificar un REE superior al mínimo exigido en la Tabla 1 del artículo 3o, literal a), de esta resolución, así como la producción mínima de energía eléctrica y térmica a que se refiere el literal b) del mismo artículo, 6 meses después del inicio de operación en el Mercado de Energía Mayorista en los términos de la Resolución CREG 107 de 1998 o aquella que la modifique o sustituya.

Los Cogeneradores Existentes deberán certificar el REE de su proceso y el cumplimiento de la producción mínima de energía eléctrica y térmica, dentro de los seis meses siguientes a la fecha en que la CREG expida la resolución adoptando el procedimiento de pruebas y auditoría que se refiere este artículo. Durante este periodo, el Cogenerador existente podrá continuar la venta de excedentes de energía.

Las certificaciones se obtendrán como resultado de una auditoría y una prueba a la planta realizada por una de las empresas auditoras de la lista que adopte el Consejo Nacional de Operación -CNO-. La prueba se debe realizar en coordinación con el CND.

Copia de las certificaciones deberán enviarse a la CREG y al CND. El CND verificará el cumplimiento de los parámetros exigidos en los artículos 2o y 3o de esta resolución soportado en la certificación entregada por la firma auditora. El agente solamente podrá continuar la venta de excedentes de energía eléctrica a partir de la publicación que haga el CND si de su verificación se concluye el cumplimiento de tales parámetros.

La auditoría debe tener como mínimo el siguiente alcance:

a) Revisión de los sistemas de medición de energía primaria, eléctrica y térmica del proceso de Cogeneración que proveen los datos para el cálculo del REE y su trazabilidad al Sistema Internacional de Unidades.

b) Verificación de que la energía térmica medida corresponda única y exclusivamente al Calor Útil.

c) Revisión de la integridad de los registros mantenidos de energía primaria, eléctrica y térmica producida para el cálculo del REE.

d) Determinación del REE del agente cogenerador y de la proporción de la producción de energía eléctrica y térmica.

El procedimiento de auditoría y prueba para las plantas de Cogeneración deberá ser desarrollado por el CNO a más tardar dentro de los tres (3) meses siguientes a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución, dentro de este proceso se considerará los comentarios de los agentes y demás interesados.

En el protocolo de prueba se considerará que la unidad de generación deberá operar como mínimo por un periodo de dos (2) horas a su máxima capacidad con su combustible principal para cogeneración, para determinar el cumplimiento de los requisitos definidos en los artículos 2o y 3o de esta resolución. El procedimiento de prueba deberá ser enviado a la CREG para su revisión y posterior adopción.

El costo asociado a la auditoría y las pruebas realizadas será asumido por el agente que la solicite.

La CREG podrá solicitar al Cogenerador en cualquier momento la realización de una auditoría para demostrar el cumplimiento de los requisitos previstos en los artículos 2o y 3o de esta resolución; para esto la CREG solicitará al CND la contratación de una firma auditora de la lista adoptada por el CNO y la programación de la auditoría al Cogenerador. El costo de la auditoría estará a cargo del Cogenerador.

PARÁGRAFO. En caso de modificaciones superiores al 40% de la capacidad instalada de producción de energía eléctrica o energía térmica en el proceso de Cogeneración, al momento de la actualización del registro ante el CND y el ASIC del Cogenerador, este deberá enviar copia de nuevas certificaciones en las cuales se demuestre que mantiene el cumplimiento de los parámetros exigidos en los artículos 2o y 3o de esta resolución.

PARÁGRAFO 2o. Si el Cogenerador requiere de la quema simultánea de combustibles para su operación, podrá emplear estos para la prueba. El REE se determinará como en el caso de la quema alternada o combinada de combustibles.

(Fuente: R CREG 005/10, art. 6) (Fuente: R CREG 047/11, art. 3)

ARTÍCULO 2.14.2.5. SEGUIMIENTO DE LOS REQUISITOS Y CONDICIONES TÉCNICAS DE LAS UNIDADES DE COGENERACIÓN. El CND calculará e informará públicamente en la primera semana de los meses de enero, abril, julio y octubre, el REE y la Producción mínima de energía eléctrica y térmica de las unidades de Cogeneración del SIN, empleando los reportes de los últimos doce meses realizados por estos de conformidad con esta resolución.

En caso de no contar con los registros para los últimos doce meses inmediatamente anteriores a las fechas indicadas, debido al momento de entrada del Cogenerador al SIN, el cálculo del REE y la Producción mínima de energía eléctrica y térmica se aplazará hasta que se alcancen los doce meses requeridos.

Si los valores calculados por el CND son inferiores a los mínimos exigidos en los artículos 2o y 3o de esta resolución, el Cogenerador deberá demostrar en un término no mayor a un (1) mes, contado desde la fecha de la publicación efectuada por el CND, el cumplimiento de dichos valores mínimos por medio de una auditoría y pruebas de acuerdo al artículo 6o de esta resolución.

De no presentar la certificación o si cualquiera de los valores certificados resulta inferior a los mínimos exigidos en los artículos 2o y 3o de esta resolución, el proceso de producción combinada de energía eléctrica y térmica no podrá ser considerado como un proceso de cogeneración y, por tanto, el Cogenerador no podrá seguir vendiendo sus excedentes de energía en el Mercado de Energía Mayorista.

PARÁGRAFO. Un Cogenerador podrá retomar la venta de sus excedentes de energía una vez presente una auditoría y pruebas en la forma prevista en el artículo 6o y en la que como resultado se demuestre el cumplimiento de los valores mínimos exigidos en esta Resolución.

PARÁGRAFO 2o. La pérdida de calidad de cogeneración del proceso de producción combinada de energía eléctrica y térmica en los términos de este artículo, será considerada como una causal para la cancelación del registro de la frontera comercial respectiva, de que trata el artículo 3o de la Resolución CREG 006 de 2003 o aquella que la modifique o sustituya.

Para el efecto, corresponderá al ASIC cancelar la frontera comercial.

(Fuente: R CREG 005/10, art. 7) (Fuente: R CREG 047/11, art. 4)

ARTÍCULO 2.14.2.6. REMUNERACIÓN DEL RESPALDO OTORGADO POR EL SIN A LOS COGENERADORES. La valoración del respaldo se realizará conforme a lo establecido por la Resolución CREG-097 de 2008 o aquella que la modifique o sustituya, para unidades de cogeneración conectadas a un SDL o STR.

El respaldo en el suministro de energía deberá ser contratado con un comercializador en los términos establecidos en la Resolución CREG-107 de 1998 o aquella que la modifique o sustituya. Los contratos de respaldo deberán ser registrados por el comercializador ante el ASIC. Adicionalmente, se deberá considerar lo siguiente:

i) El comercializador deberá registrar e identificar ante el ASIC la frontera del Cogenerador.

ii) La energía consumida durante el respaldo por un Cogenerador Usuario no Regulado será liquidada al Comercializador que lo atiende al Precio de Bolsa.

iii) En caso de que el Precio de Bolsa sea mayor que el precio de escasez de activación y las Obligaciones de Energía Firme asignadas sean mayores que la Demanda Total Doméstica, la cual incluirá el consumo de los Cogeneradores, la diferencia entre el Precio de Bolsa y el precio de escasez ponderado se recaudará como sigue y será aplicada como un menor valor del costo de las restricciones asignado a cada comercializador que atiende la Demanda Total Doméstica en proporción de su Demanda Comercial.

Donde:

R_COGm	Recaudo Cogeneradores para el mes m.
D_COG	Demanda de Cogeneradores durante el respaldo.
PB_h	Precio de Bolsa para la hora h.
PE_h	Precio de escasez ponderado para la hora h.
h	Indexa las horas del mes m durante las cuales hizo uso del respaldo y se cumple la condición indicada".

iv) Para cualquier otra condición diferente a la establecida en el ítem ii), se aplicará la regulación vigente.

(Fuente: R CREG 005/10, art. 9) (Fuente: R CREG 140/17, art. 19)

Pruebas y auditoría para plantas de cogeneración

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.14.3.1.1. PRUEBAS Y AUDITORÍA PARA PLANTAS DE COGENERACIÓN. Las pruebas y auditoría señaladas en la Resolución CREG 005 de 2010 serán realizadas usando el procedimiento descrito en el Anexo 1 de esta resolución. El procedimiento se realizará en dos etapas, como se describe a continuación:

1. Primera etapa: Revisión documental previa:

a) Condiciones: La revisión documental deberá ser realizada por la firma auditora empleando para ello la información señalada en el numeral 6 del Anexo de la presente resolución y la demás que considere pertinente para la realización de la auditoría;

b) Resultados: La firma auditora deberá entregar como resultado:

- Concepto donde se establezca, expresamente y sin ambigüedades, si es posible realizar la prueba conforme a las reglas establecidas en el anexo de la presente resolución.

- Listado de las desviaciones respecto del procedimiento de prueba y auditoría establecido en el Anexo de esta resolución y ajustes necesarios para el cumplimiento de los requisitos establecidos.

- Concepto donde se establezca, expresamente y sin ambigüedades, si la información reportada a la fecha por el Cogenerador de acuerdo con el artículo 5o de la Resolución 005 de 2010 cumple con los requisitos del artículo 7o de la Resolución CREG 107 de 1998 modificado por el artículo 4o de la Resolución 005 de 2010 y, por tanto, puede ser empleada para la actividad de seguimiento señalada en el artículo 7o de la misma resolución;

c) Plazo de ejecución: El cogenerador deberá contratar la realización de la auditoría y la firma auditora realizar la revisión documental dentro de las ocho (8) semanas siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución.

2. Segunda etapa: Auditoría y prueba in situ:

a) Condiciones: La segunda etapa de la auditoría y pruebas, se realizará una vez se hayan corregido todas las desviaciones detectadas durante la revisión documental y el cogenerador haya presentado el método de corrección de la información reportada a la firma auditora para su validación;

b) Resultados: La firma auditora deberá entregar como resultado:

- Cálculo del Rendimiento Eléctrico Equivalente, así como la producción mínima de energía eléctrica y térmica de acuerdo con lo establecido en el artículo 2o de la Resolución CREG 005 de 2010.

- Concepto en el que se establezca, expresamente y sin ambigüedades, si el método de corrección definido por el Cogenerador para la información reportada en cumplimiento con el artículo 5o de la Resolución 005 de 2010 permite que esta pueda ser empleada para el seguimiento señalado en el artículo 7o de la misma resolución en caso de que este sea necesario;

c) Plazo de ejecución: La segunda etapa de la auditoría se debe realizar dentro de las veinticuatro (24) semanas siguientes a la finalización del periodo para contratación y ejecución de la revisión documental.

PARÁGRAFO 1o. Si el Cogenerador se encuentra aislado del SIN, o por requerimientos de seguridad y confiabilidad del SIN, o por aplicación del Decreto 880 de 2007 o aquel que lo modifique o sustituya, no puede ser despachado en ningún período, se procederá por parte del CND a cancelar la prueba y a establecer la nueva fecha de ejecución de la misma.

PARÁGRAFO 2o. La información reportada hasta la fecha de la prueba de acuerdo con el artículo 5o de la Resolución 005 de 2010 podrá ser corregida y reportada al CND, por una sola vez y dentro de las dos (2) semanas siguientes al envío de la certificación del cumplimiento de los parámetros exigidos en los artículos 2o y 3o de la Resolución CREG 005 de 2010 al CND y a la CREG de acuerdo con lo señalado en la Resolución CREG 005 de 2010.

(Fuente: R CREG 047/11, art. 1) (Fuente: R CREG 144/11, art. 1)

Pruebas y auditoría para los procesos de cogeneración (Anexo)

Generalidades

ARTÍCULO 2.14.3.2.1.1. GENERALIDADES. La prueba para determinar el Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) y la Producción mínima de energía eléctrica y térmica en el proceso de cogeneración, se debe realizar de acuerdo con las reglas establecidas en este Anexo.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 1)

ARTÍCULO 2.14.3.2.1.2. ALCANCE DE LA PRUEBA. Como resultado de esta prueba se deberán obtener los valores del Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) y la Producción mínima de energía eléctrica y térmica en el proceso.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 1.1)

Tecnologías y tipos de ciclo

ARTÍCULO 2.14.3.2.2.1. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA A PARTIR DE ENERGÍA TÉRMICA. - Recuperador de calor de un proceso con turbina de vapor.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 3.1)

ARTÍCULO 2.14.3.2.2.2. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA TÉRMICA A PARTIR DE UN PROCESO DE GENERACIÓN ENERGÍA ELÉCTRICA. Generador de vapor convencional:

- Turbina de vapor a contrapresión sin condensación.

- Turbina de vapor a contrapresión y condensación.

- Turbina con extracción de vapor a y condensación.

Turbina de gas:

- Turbina de gas con caldera de recuperación de calor.

- Turbina de gas en ciclo combinado con turbina de vapor.

- Turbina de gas para secado de productos.

Motor de combustión interna:

- Motor de combustión con recuperación de calor.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 3.2)

Sistema de unidades y equivalencias aplicables

ARTÍCULO 2.14.3.2.3.1. Sistema de unidades y equivalencias aplicables. Las mediciones realizadas en las plantas de cogeneración que proveen los datos para el cálculo del REE y la producción mínima de energía eléctrica y térmica deberán garantizar la exactitud y trazabilidad de las medidas. Las mediciones expresadas en sistemas de unidades diferentes al Sistema Internacional de Unidades (SI) tendrán en cuenta las equivalencias de las unidades que se establecen en este Anexo.

Los registros de Energía Primaria entregada por el combustible consumido, la producción de Energía Eléctrica de cogeneración y el Calor Útil deben ser mantenidos, reportados y expresados en kWh.

A continuación se relacionan las equivalencias de las unidades que se utilizarán en los cálculos necesarios para las pruebas y auditoría de los procesos de cogeneración. Los resultados de la aplicación de las equivalencias se aproximarán a dos (2) decimales:

1 kcal = 4,1868 kJ	1 Btu = 1,0551 kJ
1 Btu = 0,252 kcal	1 kWh = 3600 kJ
1 kWh = 3412,14 Btu	1 kWh = 859,8452 kcal
1 m³ = 35,3147 ft³	1 m³ = 264,1722 gal
1 lb = 0,4536 kg	1 kgf/cm² =14,2233 psig
1 kgf/cm² = 735,5615 mmHg	1 kgf/cm² = 28,9591 inHg
1 bar = 1,0197kgf/cm²	1 Btu/lb = 0,5555 kcal/kg
°C = 0,5555 x (ºF - 32)	----

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 4)

Mediciones

ARTÍCULO 2.14.3.2.4.1. MEDICIONES ELÉCTRICAS. La medición de la energía eléctrica bruta, en los bornes del generador, se hará utilizando los contadores de energía de la unidad, que serán al menos clase IEC 0,5, y las lecturas de potencia instantánea en los vatímetros propios de la unidad en prueba.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 5.1)

ARTÍCULO 2.14.3.2.4.2. GAS NATURAL. Los medidores de flujo de gas natural utilizados para las pruebas deberán cumplir con el margen de error del 1% establecido en el Reglamento Único de Transporte (RUT) de gas natural por redes aprobado mediante la Resolución CREG 071 de 1999 y demás normas que la modifican o complementan. Desde la fecha de calibración de los instrumentos de medición de flujo de gas hasta el momento de realización de la prueba, no podrán haber transcurrido más de doce (12) meses. El acta o certificado de calibración deberá ser expedido por el transportador de gas natural, su delegado, o una firma debidamente acreditada con capacidad para prestar este tipo de servicios.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 5.2)

ARTÍCULO 2.14.3.2.4.3. COMBUSTIBLES LÍQUIDOS. Las plantas y/o unidades que operan con combustible líquido deberán tener medidores con una exactitud al menos de 0,5%. Desde la fecha de calibración de los contadores de combustible líquido hasta el momento de realización de la prueba, no podrán haber transcurrido más de doce (12) meses. El acta o certificado de calibración deberá ser expedido por una entidad acreditada con capacidad para prestar este tipo de servicios, por el fabricante o por su representante.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 5.3)

ARTÍCULO 2.14.3.2.4.4. COMBUSTIBLES SÓLIDOS. La medición de la cantidad de combustibles sólidos consumida por la unidad durante la prueba se hará utilizando los alimentadores gravimétricos propios de la unidad. Si la unidad cuenta con alimentadores volumétricos que puedan medir el volumen de combustible consumido durante la prueba, se podrá hacer la medición de este volumen siempre y cuando un laboratorio acreditado certifique la densidad del combustible en las condiciones en que este cae de las tolvas a los alimentadores, con el fin de poder calcular la masa de combustible consumido. La exactitud de la medida del consumo de combustibles sólidos será del 2,0%.

Las centrales que no cuenten con equipos alimentadores harán la medición en la báscula instalada en la banda transportadora que alimenta las tolvas del combustible, siguiendo el procedimiento establecido en este Anexo. Desde la fecha de expedición del acta o certificado de calibración de la báscula hasta el momento de la prueba, no podrán haber transcurrido más de doce (12) meses. El acta o certificado de calibración deberá ser expedido por una entidad acreditada con capacidad para expedir este tipo de certificados.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 5.4)

ARTÍCULO 2.14.3.2.4.5. TEMPERATURA AMBIENTE Y PRESIÓN BAROMÉTRICA. La temperatura ambiente y la presión barométrica se medirán con instrumentos que tengan una exactitud dentro del rango de ± 1,0%. Los instrumentos portátiles deberán estar situados, durante el período de la prueba, en un sitio a la sombra y en cercanías del tanque de agua de reposición del ciclo térmico. Para aquellas plantas que tengan instalado el sistema de medición que cumpla con los requerimientos de precisión podrán ser utilizados sus registros para las pruebas.

Desde la fecha de expedición del acta o certificado de calibración de los instrumentos de medición hasta el momento de la prueba, no podrán haber transcurrido más de doce (12) meses. El acta o certificado de calibración deberá ser expedido por una entidad acreditada con capacidad para expedir este tipo de certificados.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 5.5)

ARTÍCULO 2.14.3.2.4.6. MEDIDAS DE FLUIDOS TRANSPORTADORES DE CALOR. Las mediciones para determinar los caudales de los fluidos transportadores de calor: vapor, agua, líquidos térmicos, gases, etc., deberán tener una exactitud de 2,0%; las presiones y temperaturas, deberán tener una exactitud de 1,0%, y se realizarán en tantos puntos cuantos sean necesarios para el cálculo del calor útil total suministrado al proceso. Desde la fecha de calibración de estos medidores hasta el momento de realización de la prueba, no podrán haber transcurrido más de doce (12) meses. El acta o certificado de calibración deberá ser expedido por una entidad acreditada con capacidad para prestar este tipo de servicios, el fabricante o su representante.

En caso de que no existan laboratorios con un procedimiento de calibración acreditado, se podrá emplear las mejores prácticas de ingeniería para la calibración de los instrumentos de medición con el fin de garantizar los límites establecidos. El procedimiento empleado deberá ser presentado y aprobado durante la primera etapa de la auditoría y pruebas por la firma auditora.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 5.6)

Información que el cogenerador debe presentar para aprobación antes de la primera prueba

ARTÍCULO 2.14.3.2.5.1. DIAGRAMA DEL PROCESO E INSTRUMENTACIÓN (P&ID) DE COGENERACIÓN. El diagrama del proceso debe contener al menos:

a) Indicación de todos los puntos de mediciones de entrada y de entrega de combustibles a todos los procesos que demanden combustible, con la identificación de la línea de suministro de combustibles al proceso de cogeneración;

b) Identificación de los distribuidores y líneas de vapor a presiones diferentes para diferenciar el calor útil del proceso de cogeneración del suministro de otra energía térmica del proceso industrial;

c) Líneas de vapor desde calderas a turbinas, con todos los puntos de medición de entrega de vapor;

d) Líneas de vapor de las extracciones de la(s) turbina(s) de vapor, con indicación los equipos y/o distribuidores a los cuales se alimenta con este vapor, con las mediciones correspondientes;

e) Líneas de agua de alimentación, retornos de condensado y de reposición del ciclo;

f) Líneas de interconexión con los elementos de corte, regulación y/o control de vapor, agua y demás medios de transporte de energía térmica entre las diferentes etapas de procesos térmicos, con los puntos de medición.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 6.1)

ARTÍCULO 2.14.3.2.5.2. CARACTERÍSTICAS DE LA INSTRUMENTACIÓN PARA MEDIDAS. a) Características de la instrumentación instalada para medición de cantidades de combustible, indicando en el diagrama su ubicación y etiqueta de identificación;

b) Características de la instrumentación instalada para medición de caudales, presiones y temperaturas de vapor, de agua y/o de otros medios de transporte de energía térmica, indicando en el diagrama su ubicación y etiqueta de identificación;

c) Características de la instrumentación instalada para medición de energía eléctrica, indicando en el diagrama su ubicación y etiqueta de identificación.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 6.2)

ARTÍCULO 2.14.3.2.5.3. VARIABLES DEL PROCESO CALCULADAS. a) Cuando la planta no disponga de medida se deberá presentar el método de cálculo de energía primaria de cogeneración si el combustible principal no es exclusivo para el proceso de cogeneración;

b) Indicar y presentar el método de cálculo del Calor Útil de cogeneración suministrado al proceso cuando no exista medición de las variables requeridas.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 6.3)

Procedimiento de la prueba

Introducción

ARTÍCULO 2.14.3.2.6.1.1. Introducción. La prueba se realizará a máxima capacidad y se iniciará una vez el operador considere que los parámetros de operación de la unidad se encuentran estables.

En las centrales que realicen quema alternada o combinada de combustible, la prueba deberá realizarse a máxima capacidad con su combustible principal para cogeneración.

En el caso de plantas que requieran de la quema simultánea de combustibles para su operación, podrán emplear estos para la prueba.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7)

Condiciones de la medición

ARTÍCULO 2.14.3.2.6.2.1. Condiciones de la medición. Las mediciones deberán realizarse con la instrumentación definida y aprobada junto con el diagrama del proceso e instrumentación mencionado en el numeral 6.1 de este procedimiento, la cual debe quedar plenamente identificada por su etiqueta y establecida su localización. En el documento aprobado igualmente quedará establecida y aprobada la posibilidad de determinar algunos valores por medio de cálculos en los casos en los cuales la medida directa no sea viable por razones de instalación y siempre y cuando este cálculo arroje valores de buena confiabilidad.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7.1)

Unidades a gas natural o combustible líquido

ARTÍCULO 2.14.3.2.6.3.1. Unidades a gas natural o combustible líquido. La prueba de las unidades que operan con gas natural o combustible líquido tendrá una duración de dos (2) horas.

Durante la prueba se tomarán lecturas acumuladas, que serán base de los cálculos de Energía Primaria, Calor Útil y la energía de cogeneración y lecturas instantáneas que servirán primordialmente para verificar que las condiciones de operación de la unidad permanezcan estables durante la prueba.

Las lecturas acumuladas de cada una de las variables medidas, tanto iniciales como finales, deben realizarse de forma simultánea.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7.2)

ARTÍCULO 2.14.3.2.6.3.2. LECTURAS ACUMULADAS. a) Se medirá la energía eléctrica de cogeneración en bornes del generador, utilizando los instrumentos propios de la planta. Esta energía se medirá haciendo la diferencia entre las lecturas inicial y final del contador de la unidad;

b) Se medirá el consumo de combustibles registrados durante la prueba haciendo la diferencia entre las lecturas acumuladas iniciales y finales en los medidores correspondientes, según el combustible utilizado. Esta medición del combustible consumido en el período de la prueba se efectuará en pies cúbicos para el gas y galones, kilogramos, metros cúbicos o libras para combustibles líquidos y será la utilizada para los cálculos;

c) Se medirá el suministro de calor útil en el fluido transportador de calor durante la prueba (vapor, agua, aceite térmico, etc.) haciendo la diferencia entre las lecturas acumuladas iniciales y finales en los medidores correspondientes. Estas lecturas se deben complementar con las de lecturas de presiones y temperaturas en los puntos de control.

Cuando los equipos de medición tengan software que permita el registro automático de las mediciones, serán estos los valores oficiales de la prueba.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7.2.1)

ARTÍCULO 2.14.3.2.6.3.3. LECTURAS INSTANTÁNEAS. Se tomarán lecturas instantáneas, cada quince (15) minutos, del flujo de combustible, generación bruta (en bornes de generador), y de los fluidos transportadores de calor. Los promedios de las lecturas de la presión, temperatura de los fluidos transportadores de calor se utilizarán para los cálculos.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7.2.2)

ARTÍCULO 2.14.3.2.6.3.4. MUESTREO DE COMBUSTIBLE. Se tomarán dos muestras de gas o del combustible líquido utilizado, una al inicio y la otra al final de la prueba. La toma de muestras será supervisada por un representante de la Auditoría.

Los análisis de las muestras deberán ser practicados en un laboratorio acreditado.

El auditor vigilará la toma de las muestras, pero es responsabilidad del cogenerador remitirlas al laboratorio para su análisis, cuyos resultados deberán ser de igual forma enviados por el cogenerador al Auditor.

Los análisis de laboratorio deberán especificar lo siguiente:

a) Poder calorífico volumétrico ideal y real, bruto y neto (HHV y LHV), para el caso del gas natural;

b) Poder calorífico Bruto (HHV) del combustible líquido;

c) Poder calorífico Neto (LHV) calculado a partir del bruto y del contenido de hidrógeno, del combustible líquido;

d) Gravedad específica del combustible líquido.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7.2.3)

Unidades que consumen combustible sólido

ARTÍCULO 2.14.3.2.6.4.1. Unidades que consumen combustible sólido. Las pruebas de las unidades que operan con combustible sólido tendrán una duración de dos (2) horas, cuando la medición del combustible se haga por medio de alimentadores gravimétricos, o cuando la medición del volumen se haga por medio de alimentadores volumétricos, siempre y cuando la densidad del combustible sólido la certifique un laboratorio acreditado.

Durante la prueba se tomarán lecturas acumuladas, que serán la base de los cálculos de Energía Primaria, Calor Útil y la energía de cogeneración y lecturas instantáneas que servirán primordialmente para verificar que las condiciones de operación de la unidad permanezcan estables durante la prueba.

Las lecturas acumuladas de cada una de las variables medidas, tanto iniciales como finales, deben realizarse de forma simultánea.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7.3)

ARTÍCULO 2.14.3.2.6.4.2. LECTURAS ACUMULADAS. a) Se medirá la energía eléctrica de cogeneración en bornes del generador, utilizando los instrumentos propios de la planta. Esta energía se medirá haciendo la diferencia entre las lecturas inicial y final del contador de la unidad;

b) Para la medición de los consumos de combustible en las centrales que cuentan con alimentadores gravimétricos de combustible sólido o alimentadores volumétricos que permitan medir el volumen consumido, se tomarán las lecturas acumuladas inicial y final de estos equipos. En las centrales a combustible sólido que no cuenten con alimentadores gravimétricos o volumétricos para medir la cantidad de combustible sólido consumido durante la prueba se podrá utilizar el Método de Tolvas Llenas previsto en el Numeral 7.3.2 de este Anexo.

En caso de no disponer de los dos métodos anteriores, se podrán realizar balances de masas y energía, siempre y cuando la determinación de las cantidades globales de entrada de combustible provenga de equipos de pesaje con calibración vigente. El procedimiento que se aplique debe previamente ser sometido a conocimiento y aprobación del auditor;

c) Se medirá el suministro de calor útil en el fluido transportador de calor durante la prueba (vapor, agua, aceite térmico, etc.), haciendo la diferencia entre las lecturas acumuladas iniciales y finales en los medidores correspondientes. Estas lecturas se deben complementar con las de lecturas de presiones y temperaturas en los puntos de control.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7.3.1)

ARTÍCULO 2.14.3.2.6.4.3. MÉTODO DE TOLVAS LLENAS. Este método consiste en determinar al inicio de la prueba un nivel de referencia en las tolvas, en el cual se rasa el material homogéneamente, se suspende la alimentación a las tolvas y se da inicio a la prueba.

Al término de la prueba se repondrá la cantidad de combustible faltante hasta el nivel inicial de referencia de las tolvas, haciendo simultáneamente el pesaje, mediante la báscula instalada en la banda transportadora. La medida resultante en la báscula será equivalente al combustible sólido consumido durante la prueba.

Para la utilización del método de tolvas llenas se deben tener en cuenta los siguientes aspectos:

a) Al inicio de la prueba se determinará el nivel de referencia de las tolvas;

b) Durante el transcurso de la prueba se alimentan periódicamente las tolvas, regresando cada vez el nivel original que tenían al comenzar la prueba, haciendo simultáneamente el pesaje, mediante la báscula instalada en la banda transportadora;

c) Cuando se supere el tiempo mínimo establecido de dos (2) horas para la prueba y el nivel de las tolvas se encuentre en situación original, se tomarán simultáneamente las lecturas del combustible sólido que ha sido pesado en la báscula, del contador de energía eléctrica cogenerada y la hora exacta.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7.3.2)

ARTÍCULO 2.14.3.2.6.4.4. LECTURAS INSTANTÁNEAS. Se tomarán lecturas instantáneas de consumo de combustible, cada quince (15) minutos. Se tomarán lecturas instantáneas, cada quince (15) minutos, de la generación bruta (en bornes de generador), y de los fluidos transportadores de calor. Los promedios de las lecturas de la presión, temperatura de los fluidos transportadores de calor se utilizarán para los cálculos pertinentes. Los datos instantáneos de flujo de combustible sirven solamente para comprobar la carga estable de la unidad.

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7.3.3)

ARTÍCULO 2.14.3.2.6.4.5. MUESTREO DE COMBUSTIBLE. En las centrales que operan con combustible sólido en las que existan facilidades para tomar muestras del combustible sólido que está entrando a la caldera, en la parte inferior de las tolvas o en los alimentadores, se tomarán muestras cada treinta (30) minutos.

Mientras se implementan las facilidades para la toma de muestras en las plantas que no cuenten con ellas, se deberá tomar al menos dos (2) muestras (al iniciar y al finalizar la prueba) en el sistema de transporte de combustible, antes de las tolvas alimentadoras o del equipo que haga sus veces. El procedimiento que se aplique deberá ser sometido previamente a conocimiento y aprobación del auditor.

Las muestras recolectadas serán homogeneizadas y cuarteadas de manera que se obtenga una muestra promedio del combustible sólido utilizado durante la prueba, que será dividida en dos partes: una de ellas será enviada a un laboratorio acreditado y la otra será reservada como testigo en la respectiva central, por lo menos durante tres meses.

Los análisis de laboratorio deberán especificar lo siguiente:

a) Análisis próximo;

b) Análisis último;

c) Poder calorífico bruto y neto (HHV y LHV)

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7.3.4)

Formatos de la prueba

ARTÍCULO 2.14.3.2.7.1. Formatos de la prueba. PROTOCOLO DE PRUEBA DE LAS PLANTAS DE COGENERACIÓN

RENDIMIENTO ELÉCTRICO EQUIVALENTE

PROPORCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍAS TÉRMICA Y ELÉCTRICA

1. Datos Generales

Cogenerador
Agente representante
Localización
Firma auditora

Clase de ciclo
Tecnología y tipo de
ciclo

Capacidad nominal de la planta de cogeneración (kW)

Contadores	Marca	Tipo	No. Serie	Clase	Fecha última Calibración	Observaciones

Combustible

Medida

Datos del medidor de combustible

Marca	Tipo	Etiqueta	Margen de error	Fecha última Calibración


Presión base del computador de flujo, si el combustible es gas [paia]

Por el agente cogenerador	Por la auditoria

PROTOCOLO DE PRUEBA DE LAS PLANTAS DE COGENERACIÓN

RENDIMIENTO ELÉCTRICO EQUIVALENTE

PROPORCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍAS TÉRMICA Y ELÉCTRICA

MEDIOS TRASMISORES DE CALOR

Puntos	Identifiacón de variables	Instrumentos de medida instantánea y acumulada
de medición	Localización	Medio	Cogenera	Tipo	Marca	Tipo	Etiqueta	Margen de error	Fecha última calibración
				Presión
PM 1				Temperatura
				Flujo
				Presión
PM 2				Temperatura
				Flujo
				Presión
PM 3				Temperatura
				Flujo
				Presión
PM 4				Temperatura
				Flujo
				Presión
PM 5				Temperatura
				Flujo
				Presión
PM 6				Temperatura
				Flujo

Por el agente cogenerador	Por la auditoria

PROTOCOLO DE PRUEBA DE LAS PLANTAS DE COGENERACIÓN

RENDIMIENTO ELÉCTRICO EQUIVALENTE

PROPORCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍAS TÉRMICA Y ELÉCTRICA

MEDIOS TRASMISORES DE CALOR

Puntos	Identifiacón de variables	Instrumentos de medida instantánea y acumulada
de medición	Localización	Medio	Cogenera	Tipo	Marca	Tipo	Etiqueta	Margen de error	Fecha última calibración
				Presión
PM 7				Temperatura
				Flujo
				Presión
PM 8				Temperatura
				Flujo
				Presión
PM 9				Temperatura
				Flujo
				Presión
PM 10				Temperatura
				Flujo
				Presión
PM 11				Temperatura
				Flujo
				Presión
PM 12				Temperatura
				Flujo

Por el agente cogenerador	Por la auditoria

PROTOCOLO DE PRUEBA DE LAS PLANTAS DE COGENERACIÓN

RENDIMIENTO ELÉCTRICO EQUIVALENTE

PROPÓRCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍAS TÉRMICA Y ELÉCTRICA

Descripción del proceso al cual la cogeneración aporta calor

Dispone la planta de dispositivos de postcombustión

Dispone la planta de producción de energía térmica diferente al de la

cogeneración? En caso afirmativo indíquelos

NOTAS

Por el agente cogenerador	Por la auditoria

PROTOCOLO DE PRUEBA DE LAS PLANTAS DE COGENERACIÓN

RENDIMIENTO ELÉCTRICO EQUIVALENTE

PROPORCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍAS TÉRMICAS Y ELÉCTRICA

2. Datos tomados durante la prueba

Hora Inicial		Hora Final
Temperatura ambiente ["C]		Presión barométricas [mmHg]

Capacidad máxima de la planta de cogeneración [kW]

Lecturas instantáneas de combustible consumido

Unidades	0 min	15 min	30 min	45 min	60 min	75 min	90 min	105 min	120 min

NOTAS

PROTOCOLO DE PRUEBA DE LAS PLANTAS DE COGENERACIÓN

RENDIMIENTO ELÉCTRICO EQUIVALENTE

PROPORCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍAS TÉRMICA Y ELÉCTRICA

Lecturas instantáneas para el Calor Útil

Unidades	0 min	15 min	30 min	45 min	60 min	75 min	90 min	105 min	120 min

PM 1


PM 2


PM 3


PM 4


PM 5


PM 6

Por el agente cogenerador	Por la auditoria

PROTOCOLO DE PRUEBA DE LAS PLANTAS DE COGENERACIÓN

RENDIMIENTO ELÉCTRICO EQUIVALENTE

PROPORCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍAS TÉRMICA Y ELÉCTRICA

Lecturas instantáneas para el Calor Útil

Unidades	0 min	15 min	30 min	45 min	60 min	75 min	90 min	105 min	120 min

PM 1


PM 2


PM 3


PM 4


PM 5


PM 6

Por el agente cogenerador	Por la auditoria

Lecturas instantáneas de combustible consumido

	0 min	15 min	30 min	45 min	60 min	75 min	90 min	105 min	120 min
Generador 1
Generador 2

Lecturas acumuladas de combustible y energía eléctrica

	Combustible	E Eléctrica
Inicial
Final
Diferencia

Valores de laboratorio de la planta - Análisis de combustibles

	Unidades	Valor
Poder Calorifico inferior
PCI combustible

Lecturas acumuladas de flujos de medios de transporte de calor

	Flujo PM 1	Flujo PM 2	Flujo PM 3	Flujo PM 4	Flujo PM 5	Flujo PM 6
Inicial
Final
Diferencia

Lecturas acumuladas de flujos de medios de transporte de calor

	Flujo PM 6	Flujo PM 2	Flujo PM 3	Flujo PM 4	Flujo PM 5	Flujo PM 6
Inicial
Final
Diferencia

Por el agente cogenerador	Por la auditoria

PROTOCOLO DE PRUEBA DE LAS PLANTAS DE COGENERACIÓN

RENDIMIENTO ELÉCTRICO EQUIVALENTE

PROPORCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍAS TÉRMICA Y ELÉCTRICA

3. Resultados de la prueba

Valores de laboratorio acreditado - Análisis de combustibles

Poder Calorífico inferior	Unidades	Valor
PCI Combustible₁	/
PCI Combustible₂	/

Energía primaria del combustible [kWh]
Energía eléctrica generada [kWh]
Energía aportada por el combustible₁ [kWh]
Enérgia aportada por el combustible₂ [kWh]
Calor Útil [kWh]
Rendimiento Eléctrico Equivalente [%]
*Proporción Calor Útil / Energía total 100[%]**
*Proporción Energía eléctrica / Energía total 100[%]**
Energía combustible1/ Energía primaria combustible
Energía combustible2/ Energía primaria combustible

NOTAS

Por el agente cogenerador	Por la auditoria

(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 8)

PARTE 15

Autogeneración a gran escala en el Sistema Interconectado Nacional (SIN)

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.15.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución se aplica al autogenerador a gran escala, que se encuentra conectado al SIN. Así mismo, se adoptan algunas condiciones aplicables a otros agentes.

PARÁGRAFO. Hasta tanto la UPME no determine el límite y se expida por el Ministerio de Minas y Energía la política aplicable para la autogeneración a pequeña escala, así como por la CREG la reglamentación correspondiente, todos los autogeneradores serán considerados como autogenerador a gran escala.

(Fuente: R CREG 024/15, art. 1)

ARTÍCULO 2.15.1.2. ACTIVIDAD DE AUTOGENERACIÓN EN EL SIN. Un agente será considerado como autogenerador cuando la energía producida para atender el consumo propio se entregue sin utilizar activos de uso de distribución y/o transmisión.

El autogenerador podrá utilizar los activos de uso de distribución y/o transmisión para entregar los excedentes de energía y para el uso de respaldo.

Los activos de generación pueden o no ser propiedad del autogenerador.

PARÁGRAFO: Los activos de generación que sean utilizados para atender un consumo propio, podrán entregar los excedentes únicamente en la frontera de generación asociada al autogenerador, que deberá corresponder al punto de conexión donde demanda energía.

(Fuente: R CREG 024/15, art. 3)

Condiciones de conexión y medida

ARTÍCULO 2.15.2.1. CONDICIONES PARA LA CONEXIÓN AL SIN DEL AUTOGENERADOR A GRAN ESCALA. Las condiciones para la conexión al STN del autogenerador a gran escala serán las contenidas en la Resolución CREG 106 de 2006 y las establecidas en el anexo denominado código de conexión de la Resolución CREG 025 de 1995. Para la conexión a los STR o SDL serán las contenidas en la Resolución 106 de 2006 y en el numeral 4 del anexo general de la Resolución CREG 070 de 1998, y todas aquellas que las modifiquen o sustituyan.

El contrato de conexión entre el transmisor o distribuidor y el autogenerador a gran escala se acordará libremente entre las partes.

Cuando un operador de red o un transportador no cumpla con los tiempos y las condiciones establecidos en las Resoluciones CREG 025 de 1994, 070 de 1998, 106 de 2006 y 156 de 2011 para las condiciones de conexión, podrá ser considerada como una práctica restrictiva de la competencia.

El autogenerador a gran escala podrá solicitar a la CREG la imposición de una servidumbre de acceso o de interconexión, conforme a lo señalado en el artículo 39.4 de la Ley 142 de 1994.

PARÁGRAFO. Cuando un usuario que esté conectado a la red quiera convertirse en autogenerador a gran escala, solo lo podrá hacer si realiza el proceso de conexión como autogenerador y cumple las condiciones establecidas para este proceso.

(Fuente: R CREG 024/15, art. 4)

ARTÍCULO 2.15.2.2. SISTEMAS DE MEDIDA. La frontera de comercialización y la frontera de generación del autogenerador a gran escala deberán cumplir con lo establecido en el código de medida, Resolución CREG 038 de 2014.

Es requisito indispensable para acceder al mercado, que el autogenerador a gran escala instale un equipo de medición con capacidad para efectuar tele medida, de modo que permita determinar la energía demandada y entregada hora a hora, de acuerdo con los requisitos establecidos en el código de medida del código de redes y el reglamento de distribución.

(Fuente: R CREG 024/15, art. 5)

ARTÍCULO 2.15.2.3. FRONTERAS COMERCIALES. El agente que represente al autogenerador a gran escala, comercializador o generador, deberá cumplir con lo establecido en la Resolución CREG 157 de 2011, y demás normas que la modifiquen o complementen, para registrar su frontera de comercialización y su frontera de generación.

En el registro de la frontera de generación, el representante de la frontera deberá informar el autogenerador y la planta asociados a la misma.

(Fuente: R CREG 024/15, art. 6)

Condiciones de respaldo y suministro de energía

ARTÍCULO 2.15.3.1. CONDICIONES PARA EL ACCESO AL RESPALDO DE LA RED. El autogenerador estará obligado a suscribir un contrato de respaldo con el operador de red o transportador al cual se conecte, acorde con las condiciones de la conexión.

El operador de red o el transportador deberán prestar el servicio de respaldo a los autogeneradores cuyas plantas se encuentren ubicadas en su mercado, cuando estos lo requieran.

El operador de red o el transportador dispondrán de formatos estándar para los contratos de respaldo y deberán cumplir lo dispuesto en la Resolución CREG 097 de 2008, o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

(Fuente: R CREG 024/15, art. 7)

ARTÍCULO 2.15.3.2. USO DEL RESPALDO. Se entenderá que un autogenerador usa el servicio de respaldo cuando utiliza la red para consumo en cualquier hora.

(Fuente: R CREG 024/15, art. 8)

ARTÍCULO 2.15.3.3. PRECIOS PARA LOS SERVICIOS DE RESPALDO. Los precios correspondientes al servicio de respaldo se definirán por mutuo acuerdo en el contrato celebrado entre el autogenerador y el operador de red o transportador.

(Fuente: R CREG 024/15, art. 9)

ARTÍCULO 2.15.3.4. SUMINISTRO DE ENERGÍA. Para el suministro de energía, los precios se acordarán libremente entre las partes conforme a la regulación aplicable.

El autogenerador deberá ser representado por un comercializador para consumir energía de la red y podrá celebrar contratos para asegurar el suministro de energía de su demanda.

En ningún caso podrá ser atendido como usuario regulado y en consecuencia en la liquidación que realiza el ASIC, la energía consumida por el autogenerador no podrá ser incluida como parte de la demanda regulada atendida por el comercializador respectivo.

(Fuente: R CREG 024/15, art. 10)

ARTÍCULO 2.15.3.5. CUBRIMIENTO DEL CARGO POR CONFIABILIDAD. Cuando se presenten condiciones de escasez, la energía que consuma del SIN un autogenerador y que sea superior a su línea base de consumo, calculada como lo establece el anexo de la Resolución CREG 063 de 2010, será liquidada al comercializador que atiende la demanda del autogenerador al precio de bolsa, es decir, sin el cubrimiento del precio de escasez ponderado de que trata el artículo 55 de la Resolución CREG 071 de 2006. El comercializador podrá trasladar este costo al autogenerador.

El valor adicional recaudado, cuando el Precio de Bolsa sea mayor que el precio de escasez de activación y las Obligaciones de Energía Firme asignadas sean mayores que la Demanda Total Doméstica, la cual incluirá el consumo de los autogeneradores, será trasladado al sistema como un menor valor del costo de restricciones asignado a cada comercializador que atiende la demanda total doméstica en proporción de su demanda comercial. Este valor será calculado como el producto de la energía superior a la línea base de consumo en cada hora y la diferencia entre el precio de escasez ponderado y el precio de bolsa en cada hora específica.

En caso de no contar con información de línea base de consumo, se tomará el mayor valor entre cero y la energía que se puede entregar en cada hora medida como la diferencia entre la capacidad de conexión menos la capacidad efectiva de la planta.

(Fuente: R CREG 024/15, art. 11) (Fuente: R CREG 140/17, art. 26)

Condiciones para los autogeneradores a gran escala que entregan excedentes

ARTÍCULO 2.15.4.1. ENTREGA DE ENERGÍA EXCEDENTE. El autogenerador a gran escala que quiera entregar excedentes a la red deberá ser representado por un generador en el mercado mayorista, en cuyo caso las partes acordarán libremente las condiciones de dicha representación. Se aplicarán las condiciones establecidas para plantas no despachadas centralmente si la potencia máxima declarada es menor a 20 MW, y en caso contrario, las establecidas para las plantas despachadas centralmente.

(Fuente: R CREG 024/15, art. 12)

ARTÍCULO 2.15.4.2. POTENCIA MÁXIMA DECLARADA. Será el valor declarado al Centro Nacional de Despacho (CND) por el agente que representa al autogenerador, en el momento del registro de la frontera de generación del autogenerador y se expresará en MW, con una precisión de dos decimales. Este valor será la máxima capacidad que se puede entregar a la red en la frontera de generación del autogenerador, en todo caso, será igual o inferior a la potencia establecida en el contrato de conexión.

Este valor podrá ser actualizado, para lo cual se deberá informar el cambio al CND con seis meses de anticipación y cumplir con las condiciones de modificación de la conexión.

(Fuente: R CREG 024/15, art. 13)

ARTÍCULO 2.15.4.3. CAMBIO DEL VALOR DE POTENCIA MÁXIMA DECLARADA. Cuando una planta de un autogenerador que haya declarado una potencia máxima menor a 20 MW presente entregas de potencia promedio en período horario a la red mayor a dicho límite en cinco horas, continuas o discontinuas, en un período de treinta (30) días calendario consecutivos, sin que esta entrega de energía haya sido solicitada por el administrador del mercado, se modificará el valor de potencia máxima declarada.

El ASIC será responsable de realizar este procedimiento.

El nuevo valor de potencia máxima declarada corresponderá al promedio simple de la potencia promedio en período horario de las cinco primeras horas donde se superó el límite de 20 MW. Por lo tanto, la planta quedará sometida a las reglas aplicables para las plantas que son despachadas centralmente a partir del primer día del siguiente mes calendario y con una vigencia de seis meses.

(Fuente: R CREG 024/15, art. 14)

ARTÍCULO 2.15.4.4. INFORMACIÓN PARA EL OPERADOR DEL MERCADO. Para reportar la energía excedente entregada al SIN, el generador que represente al autogenerador cumplirá las disposiciones establecidas en el Reglamento de Operación aplicables a los generadores. Se aplicarán las condiciones de información establecidas para plantas no despachadas centralmente si la potencia máxima declarada es menor a 20 MW y, en caso contrario, las establecidas para las plantas despachadas centralmente.

(Fuente: R CREG 024/15, art. 15)

ARTÍCULO 2.15.4.5. PARTICIPACIÓN EN EL CARGO POR CONFIABILIDAD. El autogenerador que pueda garantizar energía firme adicional a la que requiere para respaldar su propia demanda, podrá acceder al pago del cargo por confiabilidad. Para efectos del cargo por confiabilidad y sin perder su naturaleza de autogenerador, tendrá que seguir las normas aplicables a los generadores del mercado mayorista establecidas en la resolución CREG 071 de 2006.

Para los autogeneradores que hayan declarado una potencia máxima para la energía que entrega a la red menor a 20 MW se seguirá lo establecido en la regulación vigente para las plantas no despachadas centralmente.

PARÁGRAFO. En resolución independiente la Comisión definirá el mecanismo para establecer la energía firme de los autogeneradores con base en la tecnología utilizada para generar energía, su demanda y su variación.

(Fuente: R CREG 024/15, art. 16)

ARTÍCULO 2.15.4.6. OTROS PAGOS A CARGO DEL AUTOGENERADOR. Además de los establecidos en esta resolución el autogenerador deberá pagar los costos establecidos para los generadores en la Resolución CREG 024 de 1995 y en el código de redes, Resolución CREG 025 de 1995, así como las resoluciones que las modifiquen o sustituyan, para lo cual se tendrá en cuenta la declaración hecha al CND. Se aplicarán las condiciones establecidas para plantas no despachadas centralmente si la potencia máxima declarada es menor a 20 MW, y en caso contrario, las establecidas para las plantas despachadas centralmente.

(Fuente: R CREG 024/15, art. 17)

Disposiciones finales

ARTÍCULO 2.15.5.1. TRANSICIÓN. Los agentes que son autogeneradores a la fecha de publicación de esta resolución y quieran entregar excedentes deberán cumplir con lo establecido en la presente resolución.

Los autogeneradores a gran escala que no entreguen excedentes contarán con un plazo de seis meses, a partir de la fecha en que la UPME defina el límite máximo de potencia de la autogeneración a pequeña escala, para cumplir con las condiciones establecidas en la presente resolución.

(Fuente: R CREG 024/15, art. 18)

PARTE 16

Actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.16.1.1. OBJETO. Regular aspectos operativos y comerciales para permitir la integración de la autogeneración a pequeña escala y de la generación distribuida al Sistema Interconectado Nacional (SIN). También se regulan aspectos de procedimiento de conexión de los autogeneradores a gran escala con potencia máxima declarada menor a 5 MW.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 1)

ARTÍCULO 2.16.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a los autogeneradores a pequeña escala conectados al SIN, a los agentes comercializadores o generadores que los atienden, les compren energía o los representan, a los generadores distribuidos, a los operadores de red y transmisores nacionales. También aplica a las conexiones de los autogeneradores a gran escala con potencia máxima declarada menor a 5 MW, en lo concerniente a las condiciones de conexión que se establecen en el Capítulo III de esta resolución. Esta resolución no aplica para sistemas de suministro de energía de emergencia.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 2)

Integración a la red de la autogeneración y la generación distribuida

ARTÍCULO 2.16.2.1. INDICADORES DE INTEGRACIÓN DE LA AGPE AL SIN. Cuando la cantidad de energía anual utilizada para crédito de energía en un mercado de comercialización supere el 4% de la demanda comercial regulada anual de ese mercado, la CREG podrá revisar y modificar las condiciones de remuneración que se establecen en esta resolución.

El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) deberá suministrar a la Comisión, semestralmente, en los meses de enero y julio de cada año, el reporte de la energía inyectada a la red por AGPE y GD, durante el semestre anterior, con detalle diferenciado para AGPE y GD, de tal forma que se pueda identificar como mínimo la siguiente información de los AGPE:

a) La cantidad total de AGPE para los cuales es el reporte,

b) Conocer, de forma agregada, los excedentes discretizados por tipo (excedentes usados o no para el crédito de energía conforme el artículo 26 de la presente resolución), año, mes, día y hora.

c) La información debe estar discriminada por mercado de comercialización y agente comercializador o agente generador que adquiere la energía.

d) El tipo de mercado, regulado o no regulado, según aplique, al cual es destinada la energía excedente.

Adicionalmente, para aquellas fronteras AGPE con reporte al ASIC, el ASIC deberá solicitar la información que corresponda, al representante de la correspondiente frontera, con el fin de completar la información de los literales a) al d) del presente artículo. El mecanismo para solicitar la información adicional que se necesite puede ser el mismo adoptado para fronteras sin reporte al ASIC de los AGPE u otro que adopte el ASIC.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 4)

ARTÍCULO 2.16.2.2. CONDICIÓN PARA CONECTARSE COMO AGPE, AGGE O GD. Cualquier usuario que esté interesado en convertirse en AGPE o AGGE, o aquel prestador que esté interesado en convertirse en GD, lo podrá hacer una vez cumpla con los requisitos establecidos en la presente resolución.

En el caso de un usuario cuyo consumo de energía se encuentre registrado en una de las fronteras comerciales para agentes y usuarios de que trata el parágrafo del artículo 14 de la Resolución CREG 156 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya, y requiera convertirse en AGPE que entrega excedentes, deberá realizar las adecuaciones en sus instalaciones para que sus consumos y entregas de excedentes no sean incluidos en la frontera que lo agregaba. No obstante, en el caso de que el usuario requiera convertirse en AGPE sin entrega de excedentes a la red, lo podrá realizar sin necesidad de modificar sus instalaciones para independizar sus consumos, pero de igual forma debe seguir el procedimiento establecido en esta resolución.

PARÁGRAFO 1. Todos los AGPE, AGGE y GD existentes al momento de expedición de esta resolución tienen la obligación de entregar la información que corresponda al OR al que estén conectados, declarando su capacidad instalada o nominal y la potencia máxima declarada. Esta obligación deberá cumplirse dentro de los tres (3) meses siguientes a la actualización del formato definido por el OR. El OR debe actualizar y publicar el formato en su página web durante los quince (15) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, dando aviso de esta publicación. Además, los OR deben informar, mediante el correo electrónico registrado, de la necesidad y obligación de esta actualización a cada uno de los AGPE, AGGE y GD existentes conectados en sus redes.

PARÁGRAFO 2. Para todos los efectos de esta resolución, el valor de capacidad instalada o nominal y la potencia máxima declarada de un autogenerador o generador distribuido se dará en unidades de kW, con una precisión de tres (3) cifras decimales, y se deberá declarar en el procedimiento de conexión.

PARÁGRAFO 3. Una vez el AGPE, AGGE o GD haya realizado el proceso de conexión y esté en operación, el OR debe mantener la infraestructura disponible para recibir los excedentes del autogenerador o la energía del GD.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 5)

ARTÍCULO 2.16.2.3. ESTÁNDARES TÉCNICOS DE DISPONIBILIDAD DEL SISTEMA EN EL NIVEL DE TENSIÓN 1. Con anterioridad a efectuar una solicitud de conexión de un GD o un AGPE a un SDL en el nivel de tensión 1, el solicitante deberá verificar en la página web del OR que la red a la cual desea conectarse tenga disponibilidad para ello y cumpla con los siguientes parámetros:

a) La sumatoria de la potencia máxima declarada de todos los GD y AGPE que entregan energía a la red, en un mismo circuito de nivel de tensión 1, debe ser igual o menor al 50% de la capacidad nominal del circuito, transformador o subestación donde se solicita el punto de conexión. La capacidad nominal de una red está determinada por la capacidad del transformador que la alimenta. Cuando la capacidad nominal esté en unidades de kVA o MVA, se asume un factor de potencia igual a 1.

b) La cantidad total de energía en una hora que pueden entregar todos los GD y AGPE a la red, conectados al mismo circuito o transformador del nivel de tensión 1, cuyo sistema de producción de energía sea distinto al compuesto por un sistema fotovoltaico sin capacidad de almacenamiento, no debe superar el 50% del promedio anual de las horas de mínima demanda diaria de energía registradas para el año anterior al de solicitud de conexión.

La cantidad de energía que un GD o un AGPE puede entregar a la red en una hora se asume como el valor de la potencia máxima declarada durante el período de una hora.

c) La cantidad total de energía en una hora que pueden entregar todos los GD y AGPE a la red, conectados al mismo circuito o transformador del nivel de tensión 1, cuyo sistema de producción de energía sea el compuesto por un sistema fotovoltaico sin capacidad de almacenamiento, no debe superar el 50% del promedio anual de las horas de mínima demanda diaria de energía registradas para el año anterior al de solicitud de conexión en la franja horaria comprendida entre 6 a.m. y 6 p.m.

La cantidad de energía que un GD o un AGPE puede entregar a la red en una hora se asume como el valor de la potencia máxima declarada durante el período de una hora.

En caso de que en el punto de conexión deseado no se cumpla alguno de los parámetros anteriores, se deberá seguir el proceso de conexión descrito en el artículo 17 de esta resolución.

PARÁGRAFO 1. Los AGPE que no entregan excedentes de energía a la red no serán sujetos de la aplicación de los límites de que trata este artículo.

PARÁGRAFO 2. Para el cumplimiento de lo dispuesto en los literales b) y c) del presente artículo se debe utilizar la información real más actualizada posible. En caso de no contar con información, el OR deberá aceptar las conexiones que se le soliciten, y no podrá trasladar ninguna responsabilidad ante contingencias presentadas por este hecho.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 6)

ARTÍCULO 2.16.2.4. SISTEMA DE INFORMACIÓN DE DISPONIBILIDAD DE RED. Los OR deben disponer de información suficiente para que un potencial AGPE o GD pueda conocer el estado de la red según las características requeridas en el artículo 6 de la presente resolución.

Cada OR deberá disponer en su página web un enlace denominado: "Usuarios Autogeneradores y Generadores Distribuidos - Resolución CREG 174 de 2021" en la portada principal de la página web del OR, en un lugar visible y de fácil acceso. Este enlace deberá direccionar a un sitio web que deberá contar con un sistema de información georreferenciado de fácil acceso, que permita a un potencial AGPE o GD observar el estado de la red y las características técnicas básicas del punto de conexión deseado, sin generar ningún tipo de cobro para los interesados, y sin que el usuario o interesado requiera de software específico que le genere algún cobro por su utilización o licenciamiento.

En el caso en el que un OR ofrezca servicios de instalación de equipos de generación para ejercer la actividad de autogeneración, debe quedar claro y visible en el sitio web que dicho servicio también puede ser ofrecido por un tercero diferente al OR o agente comercializador.

Para el acceso a dicho sistema en el sitio web y para la consulta de la información (mapa de la red e información de todos los puntos de conexión), el OR solo podrá solicitar al usuario interesado una autenticación que corresponda a un correo electrónico y contraseña. El OR no deberá solicitar información como el número de cliente, código de circuito o transformador al que pertenece el usuario, para acceder a la consulta de la información o acceso al sistema. La consulta de información no implica el inicio del trámite de la solicitud de conexión.

El sistema de información georreferenciado deberá proporcionar una opción para que el usuario realice la búsqueda de una ubicación específica de forma ágil, para lo cual debe contar con una herramienta de búsqueda con base en la identificación de la cuenta, código de circuito o transformador al que pertenece el usuario. El sistema deberá contener la información de todos los transformadores instalados en la red del OR respectivo.

El sistema de información del OR debe mantener una velocidad de acceso a la información suficiente que garantice una consulta oportuna y completa para los usuarios interesados.

Dicho sistema en el sitio web deberá tener, como mínimo, la siguiente información:

a) Cartillas de fácil entendimiento, con los principales aspectos regulatorios aplicables a la autogeneración y generación distribuida, el detalle de los procedimientos de conexión para que los potenciales AGPE y GD puedan consultar de manera rápida las condiciones de acceso a la red.

b) Formato de actualización de información definido por el OR para aquellos AGPE o GD existentes, conforme a lo establecido en el artículo 5 de la presente resolución.

c) Línea de atención al cliente y correo electrónico de contacto.

d) Ubicación georreferenciada de los transformadores, de las subestaciones y de las redes de baja tensión, según lo descrito en la Resolución de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios 20102400008055 de 2010 o aquella que la modifique o sustituya.

e) Voltaje nominal de la subestación, transformador o red de baja tensión del punto de conexión del usuario.

f) Capacidad nominal de la subestación, transformador o red de baja tensión al que pertenezca el punto de conexión del usuario, expresada en kW. Cuando la capacidad nominal esté en unidades de kVA o MVA, se asume un factor de potencia igual a 1.

g) Valor de la sumatoria de la potencia máxima declarada de los GD y AGPE instalados en el mismo circuito o transformador, así como la clasificación en colores en función de la capacidad nominal del circuito o transformador respecto de la citada sumatoria, así:

- Color verde, cuando la relación sea inferior o igual al 30%, indicando su respectivo valor en kW.

- Color amarillo, cuando la relación se encuentre en el rango entre 30% y 40% incluido, indicando sus respectivos valores en kW.

- Color naranja, cuando la relación se encuentre en el rango entre 40% y 50% incluido, indicando sus respectivos valores en kW.

- Color rojo cuando la relación sea superior a 50%, indicando su respectivo valor en kW.

De igual forma, se deberá poder observar el valor de capacidad disponible para el AGPE o el GD que realice la búsqueda en el sistema, expresada en kW y con precisión de tres (3) cifras decimales.

h) Valor de la sumatoria de la cantidad de energía que pueden entregar los AGPE y GD conectados al mismo circuito o transformador, así como la clasificación en colores en función de la cantidad mínima de energía horaria, acorde con lo establecido en los literales b) y c) del artículo 6 de esta resolución, así:

- Color verde, cuando la relación sea inferior o igual al 30% indicando su respectivo valor en kWh.

- Color amarillo, cuando la relación se encuentre en el rango entre 30% y 40% incluido, indicando sus respectivos valores en kWh.

- Color naranja, cuando la relación se encuentre en el rango entre 40% y 50% incluido, indicando sus respectivos valores en kWh.

- Color rojo, cuando la relación sea superior a 50%, indicando su respectivo valor en kWh.

De igual forma, el potencial AGPE o el GD que realice la búsqueda, deberá poder observar el 50% del promedio anual de las horas de mínima demanda diaria de energía registradas para el año anterior al de solicitud de conexión o búsqueda en el sistema, en kWh, de acuerdo con lo establecido en los en los literales b) y c) del artículo 6 de esta resolución, y con una precisión de tres (3) cifras decimales.

El sistema de información, incluyendo todas las características descritas en esta resolución, debe estar disponible para el público en un tiempo de noventa (90) días hábiles, contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución. El sistema de información debe ser actualizado entre el día uno (1) y el día cinco (5) de cada mes, con la información recibida hasta el último día del mes anterior al de actualización. La fecha de esta actualización debe estar visible en el sitio web del sistema de información.

Durante el tiempo que dure la actualización mensual del sistema de información, de ser necesario, el OR dispondrá la información en formato de hoja de cálculo de uso común en su página web, que permita una búsqueda fácil para consulta de la ciudadanía. El OR debe publicar dicho formato en los quince (15) días hábiles siguientes a la publicación de la presente resolución.

Este sistema de información deberá permanecer activo y funcionando aún después de la entrada en funcionamiento de la ventanilla única de que trata el artículo 9 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 7)

ARTÍCULO 2.16.2.5. SISTEMA DE INFORMACIÓN PARA EL TRÁMITE EN LÍNEA. Cada OR debe disponer de un sistema de información computacional para que un potencial AGPE, AGGE o GD, pueda adelantar todo el trámite de conexión, pueda recibir notificaciones y requerimientos por medios electrónicos, y pueda conocer el estado de su trámite en todo momento.

El sistema de información para el trámite en línea debe contener, al menos, los pasos y procedimientos descritos en la presente resolución para la conexión de un potencial AGPE, AGGE o GD. Así mismo, el sistema para el trámite en línea debe disponer, para cada solicitud de conexión, un botón que permita visualizar toda la información cargada por el solicitante y cargada por el OR durante el proceso de la solicitud. También, se debe poder visualizar el paso en el que se encuentra el proceso, y las fechas de inicio y finalización de cada uno.

Este sistema de información deberá estar disponible en el sitio web del que trata el artículo 7 de la presente resolución, junto con el sistema de información de disponibilidad de la red georreferenciado, de tal forma que se pueda acceder a este de forma fácil y ágil.

Este sistema de información para el trámite en línea deberá tener las siguientes características:

1. Este sistema también deberá proporcionar acceso al sistema de información georreferenciada o de disponibilidad de red, acorde con lo establecido en el artículo 7 de la presente resolución, de tal forma que el usuario pueda hacer las verificaciones respectivas para solicitar su punto de conexión en el marco del trámite, sin que el usuario o interesado requiera de software específico que le genere algún cobro por su utilización o licenciamiento.

2. En el caso en el que un OR o agente comercializador ofrezca servicios de instalación de equipos de generación para ejercer la actividad de autogeneración, en el sistema de información se debe informar que dicho servicio también puede ser ofrecido por un tercero diferente al OR o agente comercializador.

3. Antes de iniciar el trámite en línea, cualquier persona deberá poder ver, sin ninguna restricción, la siguiente información:

a) Botón de trámite de conexión y estado del trámite.

b) Formato de conexión simplificado.

c) Lineamientos de los estudios de conexión simplificados.

d) Acuerdos vigentes de pruebas y de protecciones, diseñados por el CNO.

e) Contrato de conexión proforma de acuerdo con lo definido en el artículo 16 de esta resolución.

f) Botón de peticiones, quejas y reclamos de los solicitantes, donde se pueda evidenciar la solicitud del usuario y la respuesta.

g) Cartillas de fácil entendimiento, de que trata el literal a) del artículo 7 de la presente resolución.

h) Valor del costo de conexión conforme lo establecido en el anexo 5 de esta resolución.

i) Valor a cobrar por realizar el estudio de conexión simplificado, en caso de ofrecer el servicio. En todo caso, se debe aclarar que lo puede prestar un tercero, siempre y cuando cumpla con los requisitos establecidos en el estudio de conexión simplificado.

j) Línea de atención al cliente y correo electrónico de contacto.

4. Cuando el usuario interesado inicie con el trámite ante el OR, el sistema solicitará la autenticación en el mismo por medio de un usuario y contraseña. Esta autenticación permitirá al usuario tener acceso a la información del estado del trámite y avance de su solicitud.

Una vez entre en funcionamiento la ventanilla única de que trata el artículo 9 de la presente Resolución, los literales b) al j) del numeral 3 anterior, deberán ser visualizados en el sitio web de que trata el artículo 7 de la presente Resolución. El acceso a lo anterior también deberá estar disponible en la ventanilla única.

Este sistema de información, con sus respectivos ajustes, debe estar disponible para el público en un tiempo de sesenta (60) días hábiles contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución.

PARÁGRAFO. Una vez el AGPE, AGGE o el GD haya finalizado el procedimiento de conexión a través del sistema trámite en línea, el sistema de trámite en línea debe permitir que se almacene información de seguimiento de la operación, como por ejemplo de desconexión, reconexión o retiro del sistema por voluntad propia, o demás información que la CREG determine mediante circular.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 8)

ARTÍCULO 2.16.2.6. VENTANILLA ÚNICA. Los potenciales AGPE, AGGE y los GD deben gestionar su solicitud de conexión a través de la ventanilla única que implementará y gestionará la UPME, a partir del momento en que la misma esté disponible, conforme a lo establecido en la Resolución del Ministerio de Minas y Energía 40311 de 2020, y en la Resolución CREG 075 de 2021 o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

Para el caso de los interesados a los que les aplica lo establecido en la presente resolución, la ventanilla tiene como objetivo ser una plataforma para que el interesado gestione su trámite de conexión ante el OR, de tal forma que sea posible facilitar el intercambio de información con los agentes y hacer transparentes y más eficientes los pasos y los tiempos del trámite de solicitud de conexión. Además, la ventanilla tiene por objetivo brindar información y acceso a las entidades de regulación, planeación, vigilancia y control del sector. En esa medida, en la ventanilla reposará toda la información que permitirá observar y analizar la evolución de la integración de la autogeneración y GD en el país. Por tanto, la ventanilla deberá recopilar, como mínimo, la información solicitada mediante el formato de reporte de que trata el artículo 28 de la presente resolución.

El diseño de esta ventanilla deberá contemplar todo lo establecido en la presente resolución, además de los otros requerimientos que determinen la CREG, la SSPD y la UPME por medio de mesas de trabajo para el diseño de detalle de esta ventanilla.

Los OR seguirán siendo los agentes responsables de atender y resolver las solicitudes de conexión que se presenten en la ventanilla para los proyectos de los que trata esta resolución. Estos agentes deberán gestionar con la UPME la articulación entre los servicios de sus sistemas de información de disponibilidad de red y trámite en línea, y dicha ventanilla, así como suministrar a la UPME la información que esta entidad requiera para el desarrollo del diseño de detalle de la ventanilla.

Todas las actividades que se establezcan en la presente resolución para ser ejecutadas en el sistema para el trámite en línea deberán poder gestionarse en la ventanilla única, una vez esta esté disponible.

PARÁGRAFO 1. El OR deberá gestionar con la UPME la migración de la información histórica de los proyectos que se han tramitado por medio del sistema para el trámite en línea a la ventanilla única, de tal forma que en la ventanilla repose la información de la totalidad de solicitudes de conexión que se hayan llevado a cabo por parte de los AGPE, AGGE y GD.

PARÁGRAFO 2. El OR es el agente responsable de atender y resolver las solicitudes de conexión que se presenten en la ventanilla para trámite en línea de los proyectos de la que trata la presente resolución. Por su parte, el usuario es el responsable de allegar la información solicitada, conforme a lo señalado en el procedimiento de conexión correspondiente, y a lo establecido en la presente resolución.

PARÁGRAFO 3. La Comisión, mediante Circular, podrá establecer parámetros mínimos adicionales a los que determine la UPME, para el desarrollo de la ventanilla única.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 9)

ARTÍCULO 2.16.2.7. TRANSICIÓN DEL SISTEMA PARA EL TRÁMITE EN LÍNEA Y DE LOS PROCEDIMIENTOS DE CONEXIÓN. Una vez la ventanilla única esté disponible, las nuevas solicitudes de conexión se deberán tramitar a través de esta. El sistema para el trámite en línea deberá continuar funcionando conforme a lo establecido en el artículo 8 de la presente resolución hasta tanto se complete el trámite de las solicitudes de conexión que se iniciaron a través del mismo antes de la entrada en funcionamiento de la ventanilla.

Las solicitudes que estén en curso actualmente mediante el procedimiento de conexión establecido en la Resolución CREG 030 de 2018, continuarán con dicho procedimiento de conexión hasta su finalización.

Los procedimientos de conexión de la presente resolución se aplicarán a partir del momento en que el OR los haya implementado en el sistema para el trámite en línea actualizado conforme al plazo mencionado en el artículo 8 de esta resolución.

PARÁGRAFO. Una vez entre en funcionamiento la ventanilla única y culmine el período de transición de que trata el presente artículo, el micrositio o sitio web del sistema de trámite en línea deberá ser retirado del sitio web del OR. A cambio, para aquellos usuarios interesados en el trámite de conexión y que accedan a la página web del OR, deberán ser redireccionados a la ventanilla única.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 10)

ARTÍCULO 2.16.2.8. AUDITORIA DE SISTEMAS DE INFORMACIÓN Y SISTEMA DE TRÁMITE EN LÍNEA. El OR deberá contar con las auditorías del funcionamiento de los sistemas de información y de la aplicación de los procedimientos de conexión, conforme a lo que determine la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 11)

Condiciones de conexión

ARTÍCULO 2.16.3.1. REQUISITOS PARA LA CONEXIÓN Y OPERACIÓN. Los requisitos para la conexión y operación serán los siguientes:

a. Para que los AGPE, AGGE o los GD realicen la solicitud de conexión, se deberá diligenciar un formato de conexión simplificado que será diseñado por el CNO y publicado mediante Circular CREG. Cuando este formato deba ser actualizado, el CNO deberá enviar a la Comisión la propuesta de actualización, con el documento que soporte la propuesta, para su análisis y publicación.

b. Para que los AGPE y los GD con capacidad instalada o nominal mayor a 100 kW realicen la solicitud de conexión, o los AGGE con potencia máxima declarada menor a 5 MW, se deberá realizar un estudio de conexión simplificado.

El estudio de conexión simplificado no aplica para: i) los AGPE o AGGE sin entrega de excedentes, ii) los AGPE con entrega de excedentes de capacidad instalada menor o igual a 100 kW, iii) los GD con capacidad instalada menor o igual a 100 kW.

El contenido del estudio de conexión simplificado será diseñado por el CNO y publicado mediante Circular CREG. En el diseño del estudio se deben incluir las causales de rechazo debidamente enumeradas. Cuando este documento de estudio de conexión simplificado deba ser actualizado, el CNO deberá enviar a la Comisión la propuesta de actualización, junto con el documento que soporte la propuesta, para una nueva publicación.

Las pruebas y verificaciones en sitio en la etapa de entrada en operación se definirán conforme a la capacidad nominal o instalada, la potencia máxima declarada, y los acuerdos de pruebas y protecciones del CNO, así:

i. Para los AGPE o los GD con capacidades nominales o instaladas menores a 10 kW:

El OR sólo realizará: 1) inspección visual o de verificación de los parámetros declarados, 2) inspección visual o de verificación de la configuración del sistema de inversores (si los tiene), y 3) inspección visual o de verificación del esquema de protecciones.

ii. Para los AGPE o los GD con capacidades nominales o instaladas iguales o superiores a 10 kW y menores o iguales a 100 kW:

El OR realizará una inspección visual o de verificación de los parámetros declarados, y la inspección visual o de verificación de la configuración del sistema de inversores (si los tiene).

Para el esquema de protecciones y para la verificación del tiempo de reconexión, se realizarán las pruebas definidas en el Acuerdo CNO.

iii. Para los AGPE o los GD con capacidades nominales o instaladas mayores a 100 kW e inferiores o iguales a 1 MW, y para los AGGE con potencia máxima declarada inferior a 5 MW o AGGE sin entrega de excedentes:

Deben cumplir con todas las pruebas que sean establecidas en el Acuerdo CNO.

c. En todo caso, los AGPE, AGGE o los GD deberán cumplir con el Acuerdo de Protecciones. El cumplimiento del Acuerdo se verifica en un primer momento, para la aprobación de la conexión, con la documentación entregada en el procedimiento de conexión; luego, a partir de las inspecciones visuales en sitio al momento de energización y/o las pruebas a realizar en caso de que apliquen conforme el literal b anterior.

d. Los AGGE y los GD deben declarar su programa de generación de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 025 de 1995 o aquella que la modifique o sustituya. El AGPE no es sujeto de dicha declaración.

En el caso del GD, este deberá informar al CND la fecha de entrada en operación y su capacidad máxima declarada, mediante los medios que actualmente disponga el CND para tal fin.

e. Los AGGE y los GD podrán contar con supervisión desde el centro de control del OR en los términos de la regulación vigente. El AGPE no será sujeto de supervisión.

PARÁGRAFO 1. <Ver prórroga en Notas de Vigencia> En un tiempo de treinta (30) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, el CNO deberá actualizar o desarrollar el Acuerdo de protecciones, el documento con los lineamientos del estudio de conexión simplificado y el Acuerdo de pruebas, acorde con lo establecido en la presente resolución.

El Acuerdo del CNO de protecciones no podrá limitar de ninguna forma los porcentajes de penetración definidos en el artículo 6 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 2. <Ver prórroga en Notas de Vigencia> El CNO determinará, mediante Acuerdo, los requisitos y pruebas a realizar a los sistemas de supervisión de los AGGE y los GD. El CNO tendrá un plazo de treinta (30) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución para la elaboración de dicho Acuerdo.

PARÁGRAFO 3. Los Acuerdos de protecciones, pruebas y supervisión, o sus modificaciones, deben ser consultados con todos los interesados, GD y usuarios autogeneradores antes de su publicación final. En todo caso, de conformidad con el Artículo 36 de la Ley 143 de 1994, los Acuerdos del CNO podrán ser recurridos ante la CREG.

Cuando los Acuerdos se actualicen, y posterior a su publicación como Acuerdo en la página web del CNO, se deberá informar a la Comisión de los cambios realizados.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 12) (Fuente: R CREG 230/21, art. 1)

ARTÍCULO 2.16.3.2. ORDEN DE ASIGNACIÓN PARA LAS SOLICITUDES DE CONEXIÓN. Los OR deben garantizar que el orden en que se llenan las redes producto de la asignación de capacidad de acuerdo con la aplicación de los procedimientos del anexo 5 de la presente resolución, es en el de llegada o registro de los proyectos.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 13)

ARTÍCULO 2.16.3.3. PROCEDIMIENTOS DE CONEXIÓN SIMPLIFICADOS. Los procedimientos de conexión se presentan en el anexo 5 de la presente resolución, sujetos a los requisitos de documentación que se establecen a continuación:

Tabla 1. Requisitos de documentación de los procedimientos de conexión.

Condición (1)	Tipo	Capacidad Instalada o nominal	Documentación tipo (SÍ: es necesario, NO: no es necesario)
			A	B	C	D	E	F (3)	G
Entregan energía a la red	AGPE	= 100 kW	NO	SÍ	SÍ	SÍ	SÍ	SÍ	SÍ
	GD	= 100 kW	NO	SÍ	SÍ	NO	SÍ	SÍ	SÍ
	AGPE	> 100 kW	SÍ	SÍ	SÍ	SÍ	NO	SÍ	SÍ
	GD	> 100 kW	SÍ	SÍ	SÍ	NO	NO	SÍ	SÍ
	AGGE	< 5 MW (2)	SÍ	SÍ	SÍ	SÍ	NO	SÍ	SÍ
No entregan energía a la red	AGPE	= 1 MW	NO	SÍ	SÍ	SÍ	NO	SÍ	SÍ
	AGGE	Cualquier capacidad	NO	SÍ	SÍ	SÍ	NO	SÍ	SÍ

Notas:(1) La condición de entrega o no de energía a la red aplica para autogeneradores. El GD siempre entrega energía a la red conforme a su actividad económica. (2) Corresponde a la potencia máxima declarada para el AGGE.(3) Solo en el caso de usar inversores para conexión a red. De lo contrario, NO aplica.

Tabla 2. Descripción documentación tipo de la Tabla 1.

Tipo	Descripción del documento tipo
A	Estudio de conexión simplificado de que trata el artículo 12 de la presente Resolución.
B	Formulario de conexión simplificado de que trata el artículo 12 de la presente Resolución.
C	Certificado de capacitación o experiencia en la instalación tipo.La empresa encargada de la instalación, o el instalador, deben certificar al menos 1 año de experiencia específica acorde con el tipo de tecnología a instalar, o adjuntar un certificado de capacitación del personal en la instalación tipo que se llevará a cabo.Mientras el Ministerio de Minas y Energía regla lo anterior, la certificación deberá ser clara sobre la experiencia a acreditar y el tiempo requerido, o el certificado de capacitación. Transitoriamente se entiende que son certificaciones de capacitación que pueden ser expedidas por una institución educativa acreditada o que son de índole de educación no formal ofrecida por alguna empresa o que son certificaciones de experiencia certificada por alguna empresa donde se demuestre la experiencia en las instalaciones tipo que se lleven a cabo. La certificación debe contener la información suficiente para que los aspectos anteriormente mencionados puedan ser verificados en caso de aclaraciones.
D	Manual del (de los) dispositivo(s) que controla(n) la no inyección a red o la inyección a red en algún nivel fijo de potencia o energía. Si el inversor cuenta con dicha función, se debe entregar el manual del inversor. Si se tiene entrega de energía a la red y no se tiene un control de inyección en algún nivel fijo de potencia o energía, el documento no es necesario. Si no se tiene entrega de energía a la red, el documento si es necesario. Para un GD no aplica, pues la potencia máxima declarada corresponde a la capacidad efectiva neta.
E	Archivo de la consulta de la disponibilidad de red en el punto de conexión en la página web del OR, esto para los casos de AGPE que inyectan energía a la red y los GD y que se conectan a nivel de tensión 1. El sistema de información de disponibilidad de red debe generar el archivo con el resultado de la búsqueda en formato PDF, JPG u otros, para que el usuario lo pueda descargar.
F	Documento donde se demuestre el cumplimiento de normas para inversores, definidas en el formulario de conexión simplificado. La demostración del cumplimiento de las normas técnicas debe ser mediante certificado de producto emitido por un organismo de certificación acreditado, que haga parte de acuerdos de reconocimiento internacional. En todo caso, si el RETIE ya establece la demostración anterior, se realizará conforme este o su actualización lo determine.
G	Otra documentación: i) los diagramas unifilares (usar una norma nacional o internacional), ii) documento con la identificación esquemática de la conexión del sistema de puesta a tierra con su conductor correspondiente y que contenga el esquema de protecciones con sus características, iii) documento con las distancias de seguridad respecto a las redes existentes y el cuadro de cargas de la demanda total.Se deberá aplicar lo que el RETIE especifique para la documentación anterior.

Respecto de los requisitos del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE) se deberán entregar y cumplir conforme a lo que en él se establezca.

En el sistema de trámite en línea deberá existir un campo único donde se cargue toda la documentación que exija el RETIE.

En cualquier caso, en los procedimientos de conexión, la información que dispongan las reglas del RETIE deberá estar cargada en el momento que el solicitante la tenga lista, sin superar el momento en que se realiza la solicitud de entrada en operación en el sistema de trámite en línea.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 14)

ARTÍCULO 2.16.3.4. REGLAS DE VIGENCIA DE APROBACIÓN DE LA CONEXIÓN. La vigencia de la aprobación de la conexión tiene las siguientes reglas:

1. La fecha de notificación de la aprobación de la conexión conforme los procedimientos del anexo 5 de la presente resolución será considerada como la fecha de inicio de la vigencia de la aprobación.

2. Aunque el solicitante haya diligenciado una fecha de entrada en operación en el formulario de conexión simplificado, se entiende que esta es tentativa. No obstante, la fecha diligenciada, la solicitud de entrada en operación o la entrada en operación, en ningún caso puede superar el período de vigencia de la aprobación o la vigencia de aprobación prorrogada.

3. Si es un AGPE o un GD, la vigencia de la aprobación es de seis (6) meses. En todo caso, el AGPE o GD podrá solicitar, sin costo, un plazo adicional de tres (3) meses de vigencia para realizar la conexión, contados a partir de la finalización de la vigencia de seis (6) meses inicialmente aprobada. Esto se deberá solicitar en el sistema de trámite en línea al menos un (1) mes antes de la finalización de la vigencia de seis (6) meses inicialmente aprobada, y se entenderá aprobada una vez cargada en el sistema.

4. Si es un AGGE, la vigencia de la aprobación será así:

i. Para tecnología de generación hidráulica, la vigencia de la aprobación es de veinticuatro (24) meses.

ii. Para otras tecnologías diferentes a la del literal i anterior, la vigencia de la aprobación es de doce (12) meses.

iii. Los tiempos de los literales i y ii anteriores podrán ser prorrogables en los términos del numeral 7 de este artículo.

5. Si el AGPE, el AGGE o el GD desiste ante el OR de la ejecución de su proyecto de conexión, o el proyecto no entra en operación en la vigencia de conexión aprobada o prorrogada con por lo menos el 90% de la capacidad asignada, el OR liberará la capacidad de transporte no empleada.

6. Transcurrido el período de vigencia aprobado o prorrogado sin que el AGPE, el AGGE o el GD se haya conectado, se deberá iniciar un nuevo trámite y el OR liberará la capacidad asignada.

7. Para aquellos AGGE con potencia máxima declarada mayor a 1 MW y menor a 5 MW, la vigencia de la aprobación solo podrá prorrogarse una única vez y por las siguientes razones:

i. Cuando por razones de orden público, acreditadas por una autoridad competente, el desarrollo del proyecto presente atrasos en su programa.

ii. Por atrasos en la obtención de permisos, licencias o trámites, por causas ajenas a la debida diligencia del AGGE interesado.

iii. Cuando las obras de expansión del SIN presenten atrasos que no permitan la entrada en operación del proyecto.

Para lo anterior:

a. La vigencia de la aprobación se prorrogará en el mismo plazo y reglas establecidas en el numeral 4 de este artículo. Para este fin, se deberá actualizar la fecha de entrada en operación, que igualmente será tentativa.

b. En el sistema de trámite en línea debe quedar registrada la solicitud de prórroga de la vigencia de aprobación de capacidad y se debe visualizar la capacidad de transporte asignada, la cual corresponde a la potencia máxima declarada y aprobada durante el procedimiento de conexión.

El sistema de trámite en línea debe dar aviso de forma automática e inmediata del recibo de la solicitud de prórroga al OR, y debe enviar copia al ASIC de la solicitud, mediante correo electrónico, informando el valor de la capacidad de transporte asignada y la nueva fecha máxima de la vigencia de la aprobación. En todo caso, el ASIC deberá tener acceso a dicha información en el sistema de trámite en línea y a la información de que trata el anexo 3 de esta resolución.

c. Con el propósito de garantizar la utilización de la capacidad de transporte asignada, el AGGE interesado debe suscribir una garantía que cumpla con las condiciones establecidas en el anexo 3 de la presente Resolución y entregarla al ASIC. La entrega de la garantía deberá ser en físico, mientras el ASIC diseña un sistema de garantías que no requiera que sea entregada por ese medio. El AGGE debe prever que la garantía debe quedar aprobada por el ASIC antes de la finalización de la vigencia de la aprobación de la conexión obtenida durante el procedimiento de conexión.

La garantía se ejecuta si el AGGE no entra en operación en la fecha final de la vigencia de conexión prorrogada con por lo menos el 90% de la capacidad asignada. El OR tiene la obligación de informar al ASIC de dicha situación el día hábil siguiente al vencimiento de la vigencia de la aprobación prorrogada. Lo anterior se informa mediante email y se registra en el sistema de trámite en línea. El AGGE debe recibir copia de dicha notificación.

El proceso de ejecución de la garantía se inicia a partir de que el OR informa al ASIC que el AGGE no entró en operación en la fecha de la vigencia aprobada y prorrogada con por lo menos el 90% de la capacidad asignada.

d. El ASIC tendrá una cuenta particular para el manejo de los recursos provenientes de la ejecución de las garantías otorgadas en cumplimiento de lo previsto en este numeral.

Estos recursos, junto con los rendimientos que generen, una vez descontados los costos financieros e impuestos, se utilizarán para que el LAC disminuya el valor del ingreso utilizado para calcular los cargos por uso de distribución asociados al mercado de comercialización donde se iba a conectar el AGGE. La disminución de este valor del ingreso se realizará en el nivel de tensión en donde se iba a conectar el AGGE. Si los recursos generados por la ejecución de las garantías para reserva de capacidad superan el 30% del ingreso mensual del mercado de comercialización donde se iba a conectar el AGGE, solo se aplicará la cantidad equivalente a este porcentaje, y el saldo se usará en los siguientes meses, considerando el tope del 30% en cada caso.

El LAC deberá prever que en todo momento haya recursos suficientes para cubrir los costos en que se incurra por el manejo de la cuenta donde se depositan los recursos de las garantías ejecutadas.

e. La solicitud de prórroga de vigencia de la aprobación debe quedar consignada en el sistema de trámite en línea. El AGGE deberá realizar este paso antes de enviar al ASIC la garantía para aprobación.

f. Cuando el ASIC apruebe la garantía, debe informarlo al OR con copia al AGGE, a través del sistema de trámite en línea y correo electrónico.

Se entiende que la aprobación de la nueva vigencia de conexión fue exitosa una vez se reciba el concepto del ASIC. No se necesita nueva interacción con el OR.

El sistema de trámite en línea debe tener la posibilidad de cargar la copia de la garantía y el concepto sobre la misma; lo cual es realizado por el ASIC en el mismo momento en que envía el concepto sobre la garantía.

g. Mientras el ASIC no tenga acceso al sistema de trámite en línea o a la ventanilla única, el OR será el encargado de cargar la información que corresponde al ASIC en dicho sistema.

En el caso de que la garantía no se apruebe, el ASIC, en su concepto, debe informar qué requisitos se deben cumplir. El AGGE, si así lo considera, enviará de nuevo al ASIC la garantía para aprobación del mismo, y se procederá como se mencionó en los literales anteriores de este numeral.

De igual forma este paso debe quedar registrado en el sistema de trámite en línea.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 15)

ARTÍCULO 2.16.3.5. CONTRATO DE CONEXIÓN. Los contratos de conexión entre el AGPE, el AGGE o el GD y el OR serán necesarios sólo en los siguientes casos:

a) En caso de que por solicitud del AGPE, del AGGE o del GD, los activos de conexión los suministre o instale el OR. El costo de estos activos se establecerá de mutuo acuerdo entre las partes.

b) En caso de que se tenga que aumentar la capacidad de la red por aplicación del artículo 17 de esta resolución.

El plazo para la firma del contrato entre las partes es de quince (15) días hábiles, contados a partir de la fecha de inicio de vigencia de aprobación de la conexión conforme el artículo 15 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1. Durante los dos (2) meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, los OR entregarán al CNO y al Comité Asesor de Comercialización (CAC) la minuta correspondiente a proyectos de los que trata esta resolución que se utilizarían para suscribir contratos de conexión con los interesados en conectarse a los sistemas de los cuales son responsables.

Para lo anterior solo se deberán tener en cuenta las causales mencionadas en este artículo y debe dividirse en contratos tipo por capacidad nominal o instalada (CI), así: CI menor a 10 kW; CI mayor o igual a 10 kW y menor o igual a 100 kW; CI mayor a 100 kW y menor o igual a 1 MW; o para AGGE con potencia máxima declarada menor a 5 MW.

Dentro de los tres (3) meses posteriores al anterior plazo, el CNO y el CAC elaborarán y propondrán a la CREG una minuta o, si se considera conveniente, varias minutas que permitan uniformizar los requisitos exigidos en los contratos de conexión, las cuales serán adoptadas por el Comité de Expertos de la CREG y publicadas mediante circular. Los OR deberán cargar dicha minuta en el sistema de trámite en línea para que los AGPE, los AGGE o los GD las usen en caso de que aplique.

Mientras ocurre lo anterior, el contrato de conexión preliminar a usar debe ser cargado por el OR en el sistema de trámite en línea en un tiempo de treinta (30) días hábiles luego de expedida esta resolución. Este contrato de conexón preliminar estará sujeto de ajustes entre las partes.

PARÁGRAFO 2. En caso de aplicarse este artículo y de no poderse firmar el contrato, el OR deberá cargar en el sistema de trámite en línea las razones y justificaciones de la no firma del contrato en un plazo de cinco (5) días hábiles contados a partir del momento en que se vence el plazo de la firma del contrato.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 16)

ARTÍCULO 2.16.3.6. CONEXIÓN AL SDL DE LOS AGPE Y LOS GD EN CASO DE INCUMPLIMIENTO DE LOS ESTÁNDARES TÉCNICOS DE DISPONIBILIDAD DEL SISTEMA. En los casos en que se haya identificado que el circuito o transformador no cumple con los estándares establecidos en el artículo 6 de esta resolución, se deberá seguir el procedimiento en el cual se aplica estudio de conexión simplificado conforme el anexo 5 de la presente resolución para lograr la aprobación.

En cualquier caso, los costos y gastos en que se incurra para aumentar la capacidad de la red para poder atender la conexión del potencial AGPE, AGGE o del GD serán cubiertos por el solicitante y podrán ser incluidos en el contrato de conexión. Para lo anterior, el OR deberá recomendar con precisión los requisitos que deben ser cumplidos y detallar las obras requeridas para hacer posible la conexión. Esto debe quedar en el sistema de trámite en línea.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 17)

ARTÍCULO 2.16.3.7. CAUSALES PARA DESCONEXIÓN DE LOS AGPE, AGGE O LOS GD. En caso de incurrir en algunas de las causales de que trata este artículo, y cuando la red se encuentre en riesgo por modificación de las características técnicas al momento de la conexión, el OR podrá suspender al AGPE, AGGE o desconectar al GD de la red de manera inmediata, y no podrá ser reconectado a la red hasta tanto no se subsane la causal de suspensión o desconexión. La suspensión para el AGPE o AGGE implica el corte de suministro de energía para su demanda, teniendo en cuenta lo establecido en el acuerdo especial anexo al contrato de prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica señalado en la Resolución CREG 135 de 2021 o aquella que la modifique o sustituya.

Las siguientes son las causales bajo las cuales se procederá con la suspensión o desconexión, según corresponda:

1. En caso de no seguir el procedimiento establecido en la presente resolución para la conexión de AGPE, AGGE o GD.

2. Cuando se demuestra que una planta de GD fue fraccionada, para efectos de reportarla como planta independiente ante el sistema. Igualmente, cuando se demuestra que el sistema de generación de un autogenerador se ha fraccionado para efectos de reportarlos como varios AGPE o AGGE independientes ante el sistema.

3. Cuando un OR detecte que un AGPE, AGGE o GD está conectado a la red sin atender a lo establecido en la presente resolución.

4. Cuando, con posterioridad a la puesta en servicio de la conexión, el OR encuentre que no se cumple alguna de las características contenidas en la solicitud de conexión.

El procedimiento a seguir para efectuar una suspensión o una desconexión se detalla en el anexo 2 de la presente resolución. Conforme a este procedimiento, el OR establecerá que un hallazgo es grave siempre y cuando se ponga en riesgo la seguridad, calidad y confiabilidad de la red.

Una vez se subsane la condición que dio origen a la suspensión o desconexión, el OR deberá reconectar al GD o reconectar el servicio al AGPE o AGGE, según sea el caso, en los plazos establecidos en el procedimiento. Si una vez subsanada la condición, el AGPE, AGGE o el GD permanece desconectado o suspendido, podrá hacer uso de los recursos de que trata el Artículo 154 de la Ley 142 de 1994.

PARÁGRAFO 1. El OR podrá verificar las condiciones de conexión de un proyecto en cualquier momento con posterioridad a la fecha de su entrada en operación. En caso de requerir realizar una visita, el OR deberá seguir el procedimiento establecido en el anexo 2 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 2. El OR deberá dar aviso a los agentes representantes de la frontera de consumo y de entrega de excedentes sobre el procedimiento de suspensión o desconexión que va a realizar, así como de la respectiva reconexión, si es el caso. Esto se debe realizar por los medios dispuestos de comunicación vigentes entre operadores de red y agentes comercializadores, y a través del sistema de trámite en línea. El OR deberá extender dichos medios de comunicación con agentes generadores.

PARÁGRAFO 3. El OR deberá disponer de un informe con el detalle técnico de la desconexión o suspensión, el cual deberá poner a disposición del AGPE, AGGE o del GD y de la SSPD mediante el sistema para el trámite en línea.

PARÁGRAFO 4. Cuando, luego de la entrada en operación, el OR encuentre que se incumpla la regulación de calidad de la potencia expedida por la Comisión, deberá aplicarse lo establecido en el Anexo 1 de la Resolución CREG 024 de 2005, que modifica el Numeral 6.2.2. del Anexo general de la Resolución 070 de 1998, o aquella que la modifique o sustituya.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 18)

Condiciones de medición

ARTÍCULO 2.16.4.1. SISTEMA DE MEDICIÓN PARA LOS AGPE Y LOS GD. Los requisitos de medición que deberán cumplir los AGPE y los GD son los siguientes:

a) El AGPE que no entrega excedentes no tiene la obligación de modificar sus condiciones de medición existentes hasta tanto el usuario sea incluido en el plan de despliegue de la Infraestructura de Medición Avanzada.

b) El AGPE que entrega excedentes debe cumplir con los requisitos establecidos para las fronteras de generación en el Código de Medida, a excepción de las siguientes obligaciones:

i) Contar con el medidor de respaldo de que trata el artículo 13 de la Resolución CREG 038 de 2014.

ii) La verificación inicial por parte de la firma de verificación de que trata el artículo 23 de la Resolución CREG 038 de 2014.

iii) El reporte de las lecturas de la frontera comercial al ASIC cuando se vende la energía al comercializador integrado con el OR al cual se conecta.

En el caso de los consumos de energía, el sistema de medición debe cumplir los requisitos mínimos definidos en la Resolución CREG 038 de 2014 o aquella que la modifique o sustituya, de acuerdo con su condición de usuario regulado o no regulado.

Para los AGPE que vendan su energía al comercializador integrado con el OR o para aquellas fronteras sin obligación de registro en el ASIC, el comercializador que adquiere los excedentes, o el comercializador que representa la frontera, tienen la obligación de reportar al ASIC los excedentes totales de energía de los AGPE, dentro de las 48 horas del mes siguiente al de la entrega de energía, en el formato que el ASIC establezca para tal fin.

Los usuarios no regulados AGPE deberán reportar las medidas horarias de excedentes al ASIC en las mismas condiciones en que se reporta actualmente la medida de su consumo. El representante de la frontera de entrega de excedentes de los usuarios no regulados AGPE existentes dispondrá de un plazo de dos (2) meses contados a partir de la expedición de la presente resolución para realizar el reporte al ASIC.

En los casos en que no sea obligatorio el reporte horario telemedido de las lecturas de la frontera comercial al ASIC, de igual forma no puede ser exigible telemedición entre el AGPE y el comercializador. En todo caso, el usuario podrá, si así lo considera, acordar con el comercializador la interrogación remota de su medidor. Las condiciones en que se realiza la interrogación remota, y los respectivos costos, corresponden a un acuerdo entre las partes. Esta última disposición aplicará hasta tanto el medidor del usuario sea reemplazado de acuerdo con el plan de despliegue de la Infraestructura de Medición Avanzada.

c) Los GD deben cumplir con todos los requisitos establecidos para las fronteras de generación en el Código de Medida, Resolución CREG 038 de 2014 o aquella que la modifique o sustituya.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 19)

ARTÍCULO 2.16.4.2. FRONTERAS COMERCIALES. El comercializador que represente al AGPE deberá cumplir con lo establecido en la Resolución CREG 157 de 2011 y demás normas que la modifiquen o sustituyan para registrar su frontera de comercialización y/o su frontera de generación en las condiciones del artículo 4 de la mencionada resolución. En caso de que sea un agente generador el que represente al AGPE para entrega de excedentes, también se deberá cumplir lo anterior para la frontera de generación.

PARÁGRAFO 1. Los agentes comercializadores que representen fronteras de comercialización para entrega de excedentes de energía de AGPE, no tienen la obligación de constituirse como agentes generadores.

PARÁGRAFO 2. Los activos de generación que sean utilizados para atender un consumo propio podrán entregar energía únicamente en la frontera comercial asociada al autogenerador, que deberá corresponder al punto de conexión donde demanda energía.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 20)

ARTÍCULO 2.16.4.3. CAMBIO DE AGENTE QUE REPRESENTA LA FRONTERA COMERCIAL PARA ENTREGA DE EXCEDENTES DE UN AGPE. Para el cambio de agente que representa la frontera comercial para entrega de excedentes, se deberá proceder conforme a lo siguiente:

a) Los agentes comercializadores y generadores que representen una frontera de entrega de excedentes de AGPE deberán incluir en su página web un enlace en el que únicamente se publique información actualizada sobre el proceso de cambio de agente para la representación de la frontera que entrega excedentes de autogeneración. En el caso de un agente comercializador, deberá actualizar el enlace de que trata el artículo 53 de la Resolución CREG 156 de 2011 con dicha información.

La información publicada deberá ser detallada sobre los requisitos y el proceso para el cambio.

En la publicación se deberá tener un enunciado claro y conciso que informe sobre el derecho que le asiste al usuario a elegir libremente su agente para la frontera de entrega de excedentes.

Los agentes deberán realizar los ajustes necesarios para dar cumplimiento a los requisitos de este literal dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes a la expedición de la presente resolución.

b) El usuario interesado contactará al agente que haya elegido como nuevo representante de la frontera comercial de entrega de excedentes y lo habilitará expresamente para gestionar el cambio de agente.

El comercializador que le presta el servicio al usuario para el consumo no podrá hacer exigible la participación del mismo en el proceso de cambio de agente.

c) Se debe aplicar lo establecido en los artículos 19 y 20 de esta resolución para los sistemas de medida y el registro de la frontera comercial.

El nuevo agente que representará la frontera de excedentes procederá a realizar, en caso de ser necesario, el cambio o la adecuación del Sistema de Medida de la respectiva Frontera Comercial, en los términos establecidos en la Resolución CREG 38 de 2014, Código de Medida, o aquellas que modifiquen o sustituyan, y conforme lo establecido en el artículo 19 presente resolución.

d) Si queda un saldo a favor del usuario que este asociado a pago de excedentes de autogeneración, el saldo a favor lo deberá pagar el agente que inicialmente representaba la frontera comercial de entrega de excedentes al usuario en los términos del artículo 26 de esta resolución y la Resolución CREG 135 de 2021 sobre derechos de los usuarios autogeneradores.

e) Cuando se solicite cambio de representante para la frontera que entrega excedentes, el agente no podrá exigir requisitos distintos a los contemplados en la normatividad vigente para el cambio de representante en la frontera comercial para el consumo. Así mismo, el agente en ningún momento desplegará alguna acción u omisión que pueda tener por objeto, o como efecto, la limitación del derecho al cambio del representante en la frontera comercial; y/o cualquier interpretación extensiva de los requisitos establecidos en el marco normativo aplicable. Así mismo no se podrá solicitar permanencia mínima para la frontera que entrega excedentes.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 21)

Comercialización de energía

ARTÍCULO 2.16.5.1. ALTERNATIVAS DE COMERCIALIZACIÓN DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA. Los GD podrán comercializar su energía de acuerdo con las siguientes alternativas:

a) Puede vender con las Reglas del numeral 1 del artículo 3 de la Resolución CREG 086 de 1996, modificadas por el artículo 1 de la Resolución CREG 096 de 2019, con excepción de la opción de venta de qué trata el numeral 1.1 del mismo artículo, que queda derogada.

b) Puede vender directamente al comercializador integrado con el operador de red. En este caso, el comercializador está obligado a comprarle la energía al generador distribuido y el precio de venta de la energía entregada a la red se calculará aplicando la siguiente expresión:

Donde,

	Precio venta de la generación distribuida en la hora h del mes m en el nivel de tensión n al comercializador i en el mercado de comercialización j, en $/kWh.
	Precio de bolsa en la hora h del mes m, en $/kWh. Cuando el precio de bolsa supere el precio de escasez de activación definido en la Resolución CREG 071 de 2006 o todas aquellas que la modifiquen o sustituyan, el precio no podrá superar el precio de escasez ponderado.
	Es igual al valor de las pérdidas técnicas en el sistema del OR j acumuladas hasta el nivel de tensión n:

Donde se calcula como se indica en el anexo 4 de la presente resolución.

	Costo de compra de energía ($/kWh) para el mes m, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j, determinados conforme se establece en el Capítulo III de la Resolución CREG 119 de 2007.
	Monto reconocido por los beneficios a los que contribuye la generación distribuida en la red de distribución SDL al cual esté conectada, debido a su ubicación cercana a los centros de consumo.

PARÁGRAFO 1. El precio ponderado de escasez deberá ser publicado mensualmente por el ASIC en su página web.

PARÁGRAFO 2. Todo generador existente o futuro con capacidad instalada o nominal menor a 1 MW que se conecte o esté conectado al SDL será considerado un GD.

Los generadores existentes que queden dentro de la categoría de GD en el momento de expedición de la presente resolución y que sean de capacidad instalada o nominal mayor a 100 kW y menor a 1 MW, no les será aplicable el reconocimiento de pérdidas.

En general, el reconocimiento de pérdidas será aplicable para aquellos GD que realicen su conexión al sistema de forma posterior a la fecha de expedición de la presente resolución, o que hayan sido aprobados o estén en trámite de aprobación con las Reglas de la Resolución CREG 030 de 2018.

PARÁGRAFO 3. Las plantas existentes y operando al momento de expedición de esta resolución, que queden dentro de la categoría de GD y que tengan contratos de venta de energía con algún comercializador o generador, y que el contrato no esté en función de alguna de las alternativas aquí especificadas, continuarán con dicha situación hasta la finalización del contrato. Al terminar el contrato, deberán acogerse a una de las opciones de este artículo.

Los GD que tengan punto de conexión aprobado y un contrato de venta de energía acordado con las reglas de la Resolución CREG 030 de 2018 también les aplicará el presente parágrafo.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 22)

ARTÍCULO 2.16.5.2. ALTERNATIVAS DE ENTREGA DE LOS EXCEDENTES DE AGPE. Los AGPE podrán vender o entregar sus excedentes de acuerdo con las siguientes alternativas:

1) Si es un AGPE que no utiliza FNCER,

a) A generadores o comercializadores que destinen dicha energía a la atención exclusiva de usuarios no regulados. En este caso, el precio de venta es pactado libremente.

b) Al comercializador que atiende el consumo del usuario, quien podrá estar o no estar integrado con el OR. En este caso: i) el comercializador está obligado a recibir los excedentes ofrecidos, ii) el precio de venta es el precio horario en la bolsa de energía, y iii) la energía es destinada a la atención exclusiva de usuarios regulados.

2) Si es un AGPE que utiliza FNCER,

a) A generadores o comercializadores que destinen dicha energía a la atención exclusiva de usuarios no regulados. En este caso, el precio de venta es pactado libremente.

b) Al comercializador que atiende el consumo del usuario, quien podrá estar o no estar integrado con el OR. En este caso: i) el comercializador está obligado a recibir los excedentes ofrecidos, ii) el crédito de energía y la valoración horaria de la energía que exceda el crédito se define en el artículo 25 de esta resolución, y iii) la energía es destinada a la atención exclusiva de usuarios regulados.

PARÁGRAFO 1. En el día que se presente una condición crítica, los precios de compra de excedentes que se hayan pactado al precio de bolsa nacional o estén en función de este, no podrán superar el precio de escasez ponderado, si el precio pactado superó el precio de escasez de activación de que trata la Resolución CREG 071 de 2006, o todas aquellas que la modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO 2. El comercializador que le presta el servicio de energía eléctrica es responsable de adecuar los contratos de servicios públicos o de condiciones uniformes de sus usuarios a quienes compra excedentes, para reflejar sus obligaciones con el usuario respecto de los excedentes recibidos. Esto se debe formalizar con un acuerdo especial conforme lo establece la Resolución CREG 135 de 2021 sobre derechos de los usuarios autogeneradores, o aquella que la modifique o sustituya.

PARÁGRAFO 3. Los AGPE existentes y operando al momento de expedición de esta resolución que tengan contratos de venta de excedentes con algún comercializador o generador, y que el contrato no esté en función de alguna de las opciones aquí establecidas, continuarán con dicha situación hasta la finalización de su contrato. Al terminar el contrato deberán acogerse a una de las opciones de que trata este artículo.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 23)

ARTÍCULO 2.16.5.3. TRATAMIENTO DE EXCEDENTES DE LOS AGPE EN EL ASIC Y EL LAC. A continuación, se describe el tratamiento de excedentes de los AGPE en el ASIC y el LAC:

1. Cuando los AGPE venden o entregan sus excedentes de energía al comercializador integrado con el OR, para dicho comercializador el ASIC o el LAC aplicarán las siguientes reglas:

a) En el cálculo de la demanda real del comercializador no se tendrá en cuenta la energía de los excedentes horarios de estos AGPE. La demanda comercial se calculará a partir de esta demanda real.

b) El ASIC calculará y publicará la siguiente información: i) A la demanda comercial no regulada se sumará la energía excedente de los AGPE destinada al mercado no regulado, ii) A la demanda comercial regulada se sumará la energía excedente destinada al mercado regulado.

c) Para el cálculo de los cargos de transmisión y distribución de energía eléctrica el LAC tendrá en cuenta los excedentes horarios de estos AGPE.

2. Cuando los AGPE venden o entregan sus excedentes a un comercializador diferente al integrado con el OR, se aplicarán las siguientes disposiciones:

2.1. El ASIC aplicará las siguientes reglas para el comercializador integrado con el OR:

La energía de los excedentes horarios de los AGPE incrementará su demanda real. La demanda comercial se calculará a partir de esta demanda real.

2.2. El ASIC o el LAC aplicarán las siguientes reglas para el comercializador no integrado con el OR:

a) En el cálculo de la demanda real del comercializador, el ASIC restará los excedentes de estos AGPE. La demanda comercial se calculará a partir de esta demanda real. Además, no se considerará dentro de la generación los excedentes entregados por estos AGPE.

c) Para el cálculo de los cargos de transmisión y distribución de energía eléctrica el LAC tendrá en cuenta los excedentes horarios de estos AGPE.

PARÁGRAFO 1. En el caso del comercializador integrado con el OR, este debe informar al ASIC, en el mismo formato de que trata el artículo 19 de esta resolución, los excedentes de energía recibidos de los AGPE, para que el LAC los tenga en cuenta para los efectos mencionados en este artículo.

PARÁGRAFO 2. Los agentes comercializadores deben informar al ASIC el tipo de mercado, regulado o no regulado, al cual es destinada la energía excedente de los usuarios con AGPE. Para las fronteras con reporte al ASIC, el ASIC deberá informar la manera cómo se envía dicha información, y para las fronteras sin reporte el ASIC, el comercializador deberá suministrar esta información en los formatos destinados para el reporte del total excedentes de los que trata la presente resolución.

PARÁGRAFO 3. En el presente artículo, la energía excedente en la red se refiere a toda la energía entregada a la red por parte de los AGPE al comercializador que corresponda, de acuerdo con los numerales 1 y 2 de este artículo.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 24)

ARTÍCULO 2.16.5.4. RECONOCIMIENTO DE EXCEDENTES DE AGPE QUE UTILIZA FNCER. Al cierre de cada período de facturación, los excedentes de un AGPE se categorizarán en dos tipos de excedentes en los términos del artículo 26 de esta resolución: i) los excedentes acumulados que igualan la importación y que se reconocerán como créditos de energía al AGPE que utiliza FNCER y ii) los excedentes que superan la importación, que se valorarán al precio de bolsa horario.

Lo anterior, de acuerdo con las siguientes reglas:

1) Para el AGPE con capacidad instalada o nominal menor o igual a 100 kW (0,1 MW):

a) Crédito de Energía

Los excedentes acumulados de energía que sean menores o iguales a su importación de energía de la red serán permutados, en la misma cantidad, por su importación de energía eléctrica de la red en el período de facturación.

Por los excedentes de energía acumulados que sean permutados, el comercializador cobrará al AGPE por cada kWh el costo de comercialización que corresponde al componente de la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya. Si es un usuario no regulado, el costo de comercialización corresponde al costo pactado.

b) Valoración horaria

Para las cantidades de excedentes de energía que sobrepasen su importación de energía eléctrica de la red en el período de facturación se liquidarán al precio horario de bolsa de energía correspondiente.

2) Para AGPE con capacidad instalada o nominal mayor a 100 kW (0,1 MW) y menor o igual a 1.000 kW (1MW):

a) Crédito de Energía

Por los excedentes de energía acumulados que sean permutados, el comercializador cobrará al AGPE por cada kWh el costo de agregado de las variables según lo definido en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de usuarios no regulados, estas variables corresponden a las pactadas entre las partes.

b) Valoración horaria

Para las cantidades de excedentes de energía que sobrepasen su importación de energía eléctrica de la red en el período de facturación, se liquidarán al precio horario de bolsa de energía correspondiente.

PARÁGRAFO. En el día que se presente una condición crítica, los precios de compra de excedentes que se hayan pactado al precio de bolsa nacional o estén en función de este, no podrán superar el precio de escasez ponderado, si el precio pactado superó el precio de escasez de activación de que trata la Resolución CREG 071 de 2006, o todas aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 25)

ARTÍCULO 2.16.5.5. INFORMACIÓN AL AGPE POR LA ENTREGA DE EXCEDENTES. El comercializador que recibe energía de un AGPE es el responsable de la liquidación, incorporando en cada factura información detallada de importaciones y excedentes de energía, cobros, valor a pagar al usuario por parte del comercializador, entre otros, según corresponda, de acuerdo con los lineamientos de este artículo.

El comercializador tiene la obligación de informar en cada factura, de manera individual, los valores según el segmento a que corresponda y de acuerdo con las distintas valoraciones de los excedentes de energía, tales como las cantidades asociadas a créditos de energía y las cantidades restantes, que se indican a continuación:

a) Para el AGPE que utiliza FNCER con capacidad instalada o nominal menor o igual a 100 kW (0,1 MW) y que aplica crédito de energía:

b) Para el AGPE que utiliza FNCER con capacidad instalada o nominal mayor a 100 kW (0,1 MW) y menor o igual a 1.000 kW (1 MW) y que aplica crédito de energía:

c) Para el AGPE que utiliza o no utiliza FNCER y que el precio de venta es el pactado y que no aplica crédito de energía:

d) Para el AGPE que no utiliza FNCER y que el precio de venta es el precio de bolsa:

Donde:

	Comercializador i
	Mercado de comercialización j
	Nivel de tensión n
	Hora h
	Número total de horas del mes m-1
	Mes m para el cual se calcula la valoración del excedente.
	Usuario u
	Es la hora cuando los Excedentes de Energía Horarios Acumulados (EEHA) igualan o sobrepasan la cantidad de importación total de energía en el mes m. La EEHA se calcula de forma dinámica, como la suma de energía entregada a la red en cada una de las horas en el mes m y a partir de la primera hora de inicio del mismo. La anterior acumulación horaria de entrega de energía a la red se realiza hasta que para una hora h dada se alcance o sobrepase el valor de importación total en el mes m.
	Valoración del excedente del AGPE u (en $), en el mes m, que se encuentra en el nivel de tensión n, en el mercado de comercialización j y que es atendido por el comercializador i. Es ingreso para el usuario cuando esta variable sea mayor a cero.
	Excedente de energía horaria acumulada en el mes m con fines de uso para el crédito de energía para el usuario u, que se encuentra en el mercado de comercialización j y que es atendido por el comercializador i, en kWh. Se calcula como la suma de energía entregada a la red en todas las horas del mes m, iniciando a partir de la primera hora de dicho mes y que como máximo podría llegar al valor de Por lo anterior, el valor resultante de energía puede tomar valores entre cero (0) y
	Importación de energía acumulada en el mes m del usuario u, que se encuentra en el mercado de comercialización j y que es atendido por el comercializador i, en kWh. Se calcula como la suma de energía importada o consumida de la red en todas las horas del mes m.
	Componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio en $/kWh, en el mes m, según lo establecido en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de usuarios no regulados es el costo del servicio pactado.
	Margen de comercialización en $/kWh, en el mes m, según lo establecido en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de usuarios no regulados es el costo pactado.
	Todo excedente de energía en la hora h del AGPE u, en kWh, iniciando h en la hora hx para el mes m, en el mercado de comercialización j. Tener en cuenta que: i) La energía de que trata esta variable tiene un tratamiento horario. ii) Para poder aplicar esta variable se debe cumplir que la suma de la energía entregada a la red en todas las horas del mes m fue superior al total de la energía importada o consumida durante el mismo mes m. iii) En la hora hx pueden existir cantidades de energía que se deben valorar. Esto es, para la hora hx la cantidad de energía que se debe valorar es el cálculo de: EEHA - iv) Para las horas h superiores a hx en el mes m, corresponde exactamente al valor de energía entregada a la red en la hora h.
	Precio de bolsa en la hora h del mes m, en $/kWh, siempre y cuando no supere el precio de escasez ponderado. Cuando el precio de bolsa supere el precio de escasez de activación definido en la Resolución CREG 140 de 2017 o todas aquellas que la modifiquen o sustituyan, será igual al precio de escasez ponderado. Se debe tener en cuenta que el precio de bolsa varia de forma diaria y horaria.
	Costo por uso del STN en $/kWh, en el mes m, según lo establecido en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya.
	Costo por uso del sistema de distribución en $/kWh, en el mes m, según lo establecido en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya.
	Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía en $/kWh, en el mes m, según lo establecido en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya.
	Costo de restricciones y servicios asociados con generación en $/kWh, en el mes m, según lo establecido en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya.
	Excedentes de energía del AGPE u en la hora h en mes m, en kWh, que tienen precio pactado o venden a precio de bolsa.
	Precio de energía pactado para AGPE con o sin FNCER que no aplican crédito de energía.

PARÁGRAFO 1. Será responsabilidad del comercializador y del usuario AGPE informarse y tomar las acciones respectivas según las obligaciones tributarias a su cargo para efecto de la facturación que deban emitir.

Cuando el AGPE no esté obligado a facturar conforme al estatuto tributario, el comercializador deberá establecer un documento en el que conste la venta de energía teniendo en cuenta lo dispuesto en el Artículo 1.6.1.4.12 del Decreto 358 de 2020.

PARÁGRAFO 2. El comercializador que compre o adquiera excedentes de autogeneración debe reportar a la SSPD las cantidades que son usadas para el crédito de energía y las que no son usadas para el crédito de energía, conforme las variables de que trata este artículo. El reporte se realizará en los términos en que la SSPD lo defina.

PARÁGRAFO 3. El AGPE que termine una relación de compra de excedentes con un agente comercializador o agente generador, deberá suspender la entrega de excedentes a la red hasta tanto haya conseguido otro agente que lo represente, en los términos establecidos en esta resolución. En caso de entrega de excedentes a la red sin que se tenga un agente comercializador o agente generador que represente dicha venta, los excedentes no serán remunerados.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 26)

ARTÍCULO 2.16.5.6. DISPOSICIÓN TRANSITORIA DE TRASLADO DEL COSTO DE COMPRAS DE LOS AGPE Y LOS GD. En el anexo 1 se definen las componentes de traslado que tienen relación con compras de los AGPE y los GD para la aplicación de las Resoluciones CREG 119 de 2007, 129 de 2019 y 142 de 2019, o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 27)

Disposiciones finales

ARTÍCULO 2.16.6.1. INFORMACIÓN DE AGPE, AGGE Y GD EN EL SISTEMA. Los TN y los OR deben enviar a la UPME y a la CREG, durante los primeros 30 días de cada semestre, un informe de los proyectos de autogeneración y generación distribuida conectados a sus respectivos sistemas, con las principales características de cada uno de ellos, capacidad nominal o instalada y potencia máxima declarada, tipo de tecnología utilizada, tipo de usuario (regulado o no regulado), identificación de usuario (si es comercial, industrial o residencial), estrato, ubicación geográfica y nivel de tensión, la energía mensual de excedentes entregada a la red, cantidad de solicitudes de conexión simplificadas recibidas, cantidad de solicitudes rechazadas, sistema de medición utilizado, tiempo de ejecución de estudio y de conexión, entre otros. El formato de reporte de la información será establecido conjuntamente por la UPME y la Comisión.

Cualquiera de las dos entidades podrá actualizar este formato de reporte. En el caso de presentarse una actualización del mismo por parte de la CREG, esta será consultada y concertada con la UPME.

PARÁGRAFO. El diligenciamiento de este formato y su envío a las entidades mencionadas será obligatorio hasta el momento en el que entre en funcionamiento y operación la ventanilla única que establecerá y gestionará la UPME incluyendo el módulo que recopile esta información.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 28)

ARTÍCULO 2.16.6.2. FRACCIONAMIENTO DE LA CAPACIDAD DE AGPE, AGGE Y GD. La capacidad instalada o nominal de un AGPE, AGGE o GD no puede ser fraccionada para efectos de reportarlas como plantas o sistemas de generación independientes y aplicar lo establecido en esta resolución.

Cuando se identifique esta situación, el OR procederá conforme las reglas del artículo 18 de esta resolución, sin perjuicio de las acciones que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la Superintendencia de Industria y Comercio adelanten al respecto.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 29)

ARTÍCULO 2.16.6.3. PRINCIPIOS RECTORES EN LA INTERPRETACIÓN Y APLICACIÓN DE LAS OBLIGACIONES POR PARTE DEL OR. De conformidad con los principios de libertad de acceso, eficiencia, adaptabilidad y neutralidad contenidos en los artículos 3.9, 11.6 y 170 de la Ley 142 de 1994, así como en el artículo 6 de la Ley 143 de 1994, cada OR deberá cumplir con las siguientes obligaciones:

a) Abstenerse de solicitar requisitos distintos a los expresamente previstos en esta resolución.

b) Cumplir diligentemente con los plazos.

c) Suministrar información veraz, oportuna, confiable y de calidad. En consecuencia, no podrá negar o dilatar el acceso a la información. También deberá abstenerse de entregar información que no coincida con la realidad, incompleta, que induzca a error, o no cumpla la finalidad para la cual le fue exigido suministrarla.

d) Otorgar el mismo tratamiento a todos los interesados y no generar condiciones discriminatorias. En consecuencia, no podrá favorecer a ningún interesado, y deberá respetar la prelación y orden de llegada en los trámites previstos en esta resolución.

e) Abstenerse de cobrar valores no previstos en la regulación, ni valores superiores a los costos en los trámites.

(Fuente: R CREG 174/21, art. 30)

Componentes de traslado de compras de energía de AGPE y GD (Anexo)

ARTÍCULO 2.16.7.1. 1. COMPONENTES DE TRASLADO DE COMPRAS DE ENERGÍA DE AGPE Y GD. Transitoriamente, para efectos de traslados de precios de compras de energía de AGPE y los GD que sean con destino al mercado regulado y de acuerdo con las definiciones aquí establecidas, las variables de entrada que se tendrán en cuenta en el componente del de la formula tarifaria establecida en las Resoluciones CREG 119 de 2007, 129 de 2019 y 142 de 2019, o aquellas que las modifiquen o sustituyan, serán las que se presentan a continuación:

	Costo de compra de energía a AGPE y los GD por parte del comercializador i para el mes m, para el mercado de comercialización j, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh)
	Cantidad por unidad de energía total comprada por el comercializador i en el mes m-1 con destino al mercado regulado mediante: i) las compras de energía a los GD que aplican el literal b) del artículo 22 de esta resolución; y ii) excedentes de AGPE que aplican los literales b) de los numerales 1) y 2) del artículo 23 de esta Resolución.
	Precio de la energía comprada en Bolsa por el comercializador i, en el mes m-1, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh), cuando las cantidades adquiridas en contratos no cubran la totalidad de la demanda regulada.

Donde:

Además, para cada variable anterior se tiene:

	Mes para el cual se calcula el Costo Unitario de Prestación del Servicio.
	Comercializador minorista i.
	Mercado de comercialización j.
	Demanda comercial regulada del comercializador minorista i en el mes m-1.
	Precio en Bolsa en la hora h ($/kWh), del mes m-1.
	Compras en Bolsa del Comercializador Minorista i (kWh) en la hora h, del mes m-1.
	hora h del mes m-1 (H es el total de horas en el mes m-1).
	Relación entre: i) Cantidad de excedentes de energía de los AGPE, con capacidad instalada o nominal menor o igual a 0,1 MW, que se les aplica crédito de energía de acuerdo con el literal a) del numeral 1) del artículo 25 de esta resolución, para el Comercializador Minorista i, liquidados en el mes m-1, con destino al mercado regulado; y ii)

Se calcula de la siguiente forma (valor adimensional):

Donde:

Corresponde a la energía

de qué trata el artículo 26 de esta resolución, para el AGPE u, con capacidad instalada o nominal menor o igual a 0,1 MW, expresado en kWh, del Comercializador Minorista i, en el mercado de comercialización mj, en el mes m-1.

es el número total de AGPE, con capacidad instalada o nominal menor o igual a 0,1 MW, del comercializador minorista i que tienen valores asociados a

de qué trata el artículo 26 de esta resolución (el subíndice u indica el usuario).

es el número total de mercados de comercialización donde el comercializador i tiene AGPE con capacidad instalada o nominal menor o igual a 0,1 MW y con valores asociados a

de qué trata el artículo 26 de esta resolución. El parámetro mj es usado para iterar a través de los mercados de comercialización.

Precio promedio ponderado actualizado para el mes m-1, de los AGPE, con capacidad instalada o nominal menor o igual a 0,1 MW, para la energía que se les aplica crédito de energía de acuerdo con el literal a) del numeral 1) del artículo 25 de esta resolución, para el Comercializador Minorista i, liquidados en el mes m-1, con destino al mercado regulado. Es expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh) y se calcula así:

Donde:

Aplica misma definición relacionada cuando se definió la variable

Componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio en $/kWh, en el mes m-1, según lo establecido en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de usuarios no regulados es el costo del servicio pactado.

Margen de comercialización en $/kWh, en el mes m-1, según lo establecido en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de usuarios no regulados es el costo pactado.

Relación entre: i)

cantidad de excedentes de energía de los AGPE, con capacidad instalada o nominal mayor a 0,1 MW y menor o igual a 1 MW, que se les aplica crédito de energía de acuerdo con el literal a) numeral 2) del artículo 25 de esta resolución, para el Comercializador Minorista i, liquidados en el mes m-1, con destino al mercado regulado; y ii)

Se calcula de la siguiente forma (valor adimensional):

Donde:

Corresponde a la energía

de que trata el artículo 26 de esta resolución, para el AGPE u, con capacidad instalada o nominal mayor a 0,1 MW y menor o igual a 1 MW, expresado en kWh, del Comercializador Minorista i, en el mercado de comercialización mj, en el mes m-1.

es el número total de AGPE, con capacidad instalada o nominal mayor a 0,1 MW y menor o igual a 1 MW, del comercializador minorista i que tienen valores asociados a la variable

de qué trata el artículo 26 de esta resolución (el subíndice u indica el usuario)

es el número total de mercados de comercialización donde el comercializador i tiene AGPE con capacidad instalada o nominal mayor a 0,1 MW y menor o igual a 1 MW, y con valores asociados a la variable

de qué trata el artículo 26 de esta resolución. El parámetro mj es usado para iterar a través de los mercados de comercialización.

Precio promedio ponderado actualizado para el mes m-1, de los AGPE, con capacidad instalada o nominal mayor a 0,1 MW y menor o igual a 1 MW, para la energía que le aplica crédito de energía de acuerdo con el literal a) numeral 2) del artículo 25 de esta resolución, para el Comercializador Minorista i, liquidados en el mes m-1, con destino al mercado regulado. Es expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh) y se calcula así:

Donde:

Costo de compra de energía ($/kWh) para el mes m-1, del comercializador minorista i, según lo establecido en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de usuarios no regulados es el costo pactado.

Aplica misma definición relacionada cuando se definió la variable

Relación entre: i)

cantidad de excedentes de energía de los AGPE, con capacidad instalada o nominal menor o igual a 1 MW, que les aplica lo establecido en los literales b) de los numerales 1) y 2) del artículo 25 de esta resolución, para el Comercializador Minorista i, liquidados en el mes m-1, con destino al mercado regulado; y ii)

Se calcula de la siguiente forma (valor adimensional):

Donde:

corresponde a la energía

de qué trata el artículo 26 de esta resolución, para el AGPE u, con capacidad instalada o nominal menor o igual a 1 MW, expresado en kWh, del Comercializador Minorista i, en el mercado de comercialización mj.

es el número total de AGPE, con capacidad instalada o nominal menor o igual a 1 MW, del comercializador minorista i que tienen valores asociados a la variable

de qué trata el artículo 26 de esta resolución (el subíndice u indica el usuario).

es el número total de mercados de comercialización donde el comercializador i tiene AGPE con capacidad instalada o nominal menor o igual a 1 MW y con valores asociados a la variable

de qué trata el artículo 26 de esta resolución. El parámetro mj es usado para iterar a través de los mercados de comercialización.

hx: corresponde a la variable definida en el artículo 26 de esta resolución.

Precio promedio ponderado actualizado para el mes m-1, de los AGPE, con capacidad instalada o nominal menor o igual a 1 MW, para la energía que le aplica lo establecido en los literales b) de los numerales 1) y 2) del artículo 25 de esta resolución, para el Comercializador Minorista i, liquidados en el mes m-1, con destino al mercado regulado. Es expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh) y se calcula así:

Donde:

	Aplica misma definición relacionada cuando se definió la variable Aplica misma definición relacionada cuando se definió la variable Aplica misma definición relacionada cuando se definió la variable hx: corresponde a la variable definida en el artículo 26 de esta resolución.
	Relación entre: i) excedentes de energía de los AGPE, con capacidad instalada o nominal menor o igual 1 MW, que le aplica lo establecido en el literal b) numeral 1) del artículo 23 de esta resolución, para el Comercializador Minorista i, liquidados en el mes m-1, con destino al mercado regulado; y ii)

Se calcula de la siguiente forma (valor adimensional):

Donde:

corresponde a la energía excedente en la hora h para el AGPE u, con capacidad instalada menor o igual a 1 MW, expresado en kWh, del Comercializador Minorista i, en el mercado de comercialización mj, en el mes m-1, que le aplica lo establecido en el literal b) numeral 1) del artículo 23 de esta resolución.

es el número total de AGPE, con capacidad instalada o nominal menor o igual a 1 MW, del comercializador minorista i, que le aplica lo establecido en el literal b) numeral 1) del artículo 23 de esta resolución.

es el número total de mercados de comercialización donde el comercializador i tiene AGPE con capacidad instalada o nominal menor o igual a 1 MW, y que le aplica lo establecido en el literal b) numeral 1) del artículo 23 de esta resolución. El parámetro mj es usado para iterar a través de los mercados de comercialización.

Precio promedio ponderado actualizado para el mes m-1, de los AGPE, con capacidad instalada o nominal menor o igual a 1 MW, para la energía que le aplica lo establecido en el literal b) numeral 1) del artículo 23 de esta resolución, para el Comercializador Minorista i, liquidados en el mes m-1, con destino al mercado regulado. Es expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh) y se calcula así:

Donde:

Aplica misma definición relacionada cuando se definió la variable

Relación entre: i)

energía de los GD con capacidad instalada o nominal menor a 1 MW, que les aplica lo establecido en el literal b) del artículo 22 de esta resolución, y que la energía es comprada por el Comercializador Minorista i en los mercados de comercialización mj donde se encuentre integrado con el OR, en la hora h, liquidados en el mes m-1, con destino al mercado regulado; y ii)

Se calcula de la siguiente forma (valor adimensional):

Donde:

corresponde a la energía en la hora h para el generador distribuido gd, con capacidad instalada menor a 1 MW, expresado en kWh, que vende al Comercializador Minorista i que está integrado con el OR en el mercado de comercialización mj, en el mes m-1, que le aplica lo establecido en el literal b) del artículo 22 de esta resolución.

es el número total de generadores distribuidos, con capacidad instalada menor a 1 MW, del comercializador minorista i en los mercados de comercialización mj donde este se encuentre integrado con el OR y que les aplica lo establecido en el literal b) del artículo 22 de esta resolución.

Precio promedio ponderado actualizado para el mes m-1, de los generadores distribuidos, con capacidad instalada o nominal menor a 1 MW, para la energía que le aplica lo establecido en el literal b) del artículo 22 de esta resolución, para el Comercializador Minorista i en los mercados de comercialización mj donde este se encuentre integrado con el OR, liquidados en el mes m-1, con destino al mercado regulado. Es expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh) y se calcula así:

Donde:

Aplica misma definición relacionada cuando se definió la variable

PARÁGRAFO. Para efectos de esta resolución, la demanda comercial regulada para los agentes comercializadores que corresponda tiene en cuenta los excedentes de autogeneración como se calcula en:

a. El numeral 1, literal b), literal ii del artículo 24 de esta resolución.

b. El numeral 2.2, literal b), literal ii del artículo 24 de esta resolución.

MIGUEL LOTERO ROBLEDO

(Fuente: R CREG 174/21, ANEXO 1)

Procedimiento de desconexión de generadores distribuidos y de suspensión y reconexión del servicio a usuarios autogeneradores (Anexo)

ARTÍCULO 2.16.8.1. 2. PROCEDIMIENTO DE DESCONEXIÓN DE GENERADORES DISTRIBUIDOS Y DE SUSPENSIÓN Y RECONEXIÓN DEL SERVICIO A USUARIOS AUTOGENERADORES. Para la suspensión o reconexión del servicio se deberá observar, además de lo dispuesto en los artículos 138, 140, y 142 de la Ley 142 de 1994, las siguientes disposiciones:

1. El OR podrá verificar las condiciones de conexión de un proyecto en cualquier momento con posterioridad a la fecha de su entrada en operación. En caso de requerir realizar una visita, el OR avisará al agente o al usuario, según sea el caso, sobre la intención de realizar la visita, con cuarenta y ocho (48) horas de antelación, por medio del sistema de trámite en línea y por correo electrónico. El OR asumirá el costo de esta visita siempre y cuando las características pactadas en el formulario de solicitud de conexión aprobado o el contrato de conexión (en los casos en que aplique) y las reales sean iguales; en caso contrario, el usuario o agente, según sea el caso, asumirá el costo de la visita, correspondiente al costo eficiente de las visitas adicionales publicado en el sistema de información en el sitio web del OR. Si el OR no tiene publicado el valor, este asumirá el costo de la visita.

2. En caso de que al momento de la visita no se cumpla con alguna de las características contenidas en la solicitud de conexión o que se incurra en alguna de las causales establecidas en el artículo 18 de la presente resolución, el OR deberá determinar la gravedad del hallazgo, conforme a lo establecido en el mencionado artículo, y comunicará al agente o al usuario, según sea el caso, el inconveniente encontrado, y si este es categorizado como grave o no, por medio del sistema de trámite en línea y por correo electrónico, y en un plazo no mayor a dos (2) días calendario.

En caso de que el OR determine que el hallazgo encontrado no es grave, el agente o el usuario, según sea el caso, tendrá un plazo de treinta (30) días calendario, contados a partir del momento en que el OR le comunique sobre el inconveniente, para realizar la subsanación, so pena de perder la conexión. Una vez realizada la subsanación, el agente o el usuario, según sea el caso, deberá informar al OR por medio del sistema de trámite en línea y por correo electrónico. En caso de que el usuario o agente, según sea el caso, no subsane y pierda la conexión, el OR tendrá un plazo de dos (2) días hábiles contados desde el momento en que realizó la desconexión para registrar las razones que justifican la pérdida de la conexión.

3. En el caso de que el hallazgo sea clasificado como grave, los pasos a seguir dependerán de si es un usuario autogenerador o un generador distribuido:

Generador Distribuido:

i. En el caso de un generador distribuido, el OR deberá desconectar la generación del agente e informar en el sistema de trámite en línea las razones técnicas que justifican la desconexión, en un plazo máximo de dos (2) días hábiles contados a partir del momento de la desconexión. El agente tendrá un plazo de treinta (30) días hábiles contados a partir del momento en que es avisado por el OR del hallazgo para realizar la subsanación correspondiente, y deberá informarle al OR una vez la haya realizado. El OR determinará la necesidad o no de realizar una visita de verificación y asumirá el costo de la misma. En todo caso, el OR deberá reconectarlo en un plazo no mayor a veinticuatro (24) horas después de recibir el informe de la subsanación. En caso de que el agente no subsane y no informe al OR dentro del plazo estipulado, perderá la conexión y el ASIC procederá a cancelar el registro de la frontera comercial para entrega de excedentes; para esto el OR deberá informar al ASIC a través del sistema de trámite en línea de los hechos.

Autogenerador:

i. En el caso de un usuario autogenerador, el OR deberá solicitarle al usuario la desconexión voluntaria de la generación, para lo cual el usuario tendrá un plazo de un día (1) hábil después del aviso del OR. El OR deberá informar en el sistema de trámite en línea, en un plazo de dos (2) días hábiles contados a partir del día de la vista, las razones técnicas que justifican la solicitud de desconexión.

ii. Si el usuario atiende la solicitud del OR y desconecta la generación, deberá dar aviso al OR por medio del sistema de trámite en línea y por correo electrónico.

iii. Una vez realizada la desconexión, el usuario tendrá un plazo de dos (2) meses contados a partir del momento en que desconecta la generación para realizar la subsanación correspondiente, y deberá informarle al OR una vez la haya realizado, para así proceder a conectar de nuevo la unidad de generación y solicitar al OR la verificación de la energización de la misma. El OR determinará la necesidad o no de realizar una visita de verificación, y asumirá el costo de la misma en dado caso.

iv. En el caso en el que el usuario no atienda la solicitud de desconexión, el OR deberá programar y realizar las maniobras de suspensión del autogenerador en un plazo máximo de cuatro (4) días hábiles siguientes a la realización de la visita. Esta suspensión significa la desconexión de la generación y la suspensión del servicio de electricidad, conforme a lo establecido en el artículo 18 de la presente resolución. El OR deberá informar en el sistema de trámite en línea, en un plazo de dos (2) días hábiles contados a partir del día de la vista, las razones técnicas que justifican la desconexión.

v. El usuario tendrá un plazo de dos (2) meses contados a partir de la fecha de la suspensión para realizar la subsanación correspondiente y deberá informarle al OR una vez la haya realizado. El OR determinará la necesidad o no de realizar una visita de verificación, y asumirá el costo de la misma. En todo caso, el OR deberá reconectar al usuario en un plazo no mayor a veinticuatro (24) horas después de ser informado de la subsanación.

vi. El OR deberá dar aviso a los agentes que representan las fronteras de comercialización y de entrega de excedentes sobre la suspensión o reconexión del servicio al usuario autogenerador, a más tardar el día hábil siguiente a la realización de la suspensión o de la reconexión, según sea el caso.

vii. En caso de que el usuario no subsane el hallazgo grave, el OR podrá liberar la capacidad, el usuario perderá la conexión y deberá volver a gestionarla conforme a lo establecido en la presente resolución. En este caso, el ASIC procederá a cancelar el registro de la frontera comercial de entrega de excedentes; para esto el OR deberá informar al ASIC a través del sistema de trámite en línea de los hechos.

En cualquiera de los casos listados anteriormente, el usuario o el agente podrá comunicarse con el OR mediante los canales dispuestos para tal fin para controvertir la decisión de suspensión o desconexión, según corresponda. El OR deberá dar respuesta a esta comunicación en los plazos establecidos en los artículos 143 y siguientes de la Ley 142 de 1994.

Si transcurridos los plazos establecidos el OR no ha realizado la reconexión del servicio, se considerará como falla del servicio, de acuerdo con el artículo 142 de la Ley 142 de 1994, y el OR deberá pagar las respectivas compensaciones establecidas en la Resolución CREG 015 de 2018 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

El OR será responsable de los perjuicios que se lleguen a causar como resultado de la suspensión indebida o la demora en la reconexión del servicio.

Cuando el Usuario no permita el acceso del OR a sus instalaciones para realizar la suspensión, en al menos dos (2) ocasiones entre las cuales medie un término de al menos veinticuatro (24) horas, se entenderá que hay un incumplimiento del contrato de prestación del servicio en materia que afecta gravemente a terceros, caso en el cual el OR procederá a realizar el corte del servicio de forma inmediata.

MIGUEL LOTERO ROBLEDO

(Fuente: R CREG 174/21, ANEXO 2)

Condiciones de las garantías (Anexo)

ARTÍCULO 2.16.9.1. 3. CONDICIONES DE LAS GARANTÍAS. En este anexo se establecen los aspectos generales que deben considerarse para constituir la garantía de reserva de capacidad.

1. Principios y Otorgamiento de las Garantías.

Las garantías deberán cumplir con los siguientes criterios:

a) Cuando se trate de garantías otorgadas por una entidad financiera domiciliada en Colombia, se deberá acreditar una calificación de riesgo crediticio de la deuda de largo plazo de grado de inversión, por parte de una Agencia Calificadora de Riesgos vigilada por la Superintendencia Financiera de Colombia.

b) Cuando se trate de garantías otorgadas por una entidad financiera del exterior, esta deberá estar incluida en el listado de entidades financieras del exterior contenido en el Anexo No. 1 de la Circular Reglamentaria Externa DCIN-83 del Banco de la República, o en las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan, y acreditar una calificación de deuda de largo plazo de Standard & Poor's Corporation o de Moody's Investor's Services Inc., de al menos grado de inversión.

c) La entidad financiera otorgante deberá pagar al primer requerimiento del beneficiario.

d) La entidad financiera otorgante deberá pagar dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la fecha en que se realice el primer requerimiento, siempre que se trate de una entidad financiera domiciliada en Colombia, o dentro de los quince (15) días calendario siguientes a la fecha en que se realice el primer requerimiento, siempre que se trate de una entidad financiera del exterior.

e) El valor pagado por la entidad financiera otorgante deberá ser igual al valor total de la cobertura conforme con lo indicado en la presente resolución. Por tanto, el valor pagado debe ser neto, libre de cualquier tipo de deducción, depósito, comisión, encaje, impuesto, tasa, contribución, afectación o retención por parte de la entidad financiera otorgante y/o de las autoridades cambiarias, tributarias o de cualquier otra índole que pueda afectar el valor del desembolso de la garantía.

f) Que la entidad financiera otorgante de la garantía renuncie a requerimientos judiciales, extrajudiciales o de cualquier otro tipo, para el pago de la obligación garantizada, tanto en Colombia como en el exterior.

g) Cuando se trate de garantías expedidas por entidades financieras domiciliadas en Colombia, el valor de la cobertura de la garantía constituida deberá estar calculado en moneda nacional y ser exigible de acuerdo con la Ley Colombiana.

h) Que el requerimiento de la garantía por parte del beneficiario pueda realizarse en la ciudad donde este se encuentre localizado.

i) Cuando se trate de garantías expedidas por entidades financieras del exterior, el valor de la garantía constituida deberá estar calculado en dólares de los Estados Unidos de América, y ser exigible de acuerdo con las Reglas y Usos Uniformes 600 de la Cámara de Comercio Internacional, CCI, (ICC Uniform Customs and Practice for Documentary Credits, UCP 600) o aquellas normas que las modifiquen, adicionan o sustituyan, y con las normas del estado de Nueva York de los Estados Unidos de América. Cualquier disputa que pueda surgir en relación con la garantía entre el beneficiario y el otorgante, será resuelta definitivamente bajo las reglas de Conciliación y Arbitraje de la CCI, por uno o más árbitros designados, de acuerdo con las mencionadas reglas. En todo caso, uno de los árbitros será de nacionalidad colombiana.

1.1. Acreditación de la entidad otorgante.

Para efectos de demostrar el cumplimiento de los criterios a) y b) del numeral 1, de este anexo, los interesados deberán cargar en el sistema de trámite en línea la información donde se acredite que la entidad financiera otorgante satisface los requerimientos indicados en estos criterios. Lo anterior deberá realizarse al momento de entrega de la garantía y cuando se vaya a hacer algún ajuste sobre la misma. Adicionalmente, el sistema de trámite en línea deberá enviarle un correo al ASIC que contenga esta información. En el sistema de trámite en línea o en la ventanilla única se deberá prever la forma de cargar esta información y de informar al ASIC sobre su actualización.

Para las garantías con vigencia superior a un (1) año, la calificación de riesgo deberá ser actualizada anualmente, a partir de su presentación, por los interesados.

El interesado deberá informar al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, cualquier modificación en la calificación de que tratan los literales a) y b) del numeral 1 de este anexo, así como también toda circunstancia que afecte o pueda llegar a afectar en cualquier forma la garantía o la efectividad de la misma. Dicha información deberá ser comunicada a más tardar quince (15) días hábiles después de ocurrido el hecho.

2. Garantías Admisibles.

El cumplimiento de las obligaciones señaladas en esta resolución se deberá garantizar mediante uno o varios de los siguientes instrumentos:

2.1. Instrumentos Admisibles para Garantías Nacionales:

a) Garantía Bancaria: Instrumento mediante el cual una institución financiera debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, garantiza de forma incondicional e irrevocable el pago de las obligaciones indicadas en la presente resolución. La garantía será pagadera a la vista y contra el primer requerimiento escrito en el cual XM S.A. E.S.P., en calidad de ASIC, informe que el interesado no ha dado cumplimiento a las obligaciones objeto de la garantía. La forma y perfeccionamiento de esta garantía se regirá por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables.

b) Aval Bancario: instrumento mediante el cual una institución financiera debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, interviene como avalista respecto de un título valor, para garantizar el pago de las obligaciones indicadas en la presente resolución. La forma y perfeccionamiento de esta garantía se regirá por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables.

c) Carta de Crédito Stand By: crédito documental e irrevocable mediante el cual una institución financiera, debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, se compromete directamente o por intermedio de un banco corresponsal, al pago de las obligaciones indicadas en la presente resolución, contra la previa presentación de la Carta de Crédito Stand By. La forma y perfeccionamiento de esta se regirán por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables.

2.2. Instrumentos Admisibles para Garantías Internacionales:

Carta de Crédito Stand By: crédito documental e irrevocable mediante el cual una institución financiera del exterior se compromete, directamente o por intermedio de un banco corresponsal, al pago de las obligaciones indicadas en la presente resolución, contra la previa presentación de la Carta de Crédito Stand By.

3. Aprobación de las garantías

El original de la garantía deberá entregarse al ASIC, el cual tendrá un plazo de tres días hábiles para su aprobación, contados desde la fecha de recibo de la garantía.

El valor de cobertura de la garantía será calculado por el ASIC con base en lo previsto en esta resolución y con la cantidad de kW de la capacidad de transporte asignada indicada en el sistema de trámite en línea y durante el procedimiento de conexión. La cantidad de kW asignados también es allegada al ASIC por medio de correo electrónico desde el sistema de trámite en línea.

4. Administración de la garantía

El ASIC será el encargado de la custodia y administración de la garantía exigida. Igualmente, el ASIC será el encargado de la ejecución de esta garantía ante la ocurrencia del evento señalado en esta resolución para proceder a ejecutar la garantía.

Se entenderá que se cumple con el requisito de entrega de la garantía cuando se adjunte copia de la aprobación de la garantía emitida por el ASIC, donde, además, conste que la garantía está en poder del ASIC.

5. Actualización del valor de cobertura

Además de los casos previstos en esta resolución para la actualización del valor de la cobertura de la garantía, en los casos de garantías internacionales, este valor se deberá actualizar cada vez que la tasa de cambio representativa del mercado tenga una variación de más del 10%, en valor absoluto, con respecto al valor de la tasa de cambio utilizada para calcular el valor de la cobertura de la garantía vigente, y se verificará que la cobertura de la garantía sea por lo menos del 105% del valor requerido en pesos colombianos.

Si el valor de la cobertura resulta inferior al 105% del valor requerido se deberá ajustar la garantía para alcanzar por lo menos este valor, en un plazo de 15 días hábiles contados a partir de la fecha en que el ASIC informe de tal requerimiento al interesado. Para lo anterior, el ASIC deberá informar mediante correo electrónico registrado por el solicitante en el sistema de trámite en línea, y también en el sistema de trámite en línea. En caso de que el ASIC no tenga acceso al sistema de trámite en línea, se realizará solo por correo electrónico.

Si dentro del plazo previsto para la actualización, por variaciones en la TRM, la cobertura vuelve a estar por encima del 105%, no es necesario hacer el ajuste de la garantía.

Si el valor de la cobertura resulta superior al 110% del valor requerido, quien constituyó la garantía podrá solicitar la actualización de su valor para que sea por lo menos el 105% del valor requerido en pesos colombianos.

6. Vigencia de la Garantía

La garantía se deberá mantener vigente desde la fecha de su presentación hasta la fecha de puesta en operación del respectivo proyecto y tres (3) meses más.

Se entenderá que se cumple con la obligación de mantener vigente la garantía, cuando esta se presente por la totalidad de la vigencia indicada en este numeral. También se entenderá que se cumple con esta obligación cuando se presente una garantía con una vigencia inicial de un año y se prorrogue conforme al requerimiento de vigencia establecido, por períodos mayores o iguales a un año, con al menos 15 días hábiles de anterioridad a la fecha de vencimiento de la garantía vigente.

Las actualizaciones las realizará directamente el usuario autogenerador con el ASIC.

MIGUEL LOTERO ROBLEDO

(Fuente: R CREG 174/21, ANEXO 3)

Determinación de los factores para referir al STN considerando solamente pérdidas técnicas (Anexo)

ARTÍCULO 2.16.10.1. 1. COMPONENTES DE TRASLADO DE COMPRAS DE ENERGÍA DE AGPE Y GD. Transitoriamente, para efectos de traslados de precios de compras de energía de AGPE y los GD que sean con destino al mercado regulado y de acuerdo con las definiciones aquí establecidas, las variables de entrada que se tendrán en cuenta en el componente del de la formula tarifaria establecida en las Resoluciones CREG 119 de 2007, 129 de 2019 y 142 de 2019, o aquellas que las modifiquen o sustituyan, serán las que se presentan a continuación:

	Costo de compra de energía a AGPE y los GD por parte del comercializador i para el mes m, para el mercado de comercialización j, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh)
	Cantidad por unidad de energía total comprada por el comercializador i en el mes m-1 con destino al mercado regulado mediante: i) las compras de energía a los GD que aplican el literal b) del artículo 22 de esta resolución; y ii) excedentes de AGPE que aplican los literales b) de los numerales 1) y 2) del artículo 23 de esta Resolución.
	Precio de la energía comprada en Bolsa por el comercializador i, en el mes m-1, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh), cuando las cantidades adquiridas en contratos no cubran la totalidad de la demanda regulada.

Donde:

Además, para cada variable anterior se tiene:

	Mes para el cual se calcula el Costo Unitario de Prestación del Servicio.
	Comercializador minorista i.
	Mercado de comercialización j.
	Demanda comercial regulada del comercializador minorista i en el mes m-1.
	Precio en Bolsa en la hora h ($/kWh), del mes m-1.
	Compras en Bolsa del Comercializador Minorista i (kWh) en la hora h, del mes m-1.
	hora h del mes m-1 (H es el total de horas en el mes m-1).
	Relación entre: i) Cantidad de excedentes de energía de los AGPE, con capacidad instalada o nominal menor o igual a 0,1 MW, que se les aplica crédito de energía de acuerdo con el literal a) del numeral 1) del artículo 25 de esta resolución, para el Comercializador Minorista i, liquidados en el mes m-1, con destino al mercado regulado; y ii)

Se calcula de la siguiente forma (valor adimensional):

Donde:

Corresponde a la energía

es el número total de AGPE, con capacidad instalada o nominal menor o igual a 0,1 MW, del comercializador minorista i que tienen valores asociados a

de qué trata el artículo 26 de esta resolución (el subíndice u indica el usuario).

es el número total de mercados de comercialización donde el comercializador i tiene AGPE con capacidad instalada o nominal menor o igual a 0,1 MW y con valores asociados a

de qué trata el artículo 26 de esta resolución. El parámetro mj es usado para iterar a través de los mercados de comercialización.

Donde:

Aplica misma definición relacionada cuando se definió la variable

Relación entre: i)

Se calcula de la siguiente forma (valor adimensional):

Donde:

Corresponde a la energía

es el número total de AGPE, con capacidad instalada o nominal mayor a 0,1 MW y menor o igual a 1 MW, del comercializador minorista i que tienen valores asociados a la variable

de qué trata el artículo 26 de esta resolución (el subíndice u indica el usuario)

de qué trata el artículo 26 de esta resolución. El parámetro mj es usado para iterar a través de los mercados de comercialización.

Donde:

Aplica misma definición relacionada cuando se definió la variable

Relación entre: i)

Se calcula de la siguiente forma (valor adimensional):

Donde:

corresponde a la energía

es el número total de AGPE, con capacidad instalada o nominal menor o igual a 1 MW, del comercializador minorista i que tienen valores asociados a la variable

de qué trata el artículo 26 de esta resolución (el subíndice u indica el usuario).

es el número total de mercados de comercialización donde el comercializador i tiene AGPE con capacidad instalada o nominal menor o igual a 1 MW y con valores asociados a la variable

Donde:

	Aplica misma definición relacionada cuando se definió la variable Aplica misma definición relacionada cuando se definió la variable Aplica misma definición relacionada cuando se definió la variable hx: corresponde a la variable definida en el artículo 26 de esta resolución.
	Relación entre: i) excedentes de energía de los AGPE, con capacidad instalada o nominal menor o igual 1 MW, que le aplica lo establecido en el literal b) numeral 1) del artículo 23 de esta resolución, para el Comercializador Minorista i, liquidados en el mes m-1, con destino al mercado regulado; y ii)

Se calcula de la siguiente forma (valor adimensional):

Donde:

Aplica misma definición relacionada cuando se definió la variable

Relación entre: i)

Se calcula de la siguiente forma (valor adimensional):

Donde:

Aplica misma definición relacionada cuando se definió la variable

a. El numeral 1, literal b), literal ii del artículo 24 de esta resolución.

b. El numeral 2.2, literal b), literal ii del artículo 24 de esta resolución.

MIGUEL LOTERO ROBLEDO

(Fuente: R CREG 174/21, ANEXO 1)

Procedimientos de conexión (Anexo)

ARTÍCULO 2.16.11.1. 5. PROCEDIMIENTOS DE CONEXIÓN. Los tiempos y etapas del procedimiento de conexión, dependiendo del tipo de solicitante (AGPE, AGGE o GD), son los siguientes:

i) Etapa de revisión de completitud de la documentación y tiempos.

Los siguientes son los tiempos de interacción que tienen el OR y el solicitante en esta etapa:

Tabla 3 Tiempos de revisión de la completitud de la información.

Condición (1)	Tipo	Capacidad instalada o nominal(CI)	Tiempo de revisión del OR	Tiempo de subsanación del solicitante	Tiempo de revisión del OR luego de subsanación
			Días hábiles
Entregan energía a la red	AGPE	CI > 100 kW	5	5	5
	GD
	AGGE	CI < 5 MW (2)
	AGPE	CI = 100 kW	2	5	2
	GD
No entregan energía a la red	AGPE	CI = 1 MW	2	5	2
	AGGE	Cualquier capacidad

Notas (1) La condición de entregan o no energía a la red aplica para autogeneradores. El GD siempre entrega energía a la red pues es su actividad económica.(2) Corresponde a la potencia máxima declarada para el AGGE

El proceso de verificación de la documentación es operativo, y solo se verifica que se encuentre completa la información, sin que esto implique una revisión detallada, ni que se revisen aspectos técnicos de la misma. En este sentido, no se emitirá ningún juicio sobre el contenido de los documentos presentados, con excepción del debido diligenciamiento del formulario de conexión simplificado.

En este paso, el OR deberá verificar únicamente la documentación que se cite en el procedimiento de conexión correspondiente.

ii) Etapa de verificación técnica de la documentación y tiempos.

A continuación, se muestran los tiempos de interacción que tienen el OR y el solicitante en esta etapa:

Tabla 4 Tiempos en verificación técnica de documentación

Condición (1)	Tipo	Capacidad Instalada o nominal (CI) o por conexión en nivel de tensión NT 1, 2 o 3	Tiempo de revisión del OR	Tiempo de subsanación del solicitante	Tiempo de revisión del OR luego de subsanación
			Días hábiles
Entregan energía a la red	AGPE	NT 2 o 3	10	10	5
	GD
	AGGE
	AGPE	NT 1	5	5	5
	GD
No entregan energía a la red	AGPE	100 kW < CI = 1 MW	10	10	5
		10 kW = CI = 100 kW	5	5	3
		CI < 10 kW	3	5	2
	AGGE	Cualquier capacidad	10	10	5

Notas:
(1) La condición de entrega o no de energía a la red aplica para autogeneradores. El GD siempre entrega energía a la red pues es su actividad económica.

El OR deberá verificar lo siguiente, conforme se solicite en el procedimiento de conexión correspondiente:

a. Estudio de conexión simplificado, en caso de que aplique, conforme la Tabla 1 del artículo 14 de la presente resolución.

El resultado de la revisión del estudio es aprobado o no aprobado, y las causales de rechazo se encuentran en el mismo documento de estudio de conexión simplificado.

Cuando aplique la realización de este estudio, la etapa de verificación o revisión técnica del mismo por parte del OR tendrá un plazo de veinte (20) días hábiles contados a partir del momento en que se entregue. Los tiempos de subsanación del solicitante y revisión de la subsanación por parte del OR no cambian respecto de lo establecido en la Tabla 4 de este literal.

b. Cumplimiento de normas de inversores (solo aplica en el caso que la conexión a red sea con inversores). Esta situación se revisa con los documentos aportados en la documentación tipo F, conforme lo establecido en el artículo 14 de la presente resolución.

c. Certificados de capacitación o experiencia específica del personal o empresa. Esto se revisa con base en la información contenida en la documentación tipo C, conforme el artículo 14 de la presente resolución.

d. A partir de la documentación tipo B, D y E conforme el artículo 14 de la presente resolución:

1.d Revisar el caso donde se demuestra la condición de no inyección a red o la condición de control en algún nivel de potencia o energía fijo (en el caso de que aplique) y conforme los literales 2d, 3d y 4d a continuación.

En el formulario de conexión simplificado se deben indicar los elementos que ayudan a verificar las condiciones antes mencionadas: de protección, de control, de maniobra que limitan la inyección de energía a la red o si el inversor cuenta con dicha función u otros.

2.d En caso de que el AGPE o AGGE se declare sin entrega de energía a la red, únicamente se verifica la condición que controla la no inyección a red.

Si el inversor cuenta con función para limitar a cero la entrega de excedentes, no se requiere verificar equipos adicionales para dicha función.

3.d En caso de que el AGPE entregue energía a la red, se verifica la condición de que no se sobrepase el nivel de potencia máxima declarado y/o la revisión del límite de que trata el artículo 6 de la presente resolución, cuando sea una conexión en nivel de tensión 1 (en el caso de que aplique).

Cuando se entregue energía a la red y no se dispongan de elementos que limiten la entrega de energía en algún nivel de potencia o energía, la revisión del límite de que trata el artículo 6 de la presente resolución en conexiones en el nivel de tensión 1 se realiza con la capacidad nominal o instalada. En niveles de tensión superiores al 1 no se verifican los citados límites, pero si se declara tener capacidad de control en algún nivel de potencia o energía fijo, se deberá verificar dicha situación, de lo contrario se podrá omitir este paso.

Para el GD se verifica el límite de que trata el artículo 6 de la presente resolución con su potencia máxima declarada en caso de que la conexión sea en nivel de tensión 1.

Cuando se entregue energía a la red y no se dispongan de elementos que limiten la entrega de energía en algún nivel de potencia o energía, y aplique el estudio de conexión simplificado, este último debió considerar la capacidad nominal o instalada y las condiciones del diseño para conexión a red. Igualmente, si se aplica estudio de conexión simplificado y se disponen de elementos que limiten la entrega de energía en algún nivel de potencia o energía, el estudio de conexión debió considerar la capacidad nominal o instalada y los elementos que limitan entrega de energía a la red en algún nivel de potencia o energía fijo, y las condiciones del diseño para conexión a la red.

4.d En caso de que el AGGE entregue energía a la red, se verifica la condición de que no se sobrepase el nivel de potencia máxima declarado.

De no existir el sistema de control de inyección en algún nivel fijo de potencia o energía, se podrá omitir este documento y este paso. No obstante, el estudio de conexión simplificada debió considerar la capacidad nominal o instalada y las condiciones del diseño para conexión a red.

Si la actualización del RETIE regula alguno de los aspectos de este literal, se aplicará lo que este reglamento o sus actualizaciones especifiquen.

e. Que el diseño cumpla con los requisitos de protecciones definidos mediante el Acuerdo del CNO.

Cuando no se aplica estudio de conexión simplificado: este paso se verifica con la documentación tipo B y G de que trata el artículo 14 de la presente resolución.

Cuando se aplica estudio de conexión simplificado: este paso se verifica con la documentación Tipo A, B y G de que trata el artículo 14 de la presente resolución. En este caso, la etapa de verificación técnica del OR tendrá un plazo de veinte (20) días hábiles para la revisión de los criterios a partir de que se entregue el estudio y la documentación. Los tiempos de subsanación del solicitante y revisión de la subsanación por parte del OR no cambian respecto de la Tabla 4 de este literal.

iii) Solicitud de subsanación o aclaración en la etapa de revisión de completitud de la documentación del literal i de este anexo.

El OR no podrá solicitar documentación adicional a la especificada. La subsanación de todos los documentos por su ausencia solo se podrá solicitar por una única vez, en la misma solicitud, y dentro del plazo de la etapa de revisión de completitud de la documentación. El OR solo podrá solicitar aclaración sobre el formulario de conexión simplificado en caso de que no esté correctamente diligenciado.

Si el solicitante no aclara la totalidad de los requerimientos se entiende que desistió del proceso.

iv) Solicitud de subsanación o aclaración en la etapa de verificación técnica de la documentación del literal ii de este anexo.

Únicamente en el caso del no cumplimiento de lo especificado en la etapa de verificación técnica de la documentación, por una única vez y con el fin de aclarar aspectos de la solicitud de conexión, el OR deberá solicitar aclaración al solicitante a partir de la documentación entregada y dentro del plazo de verificación técnica de la documentación. Esto significa que el OR deberá solicitar la totalidad de las aclaraciones y no se podrán solicitar aclaraciones adicionales en ninguna de las otras etapas del proceso.

Si el solicitante no aclara la totalidad de los requerimientos, se entiende que desistió del proceso y obtendrá una negación de la conexión.

Para efectos de las aclaraciones, el OR deberá justificar técnicamente las causas que pueden llevar a la negación de la conexión, especificando el fundamento normativo o técnico que lo soporte, los requisitos incumplidos, y se deberá recomendar con precisión los requisitos que deben ser cumplidos para poder otorgar la aprobación. Para esto, el OR deberá usar la información que ha sido suministrada durante el procedimiento de conexión.

Cuando se aplica estudio de conexión simplificado y el OR se encuentra en la etapa de revisión del mismo, además de todo lo anterior, la solicitud de subsanación y aclaración por parte del OR debe ser dentro del plazo de revisión del estudio de conexión simplificado.

La aplicación de subsanación y aclaración de este literal debe quedar registrada en el sistema de trámite en línea y dar aviso de los hechos al solicitante mediante correo electrónico.

v) Etapa de visita para la conexión: costo, energización, inspección de la instalación y/o pruebas.

A continuación, se muestran los tiempos y reglas de interacción que tienen el OR y el solicitante en esta etapa:

Tabla 5 Costo y proceso de la visita para la conexión

Condición del autogenerador o GD (1) (2)	Costo y proceso de la visita
AGGE y AGPE:Caso sin entrega de energía a la red	En el momento de la conexión, el OR no cobrará la primera visita. En caso de que se requieran ajustes, el OR deberá detallar los requerimientos y programará una nueva visita sin costo dentro de los siete (7) días hábiles siguientes al de la primera visita.Si el resultado de la segunda visita no es satisfactorio, el OR detallará la razón por la cual no es posible efectuar la conexión y podrá programar visitas adicionales. Para lo anterior, el costo luego de la segunda visita del OR para la conexión es equivalente al costo de la revisión de la instalación de la conexión de que trata la Resolución CREG 225 de 1997 o aquella que la modifique o sustituya. Se podrá cobrar el costo equivalente al de una (1) conexión. Podrá ser un cargo en la factura de consumo.	La visita tendrá en cuenta las reglas del literal b, ordinales i, ii y iii del artículo 12 de la presente resolución y el literal c del mismo citado artículo.Cuando el solicitante esté listo para entrar a operar, se deberá realizar la solicitud de entrada en operación al OR mediante el sistema de trámite en línea. Luego de efectuada dicha solicitud, el OR tiene un plazo de cinco (5) días hábiles para presentarse en el sitio para la energización. El OR deberá informar la fecha de la visita con una antelación de dos (2) días hábiles, registrarlo en el sistema de trámite en línea y dar aviso al solicitante mediante correo electrónico.Este paso debe ser llevado a cabo dentro de la vigencia de la aprobación de la conexión.Aunque el solicitante haya diligenciado una fecha de entrada en operación en el formulario de conexión simplificado, se entiende que esta es tentativa. No obstante, la fecha diligenciada, la solicitud de entrada en operación o la entrada en operación, en ningún caso, pueden superar el período de vigencia de la aprobación o la vigencia de aprobación prorrogada (caso en el que aplique la prorroga).Las disposiciones aquí establecidas podrán ser efectivas siempre y cuando el evento programado de la conexión o energización no afecte a otros usuarios del SDL o STR, en cuyo caso el OR dispondrá del período adicional mencionado en el numeral 5.5.3.2 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998, o aquella que la modifique o sustituya, para tal efecto. Esto deberá quedar registrado en el sistema de trámite en línea y el tiempo adicional no contará dentro del tiempo de vigencia de la aprobación.
AGPE y GD:Caso con entrega de energía a la red y de capacidades nominales o instaladas menores o iguales a 100 kW
AGPE, AGGE y GD:Caso con entrega de energía a la red y de capacidad instalada mayor a 100 kW	En el momento de conexión, el OR no cobrará la primera visita.En caso de encontrar deficiencias en su operación, el OR no podrá autorizar la energización hasta tanto sea subsanada la falla. El OR detallará la razón por la cual no es posible efectuar la conexión. El OR deberá coordinar con el solicitante el plan de pruebas a realizar, e informar con por lo menos cuarenta y ocho (48) horas de antelación la fecha prevista para su realización. En caso de ser necesario se deberán programar visitas adicionales.Para lo anterior, el costo luego de la primera visita del OR para la conexión es equivalente al costo de la revisión de la instalación de la conexión de que trata la Resolución CREG 225 de 1997 o aquella que la modifique o sustituya. Se podrá cobrar el equivalente al costo de una (1) conexión. Podrá ser un cargo en la factura de consumo.

Notas:(1) La condición de entrega o no de energía a la red aplica para autogeneradores. El GD siempre entrega energía a la red pues es su actividad económica.(2) Cualquier AGGE de potencia máxima declarada menor a 5 MW con excedentes.

El OR publicará en su página web el valor de costo de conexión que este en línea con lo aquí establecido. Si no realiza la publicación del costo de conexión, no se podrá cobrar.

En caso de que se llegue a dos iteraciones de aplicación de visitas para la conexión, el OR deberá cargar un informe en el sistema de trámite línea justificando detalladamente las causas del por qué el AGPE, el AGGE o el GD no le ha sido posible conectarse.

vi) Procedimiento de conexión al SDL en caso de no aplicarse estudio de conexión simplificado.

Conforme la Tabla 1 del artículo 14 de la presente resolución, el procedimiento de conexión aquí establecido aplica para los siguientes casos: a) AGPE y AGGE que se declaren sin entrega de excedentes; b) AGPE que se declare con entrega de excedentes y de capacidad nominal o instalada menor o igual a 100 kW; y c) GD con capacidad nominal o instalada menor o igual a 100 kW.

Aplicando las etapas antes descritas en el presente anexo, el procedimiento de conexión es el siguiente:

1. Para el caso en que la conexión es en nivel de tensión 1 y para el AGPE o GD: revisión por parte del solicitante de que la red tiene disponibilidad mediante la aplicación de los límites de que trata el artículo 6 de la presente resolución.

Para el caso de AGPE, de no existir el sistema de control de inyección en algún nivel fijo de potencia o energía, esta verificación se realiza con la capacidad nominal o instalada declarada.

Si no se tiene entrega de energía a la red, no aplica este paso.

2. Realizar la solicitud de conexión al OR en el sistema de trámite en línea de que trata el artículo 8 de la presente resolución. Esta solicitud no tiene costo.

Al momento de radicación de la solicitud en el sistema de trámite en línea, cargar únicamente la documentación tipo B, C, D (si aplica), E (si aplica), F (si aplica) y G de que trata el artículo 14 de la presente resolución.

3. Aplicación por parte del OR de la Etapa de revisión de completitud de la documentación y tiempos sobre la información especificada en el paso 2 anterior. En caso de subsanación o aclaración, se deben aplicar las reglas de que trata el literal iii) de este anexo.

Una vez la información esté completa, el OR debe registrar en el sistema de trámite en línea que ya fue terminado este paso y dar aviso mediante correo electrónico al solicitante.

El proceso de revisión de completitud de la documentación no tiene costo.

4. Aplicación por parte del OR de la Etapa de verificación técnica de la documentación y tiempos usando la información especificada en el paso 2 anterior para verificar: cumplimento de normas de inversores (si aplica), certificados de capacitación o experiencia especifica del personal o empresa, sistema de control de no inyección a red o en algún nivel de potencia o energía fijo (si aplica), límites en el nivel de tensión 1 (si aplica) y el cumplimiento de las reglas de protecciones. En caso de subsanación o aclaración, se deben aplicar las reglas de que trata el literal iv) de este anexo.

Luego de la verificación, el OR deberá dar su aceptación y aprobación. Esto debe quedar registrado en el sistema de trámite en línea y dar aviso mediante correo electrónico al solicitante.

El solicitante que le sea negada la aprobación podrá iniciar otro nuevo trámite en cualquier momento del tiempo.

5. Una vez se obtenga la aprobación, el solicitante tendrá una vigencia de la aprobación en los términos del artículo 15 de la presente resolución.

La aprobación debe quedar registrada en el sistema de trámite en línea.

6. Cuando el solicitante esté listo para entrar a operar, se deberá realizar la solicitud de entrada en operación al OR mediante el sistema de trámite en línea aplicando la Etapa de visita para la conexión.

En el caso del AGPE con excedentes, el agente que represente la frontera comercial que es utilizada para la entrega de excedentes deberá revisar, dentro de la vigencia de la aprobación y antes de la solicitud de entrada en operación comercial, que los equipos de medición cumplan con lo establecido en el artículo 19 de la presente resolución.

vii) Procedimiento de conexión al SDL en caso de aplicar estudio de conexión simplificado.

Conforme la Tabla 1 del artículo 14 de la presente resolución, el procedimiento de conexión aquí establecido aplica para los siguientes casos: a) AGPE que se declaren con entrega de excedentes y de capacidad instalada o nominal mayor a 100 kW y menor o igual a 1 MW; b) AGGE que se declaren con entrega de excedentes y con potencia máxima declarada menor a 5 MW; y c) GD de capacidad instalada o nominal mayor a 100 kW y menor a 1 MW.

Aplicando las etapas antes descritas en el presente anexo, el procedimiento de conexión es el siguiente:

1. Realizar la solicitud de conexión al OR en el sistema de trámite en línea de que trata el artículo 8 de la presente resolución. Esta solicitud no tiene costo.

Al momento de radicación de la solicitud en el sistema de trámite en línea, cargar únicamente la documentación tipo B de que trata el artículo 14 de la presente resolución.

2. Aplicación por parte del OR de la Etapa de revisión de completitud de la documentación y tiempos sobre la información especificada en el paso 1 anterior. En caso de subsanación o aclaración, se deben aplicar las reglas de que trata el literal iii) de este anexo.

Una vez la información esté completa, el OR debe registrar en el sistema de trámite en línea que ya fue terminado este paso y dar aviso mediante correo electrónico al solicitante.

El proceso de revisión de completitud de la documentación no tiene costo.

3. A partir de la finalización del paso anterior, el OR tendrá un plazo de cinco (5) días hábiles para entregar la documentación necesaria, a través del sistema de trámite en línea, al AGPE, AGGE o GD para realizar el estudio de conexión simplificado de que trata el artículo 12 de la presente Resolución. El CNO en el diseño del estudio de conexión simplificado debe listar la información necesaria para realizar dicho estudio y, en todo caso, si el usuario lo requiere podrá solicitar información adicional.

La información debe entregarse en un formato estándar e interoperable, sin que esté sujeto al uso del algún software comercial, de tal forma que sea de fácil acceso y lectura. En todo caso, la información suministrada por los agentes a quienes les aplica la regulación dispuesta en la presente resolución debe ser completa, veraz, transparente, oportuna, verificable, comprensible, precisa e idónea. No se podrán solicitar acuerdos de confidencialidad de la información.

Una vez se entregue la información, el OR debe generar el registro en el sistema de trámite en línea, e informar al representante del AGPE, del AGGE o al GD vía correo electrónico.

4. El AGPE, el AGGE o el GD tendrá un plazo de cinco (5) meses para realizar el estudio de conexión simplificado. El estudio podrá ser elaborado por el interesado o por el OR a solicitud del interesado. En el estudio de conexión simplificado se deberá tener en cuenta la capacidad nominal de la planta y/o la potencia máxima declarada.

El AGPE, el AGGE o el GD podrá requerir al OR que subsane o le envíe más información que se considere falte para terminar el estudio de conexión simplificado. Esto se realizará a través del sistema de trámite en línea y el OR tendrá tres (3) días hábiles para subsanar a partir del momento en que el usuario lo solicite en el sistema de trámite en línea. El tiempo que dure el OR en subsanar no se contará dentro de los cinco (5) meses de plazo que tiene el AGPE, el AGGE o el GD para realizar el estudio.

Una vez tenga el resultado del estudio, el AGPE, el AGGE o el GD deberá cargarlo en el sistema de trámite en línea y con esto se entenderá como radicada la solicitud de revisión del estudio por parte del OR.

Junto con el estudio de conexión simplificado se debe adjuntar la documentación tipo D (si aplica) y G de que trata el artículo 14 de la presente resolución.

5. Aplicación por parte del OR de la Etapa de verificación técnica de la documentación y tiempos usando la información especificada en el paso 4 anterior para verificar: el cumplimiento del estudio de conexión simplificado, las reglas de protecciones y el control de inyección en algún nivel de potencia o energía fijo (si aplica).

La revisión del estudio y la entrega de la anterior documentación no tendrá ningún costo asociado.

En caso de que el resultado de evaluación del estudio sea no aprobado, se deben aplicar las reglas de subsanación o aclaración de que trata el literal iv) de este anexo.

Luego de la verificación, el OR deberá dar su aceptación y aprobación. Esto debe quedar registrado en el sistema de trámite en línea y dar aviso mediante correo electrónico al solicitante.

El solicitante que le sea negada la aprobación podrá iniciar otro nuevo trámite en cualquier momento del tiempo.

6. Una vez se obtenga la aprobación, el solicitante tendrá una vigencia de la aprobación en los términos del artículo 15 de la presente resolución.

La aprobación debe quedar registrada en el sistema de trámite en línea.

7. Luego del paso anterior, el AGPE, el AGGE o el GD debe cargar en el sistema de trámite en línea únicamente la documentación tipo C y F para su verificación en una nueva aplicación de la Etapa de verificación técnica de la documentación y tiempos sobre dichos documentos, donde se verifica: cumplimento de normas de inversores (si aplica) y certificados de capacitación o experiencia específica del personal o empresa.

En caso de subsanación o aclaración, se deben aplicar las reglas de que trata el literal iv) de este anexo.

Es responsabilidad del solicitante evaluar el momento en el que debe cargar la información aquí solicitada. Eso sí, debe hacerlo antes del inicio de la construcción, teniendo en cuenta los tiempos de aprobación de la vigencia de conexión y pasos para la puesta en servicio. No obstante, esta información puede ser cargada en el sistema de trámite en línea en el mismo paso 4 anterior, y junto con el estudio de conexión simplificado para su verificación técnica.

Una vez la información esté completa y verificada, el OR debe registrar en el sistema de trámite en línea que ya fue terminado este paso y dar aviso mediante correo electrónico al solicitante.

8. Cuando el solicitante esté listo para entrar a operar, se deberá realizar la solicitud de entrada en operación al OR mediante el sistema de trámite en línea aplicando la Etapa de visita para la conexión.

viii) Reglas para modificaciones de instalaciones existentes

El AGPE, AGGE o GD existentes, y que requieran modificar sus condiciones actuales de conexión, deberán volver a realizar el procedimiento de conexión establecido en este anexo conforme a su condición especifica (dependiendo de si aplica o no aplica estudio de conexión simplificado). Se deberá adicionar a los documentos a entregar listados en la etapa de verificación de completitud de información y para la etapa de verificación técnica, un documento informando que ya es existente e informando los cambios a realizar en la instalación.

El documento con los cambios a realizar se deberá entregar junto con el formulario de conexión simplificado al momento de radicación de la solicitud.

Para la verificación de capacidad o de disponibilidad de la red, en caso de aplicar, se debe usar la potencia máxima declarada adicional a la aprobada inicialmente.

En caso de aplicar estudio de conexión simplificado, este debe realizarse con las nuevas condiciones de la instalación.

De no lograr la aprobación de los cambios solicitados, se pueden conservar las condiciones iniciales de aprobación.

ix) Información final para el solicitante

En los casos en que el OR no ejecute alguna de las acciones aquí indicadas en los plazos otorgados para tal fin, o que el informe de rechazo de conexión no contenga los elementos indicados, el potencial AGPE, AGGE o GD deberá informar dicha situación a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para lo de su competencia. Cualquier conducta llevada a cabo por un operador de red o comercializador que dificulte, excluya u obstruya la conexión del AGPE, el AGGE o el GD, podrá ser investigada y sancionada en el marco de las competencias de la Superintendencia de Industria y Comercio.

MIGUEL LOTERO ROBLEDO

(Fuente: R CREG 174/21, ANEXO 5)

PARTE 17

Actividad de autogeneración en las zonas no interconectadas y se dictan algunas disposiciones sobre la generación distribuida en las zonas no interconectadas

Generalidades

ARTÍCULO 2.17.1.1. OBJETO. Mediante esta resolución se regulan aspectos operativos y comerciales para permitir la integración de la autogeneración a pequeña y gran escala en las zonas no interconectadas y se dictan otras disposiciones relacionadas con la actividad de generación distribuida en zonas no interconectadas.

(Fuente: R CREG 038/18, art. 1)

ARTÍCULO 2.17.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a los autogeneradores y a todas las personas que, estando organizadas en alguna de las formas dispuestas por el Título I de la Ley 142 de 1994, desarrollan las actividades de generación, distribución y/o comercialización de energía eléctrica en zonas no interconectadas. Esta resolución no aplica para sistemas de suministro de energía de emergencia, existentes o nuevos.

Para las áreas de servicio exclusivo, nuevas o existentes, de conformidad con lo previsto en el artículo 1o del Decreto número 348 de 2017, las partes de común acuerdo podrán definir los mecanismos para la entrega y remuneración de los excedentes de autogeneración.

(Fuente: R CREG 038/18, art. 2)

ARTÍCULO 2.17.1.3. CONTRATO DE CONEXIÓN. El contrato de conexión entre el distribuidor y un autogenerador o generador distribuido contendrá las siguientes condiciones mínimas:

1. Nombre de las partes del contrato.

2. Objeto y alcance del contrato.

3. Definiciones.

4. Plazo de ejecución del contrato.

5. Obligaciones de las partes.

6. Ubicación georreferenciada o cartográfica del circuito o transformador al que pertenezca el generador distribuido o autogenerador que se conecta.

7. Requerimientos técnicos tales como:

- Construcción de las obras que puedan requerirse para conectarse al sistema de distribución.

- Construcción de las obras para la extensión de los refuerzos del sistema de distribución del OR que se hagan necesarios o apropiados al hacer conexiones, o modificaciones a una conexión existente.

- Instalación de los medidores apropiados, de los equipos de corte y protección y de otros aparatos que puedan necesitarse para permitir OR medir e interrumpir el suministro a través de la conexión.

8. Límites de la propiedad: particularmente de los equipos y del inmueble, y demás aspectos que sean necesarios y pertinentes para la ejecución del contrato.

9. Aspectos operacionales del sistema en condiciones normales y de emergencia.

10. Convenir la responsabilidad y las condiciones técnicas de la operación y mantenimiento (programado y correctivo), para coordinar su ejecución de tal forma que se reduzcan los tiempos de indisponibilidad de equipos o de las redes a las que se conecta.

11. Derechos y condiciones de acceso de personal a las instalaciones.

12. Valor de las visitas de las pruebas adicionales por parte del distribuidor conforme a los procedimientos descritos en el Capítulo 4 del Título II de la presente resolución.

13. Definir el procedimiento de resolución de conflictos.

14. Condiciones adicionales tales como: revisiones del contrato por cambios del sistema, garantías financieras y otros aspectos que se estimen para garantizar el cumplimiento del contrato.

15. Costos y gastos para los requerimientos técnicos de construcción, extensión, modificación de obras necesarias para conectarse al sistema de distribución del distribuidor.

PARÁGRAFO 1. Las condiciones técnicas de la conexión deberán sujetarse a los Códigos y Reglamentos vigentes, en particular a lo previsto en:

- Código Eléctrico Colombiano, NTC 2050.

- Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas, RETIE, expedido por el Ministerio de Minas y Energía.

- Resoluciones CREG 025 de 1995, 070 de 1998 y 038 de 2014 o aquellas que las modifiquen o sustituyan, en cuanto sea aplicable.

PARÁGRAFO 2. Para el caso de las conexiones existentes en las que no se haya suscrito previamente un contrato de conexión con el distribuidor, se deberá aplicar lo previsto en el presente artículo en un plazo no mayor a seis (6) meses después de la entrada en vigencia de la presente resolución.

PARÁGRAFO 3. Adicional a las condiciones mínimas señaladas en el presente artículo, en el contrato de conexión suscrito entre el distribuidor y el autogenerador se deberán incluir cláusulas que definan las condiciones para que el giro de saldos monetarios a favor del autogenerador sea de forma expedita de acuerdo con los criterios establecidos en las Leyes 142 y 143 de 1994.

PARÁGRAFO 4. No tienen obligación de suscribir contrato de conexión y se encuentran excluidos de la aplicación del presente artículo, los autogeneradores con potencia instalada menor o igual a 100 kW los cuales deberán sujetarse al procedimiento de conexión previsto en el artículo 16 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 038/18, art. 5)

Integración de la autogeneración a la red de distribución

Condiciones para la integración

ARTÍCULO 2.17.2.1.1. ESTÁNDAR TÉCNICO DE DISPONIBILIDAD DEL SISTEMA. Un circuito, transformador o subestación cuenta con disponibilidad técnica para conexión siempre que se cumpla con el siguiente parámetro:

- La sumatoria de la potencia disponible para entrega de excedentes de los autogeneradores existentes en la red de distribución debe ser menor al 15% de la capacidad nominal del circuito, transformador o subestación, expresada en kilovatios (kW), donde se solicita el punto de conexión. La capacidad nominal de una red está determinada por la capacidad del elemento de corte o protección del que dependa, y la del transformador o subestación están determinados por los datos de placa del transformador o elemento de protección asociado.

PARÁGRAFO 1. La CREG podrá revisar y modificar, en cualquier momento, el estándar técnico de disponibilidad del sistema de contar con nueva información.

PARÁGRAFO 2. El estándar técnico de disponibilidad de que trata el presente artículo no es aplicable a los generadores distribuidos.

(Fuente: R CREG 038/18, art. 6)

Sistema de información para la administración de autogeneradores en ZNI

ARTÍCULO 2.17.2.2.1. SISTEMA DE INFORMACIÓN. Los distribuidores deben disponer de un sistema de información que permita la captura, procesamiento, almacenamiento, actualización y publicación de la información de la actividad de autogeneración presentes en los sistemas de distribución que se encuentren bajo su operación. El sistema debe preservar la información histórica de por lo menos los últimos cinco (5) años y permitirle a un potencial autogenerador conocer el estado del trámite de la solicitud de conexión de forma expedita.

El sistema de información debe estar disponible al público seis (6) meses después de la entrada en vigencia de la presente resolución, en la página web del distribuidor, en las oficinas del mismo o a través del canal que este considere como el más expedito. El sistema de información deberá ser actualizado el día cinco (5) de cada mes con la información recibida hasta el último día del mes anterior al de actualización.

PARÁGRAFO. No contar con el sistema de información antes del plazo previsto para su implementación no es causal para que el distribuidor niegue la conexión a un autogenerador.

(Fuente: R CREG 038/18, art. 7)

ARTÍCULO 2.17.2.2.2. INFORMACIÓN DE DISPONIBILIDAD DE RED. El sistema de información debe permitirle a cualquier interesado, a partir de la identificación de su cuenta, del código de circuito o del transformador, verificar claramente y en todo momento la disponibilidad del sistema, de la que trata el artículo 6o de la presente resolución.

El sistema de información debe contener como mínimo lo siguiente:

a) Ubicación georreferenciada (en grados decimales latitud/longitud Magna Sirgas WGS84 origen Bogotá) o cartográfica del circuito o transformador al que pertenezca el usuario;

b) Voltaje nominal de la subestación (en los casos que aplique), transformador o red de baja tensión del punto de conexión del usuario;

c) Capacidad nominal de la subestación (en los casos que aplique), transformador o red de baja tensión al que pertenezca el punto de conexión del usuario;

d) Potencia disponible para entrega de excedentes de los autogeneradores existentes en el circuito;

e) Potencia máxima conectable al sistema, atendiendo a la definición de disponibilidad de la que trata el artículo 6o de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 038/18, art. 8)

ARTÍCULO 2.17.2.2.3. Formulario de solicitud de conexión, contenido de los estudios de conexión estándar y pruebas para la conexión.

a) La CREG publicará mediante circular, dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, el formulario de solicitud de conexión para autogeneradores, el cual deberá ser adoptado por todos los distribuidores para el procedimiento simplificado de conexión. Este formulario hará parte del sistema de información del que trata el artículo 7o de la presente resolución. La CREG actualizará mediante circular el formulario de solicitud de conexión cuando lo considere pertinente.

El formulario de solicitud de conexión para autogeneradores deberá contener como mínimo lo siguiente: i) los datos asociados con el cliente, ii) las características del generador, iii) tipo de tecnología de generación a ser utilizada, iv) los elementos que limitan la inyección a la red, v) las características del equipo de medición, vi) los datos del alimentador o subestación al cual requiere la conexión, vii) las características de protección anti-isla a instalar, viii) la fecha prevista para la entrada en operación y ix) el cálculo teórico de la energía anual producida;

b) La CREG publicará mediante circular, dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, el contenido mínimo del estudio estándar de conexión para autogeneradores que deberá ser adoptado por todos los distribuidores para el procedimiento simplificado de conexión descrito en el artículo 17 de la presente resolución. El contenido del estudio de conexión hará parte del sistema de información del que trata el artículo 7o de la presente resolución. La CREG actualizará mediante circular el contenido del estudio de conexión cuando lo considere pertinente.

El contenido del estudio de conexión para autogeneradores deberá incluir como mínimo lo siguiente: i) un análisis de regulación de tensión, ii) un estudio de protecciones y, iii) el efecto en la calidad de la potencia, causadas por la inyección de energía a la red. Para los autogeneradores con potencias superiores a 1000 kW, el estudio deberá incluir, además: i) un análisis de corriente de cortocircuito, ii) incremento de corriente de falla a tierra, iii) variaciones lentas de tensión y de protección anti-islas.

En el contenido del estudio de conexión se deberán indicar las fuentes de información necesarias para llevarlo a cabo, así como las causales de rechazo;

c) La CREG publicará mediante circular, dentro de los seis (6) meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, para cada tipo de tecnología, las pruebas que se deben realizar durante los procedimientos simplificados de conexión para autogeneradores de los que tratan los artículos 16 y 17 de la presente resolución. La CREG actualizará mediante circular las pruebas para la conexión cuando lo considere pertinente.

(Fuente: R CREG 038/18, art. 9)

Obligaciones de autogeneradores y distribuidores en ZNI relativas a la actividad de autogeneración

ARTÍCULO 2.17.2.3.1. AUTOGENERADOR SIN CONEXIÓN AL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN. El autogenerador sin conexión al sistema de distribución deberá informar, mediante comunicación escrita al distribuidor del sistema de distribución más cercano, la existencia de equipos de autogeneración y las especificaciones técnicas de los mismos.

El autogenerador debe cumplir con los requisitos mínimos técnicos para garantizar condiciones de seguridad cuando se encuentre en operación en isla, de acuerdo con los requerimientos técnicos establecidos en el RETIE.

(Fuente: R CREG 038/18, art. 10)

ARTÍCULO 2.17.2.3.2. AUTOGENERADOR CON CONEXIÓN AL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN Y SIN ENTREGA DE EXCEDENTES DE ENERGÍA. El autogenerador sin entrega de excedentes al sistema de distribución deberá informar, mediante comunicación escrita, al distribuidor del sistema de distribución al que se encuentre conectado, las especificaciones técnicas de los equipos de autogeneración, declarando que su potencia disponible para entrega de excedentes es igual a cero.

El autogenerador debe cumplir con los requisitos mínimos técnicos para garantizar condiciones de seguridad cuando se encuentre en operación en isla de acuerdo con los requerimientos técnicos establecidos en el RETIE, entendiendo que la operación en isla sucede únicamente cuando el autogenerador no está conectado al sistema de distribución.

PARÁGRAFO. En el caso en que el autogenerador del que trata el presente artículo desee entregar excedentes de energía al sistema de distribución deberá iniciar el procedimiento establecido en el Capítulo 4 del presente Título según corresponda.

(Fuente: R CREG 038/18, art. 11)

ARTÍCULO 2.17.2.3.3. AUTOGENERADOR CON CONEXIÓN AL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN Y ENTREGA DE EXCEDENTES DE ENERGÍA. El autogenerador con entrega de excedentes al sistema de distribución deberá informar, mediante comunicación escrita a la UPME para efectos del registro de proyectos de generación y los demás temas de su competencia, las especificaciones técnicas de los equipos de autogeneración y la potencia disponible para entrega de excedentes declarada al distribuidor del sistema de distribución al que se encuentra conectado.

(Fuente: R CREG 038/18, art. 12)

ARTÍCULO 2.17.2.3.4. OBLIGACIONES DE LOS DISTRIBUIDORES EN RELACIÓN CON LA CONEXIÓN DE AUTOGENERADORES EN ZNI. El distribuidor deberá:

a) Atender todas las solicitudes de conexión de autogeneradores a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución en los términos que esta establece;

b) Informar a la UPME, dentro del mes siguiente al recibo de la información prevista en el artículo 9o de la presente resolución, la existencia de equipos de autogeneración no conectados al sistema de distribución;

c) Remitir a la UPME y a la CREG, durante los primeros cinco (5) días de los meses de enero, abril, julio y octubre, un informe de los autogeneradores en ZNI, conectados y en proceso de conexión a sus respectivos sistemas de distribución, incluyendo, según el formato que para tal efecto establezca la UPME, los siguientes:

1. Potencia instalada.

2. Potencia disponible para entrega de excedentes.

3. Tipo de tecnología utilizada.

4. Ubicación geográfica y nivel de tensión.

5. Energía mensual de excedentes entregada a la red.

6. Cantidad de solicitudes de conexión recibidas.

7. Cantidad de solicitudes rechazadas.

8. Sistema de medición utilizado.

9. Tiempo de ejecución del estudio de conexión y de la conexión;

d) Definir las condiciones estándar para: i) la conexión de autogeneradores con potencia instalada menor o igual a 100 kW y, ii) el giro, de forma expedita, de saldos monetarios a favor de los autogeneradores de acuerdo con los criterios establecidos en la Ley 1715 de 2014. Esta información debe encontrarse disponible en el sistema de información del que trata el artículo 7o de la presente resolución.

PARÁGRAFO. Hasta que sean publicados el formulario de solicitud, el contenido estándar del estudio de conexión y las pruebas que sean requeridas durante el proceso de conexión, de las que tratan los literales a), b) y c) del artículo 9o de la presente resolución, la documentación para la solicitud de conexión será la que cada distribuidor determine. El distribuidor deberá poner a disposición del solicitante toda la información que este requiera para adelantar un procedimiento de conexión.

(Fuente: R CREG 038/18, art. 13)

ARTÍCULO 2.17.2.3.5. PRINCIPIOS RECTORES EN LA INTERPRETACIÓN Y APLICACIÓN DE LAS OBLIGACIONES POR PARTE DE LOS DISTRIBUIDORES EN ZNI. De conformidad con los principios de libertad de acceso, eficiencia, adaptabilidad y neutralidad contenidos en los artículos 3.9, 11.6 y 170 de la Ley 142 de 1994, así como en el artículo 6o de la Ley 143 de 1994, cada distribuidor deberá cumplir con las siguientes obligaciones:

a) Abstenerse de solicitar requisitos distintos a los expresamente previstos en esta resolución;

b) Cumplir diligentemente con los plazos;

c) Suministrar información veraz, oportuna, confiable y de calidad. En consecuencia, no podrá negar o dilatar el acceso a la información. También deberá abstenerse de entregar información que no coincida con la realidad, incompleta, que induzca a error o no cumpla la finalidad para la cual le fue exigido suministrarla;

d) Otorgar el mismo tratamiento a todos los interesados. En consecuencia, no podrá favorecer a ningún interesado y deberá respetar la prelación y orden de llegada en los trámites previstos en esta resolución;

e) Abstenerse de cobrar valores no previstos en la regulación ni valores superiores a los costos en los trámites.

(Fuente: R CREG 038/18, art. 14)

Condiciones y procedimientos para la conexión

ARTÍCULO 2.17.2.4.1. CONDICIÓN PARA CONECTARSE COMO AUTOGENERADOR. Usuarios que se encuentren conectados a la red o nuevos usuarios que quieran convertirse en autogeneradores y entregar excedentes al sistema de distribución, lo podrán hacer una vez cumplan con los requisitos establecidos en la presente resolución y el distribuidor verifique la disponibilidad del sistema al cual se va a conectar, según los estándares técnicos de los que trata el artículo 6o de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1. En caso de que con la solicitud de conexión se supere la disponibilidad técnica del circuito, transformador o subestación, se deberá seguir el procedimiento de conexión descrito en el artículo 17 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 2. Todos los autogeneradores existentes al momento de la expedición de esta resolución o los nuevos usuarios que se conecten a un sistema de distribución, en los términos de este artículo, tienen la obligación de efectuar el procedimiento de solicitud de conexión que le corresponda. Cuando un distribuidor sea informado o detecte un autogenerador que no ha efectuado el procedimiento de solicitud de conexión, podrá desconectarlo de la red de manera inmediata y no podrá reconectarlo hasta tanto no se subsane esta situación.

(Fuente: R CREG 038/18, art. 15)

ARTÍCULO 2.17.2.4.2. PROCEDIMIENTO SIMPLIFICADO DE CONEXIÓN A UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN PARA AUTOGENERADORES CON POTENCIA INSTALADA MENOR O IGUAL A 100 KW. El procedimiento para la conexión es el siguiente:

a) El solicitante radicará, debidamente diligenciado, el formulario de solicitud de conexión ante el distribuidor, utilizando los medios dispuestos para la captura de información en el sistema de información, del que trata el artículo 7o de la presente resolución;

b) El distribuidor tendrá treinta (30) días hábiles, contados a partir del día siguiente al de recibo de la solicitud de conexión, para dar respuesta y emitir concepto sobre la factibilidad técnica de la conexión.

En caso de que la solicitud sea rechazada, el distribuidor deberá justificar técnicamente por escrito la causa de la negación de la conexión, especificando el fundamento normativo o técnico que lo soporte, los parámetros verificables de indisponibilidad de red o de los requisitos incumplidos, indicando con precisión los requisitos que deben ser cumplidos para poder aprobar la conexión.

El distribuidor deberá detallar las obras requeridas para hacer posible la conexión o de considerarlo necesario, solicitar el estudio de conexión descrito en el literal a) del artículo 17 de la presente resolución, especificando las condiciones técnicas por las cuales requiere de dicho estudio;

c) De ser aprobada la conexión, la respuesta del distribuidor deberá constar por escrito informando al autogenerador las condiciones estándar de conexión y las condiciones para el giro de saldos monetarios a su favor de las que trata el literal d) del artículo 13 de la presente resolución. La fecha de puesta en operación de la conexión será la que el solicitante haya especificado en el formulario de solicitud de conexión.

La vigencia de la aprobación de la conexión es de seis (6) meses. Transcurrido este período sin que el solicitante se haya conectado, por causas no imputables al prestador del servicio, el distribuidor actualizará la información de la red con la disponibilidad liberada y el solicitante solamente podrá presentar una nueva solicitud tres (3) meses después de la expiración de la capacidad aprobada no utilizada;

d) Posterior a la aprobación de la conexión, el distribuidor dispondrá de cinco (5) días hábiles anteriores a la fecha prevista para la entrada en operación informada por el usuario, para verificar los parámetros declarados y efectuar las pruebas requeridas. El distribuidor deberá informar la fecha de la visita con una antelación de dos (2) días hábiles. En caso que se requieran ajustes, el distribuidor deberá detallar los requerimientos y programará una nueva visita de pruebas dentro de los siete (7) días hábiles siguientes al de la primera visita. Si el resultado de la segunda visita no es satisfactorio, el distribuidor detallará la razón por la cual no es posible efectuar la conexión y podrá programar visitas adicionales a costo del usuario. El distribuidor deberá informar al usuario el valor de las visitas de las pruebas adicionales antes de su realización;

e) Luego de la verificación de parámetros y efectuadas las pruebas pertinentes, el distribuidor dispondrá de dos (2) días hábiles para efectuar la conexión. No obstante, la conexión puede efectuarse en la misma oportunidad del literal d) de este procedimiento;

f) El distribuidor podrá verificar las condiciones de conexión en cualquier momento con posterioridad a la fecha de su entrada en operación. En caso de que al momento de la visita no se cumpla alguna de las características contenidas en la solicitud de conexión o que se incumpla alguna de las normas de calidad de la potencia, el distribuidor procederá a desconectar al autogenerador de la red de manera inmediata, y no podrá reconectarse hasta tanto no se subsane esta situación.

PARÁGRAFO 1. En el caso en que el autogenerador desee aumentar su potencia instalada por encima de 100 kW deberá iniciar el procedimiento establecido en el artículo 17 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 2. En los casos en que el distribuidor no dé cumplimiento a sus obligaciones previstas en el procedimiento descrito en el presente artículo o que el informe de rechazo de conexión no contenga los elementos indicados, el potencial usuario autogenerador deberá informar al distribuidor de la situación para que la misma sea subsanada. Cualquier conducta llevada a cabo por un distribuidor o comercializador que dificulte, excluya u obstruya la conexión de un autogenerador podrá ser investigada y sancionada en el marco de las competencias de la Superintendencia de Industria y Comercio. Igualmente, el usuario deberá informar dicha situación a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para lo de su competencia.

PARÁGRAFO 3. En el evento en que, por circunstancias atribuibles al autogenerador, el acceso del distribuidor a las instalaciones del autogenerador se limite, el distribuidor podrá deshabilitar la conexión hasta tanto sea subsanado el hecho. En este caso, los costos de las visitas correrán a cargo del autogenerador.

(Fuente: R CREG 038/18, art. 16)

ARTÍCULO 2.17.2.4.3. PROCEDIMIENTO SIMPLIFICADO PARA LA CONEXIÓN A UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN PARA AUTOGENERADORES CON POTENCIA INSTALADA MAYOR A 100kW. El procedimiento para la conexión es el siguiente:

a) El solicitante deberá elaborar un estudio de conexión que cumpla con el contenido mínimo publicado por la CREG. Mientras el contenido mínimo del estudio de conexión no sea definido por la CREG, el distribuidor determinará cuál deberá ser el contenido de dicho estudio de conexión, sin que en ningún caso se excedan los requisitos previstos en el procedimiento para la conexión de generación del que trata la Resolución CREG 070 de 1998 y demás normas que la modifiquen o sustituyan.

El estudio podrá ser elaborado por el interesado o por el distribuidor a solicitud de aquél. En el caso de que el interesado haya realizado por su cuenta el estudio de conexión, el distribuidor revisará dicho estudio indicando si el mismo cumple con los criterios establecidos en la normatividad aplicable o en caso contrario indicando de forma expresa los aspectos que deben ajustarse. De cualquier forma, los estudios de conexión y la coordinación de protecciones eléctricas son responsabilidad del autogenerador que se conecta;

b) El solicitante radicará, debidamente diligenciado, el formulario de solicitud de conexión ante el distribuidor, utilizando los medios dispuestos para la captura de información en el sistema de información, del que trata el artículo 7o de la presente resolución. Adjunto a dicho formulario deberá presentarse el estudio de conexión del que trata el literal a) del presente artículo;

c) El distribuidor tendrá treinta (30) días hábiles contados a partir del día siguiente al de recibo de la solicitud de conexión para dar respuesta y emitir concepto sobre la factibilidad técnica de la conexión.

d) El distribuidor y el solicitante firmarán el correspondiente contrato de conexión, descrito en el artículo 5o de la presente resolución, a más tardar dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la fecha de la remisión del concepto de factibilidad técnica.

De no suscribirse el contrato de conexión por parte del interesado dentro del plazo establecido, o si transcurridos seis (6) meses sin que el usuario se haya conectado, por causas no imputables al prestador del servicio, el distribuidor actualizará la información de la red con la disponibilidad liberada y el solicitante solamente podrá presentar una nueva solicitud tres (3) meses después de la expiración de la capacidad aprobada no utilizada;

e) Si el solicitante desiste de la ejecución de su proyecto de conexión o el proyecto no entra en operación en la fecha establecida en el contrato de conexión con por lo menos el 90% de la potencia instalada, se liberará la capacidad aprobada no utilizada;

f) Antes de efectuar la conexión del autogenerador al sistema de distribución, deberán efectuarse las pruebas pertinentes a fin de asegurar el correcto funcionamiento de todos los dispositivos. En caso de encontrar deficiencias en su operación, el distribuidor no podrá conectar al autogenerador hasta tanto sea subsanada la falla. El distribuidor deberá coordinar con el autogenerador el plan de pruebas a realizar e informar con por lo menos siete (7) días de antelación la fecha prevista para su realización;

g) El distribuidor podrá verificar las condiciones de conexión en cualquier momento. En caso de que con posterioridad a la fecha de su entrada en operación o al momento de la visita no se cumpla alguna de las características contenidas en el contrato de conexión o que el autogenerador incumpla alguna de las normas de calidad de la potencia, procederá a desconectar al autogenerador de la red de manera inmediata, y no podrá reconectarse hasta tanto no se subsane esta situación. De llegarse a encontrar diferencias entre las características pactadas en el contrato de conexión y las reales, los costos producidos por la visita serán cubiertos por el autogenerador.

PARÁGRAFO 1. En el evento en que, por circunstancias atribuibles al autogenerador, el acceso del distribuidor a las instalaciones del autogenerador se limite, el distribuidor podrá deshabilitar la conexión hasta tanto sea subsanado el hecho. En este caso, los costos de las visitas correrán a cargo del autogenerador.

PARÁGRAFO 2. En los casos en que el distribuidor no dé cumplimiento a sus obligaciones previstas en los plazos indicados en los literales anteriores o que el informe de rechazo de conexión no contenga los elementos indicados, el potencial usuario autogenerador deberá informar al distribuidor de la situación para que la misma sea subsanada. Cualquier conducta llevada a cabo por un distribuidor o comercializador que dificulte, excluya u obstruya la conexión de un autogenerador podrá ser investigada y sancionada en el marco de las competencias de la Superintendencia de Industria y Comercio. Igualmente, el usuario deberá informar dicha situación a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para lo de su competencia.

(Fuente: R CREG 038/18, art. 17)

Condiciones para la medición de autogeneradores

ARTÍCULO 2.17.2.5.1. SISTEMA DE MEDICIÓN DE AUTOGENERADORES QUE ENTREGAN EXCEDENTES. El sistema de medición de los autogeneradores que entreguen excedentes al sistema de distribución deberán cumplir, en lo que aplique, con los requisitos establecidos en el Código de Medida, Resolución CREG 038 de 2014 o aquella que la modifique o sustituya.

PARÁGRAFO. En los puntos de medición de los autogeneradores que entreguen excedentes al sistema de distribución, se deberán instalar medidores bidireccionales para determinar de forma independiente el flujo en cada sentido de conformidad con lo previsto en el literal e) del artículo 8o del Código de Medida.

(Fuente: R CREG 038/18, art. 18)

Comercialización de energía

ARTÍCULO 2.17.3.1. GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN ZNI. La regulación de la actividad de generación distribuida en las zonas no interconectadas se encuentra contenida en la Resolución CREG 091 de 2007 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 038/18, art. 19)

ARTÍCULO 2.17.3.2. ENTREGA Y REMUNERACIÓN DE LOS EXCEDENTES DE AUTOGENERACIÓN. El comercializador integrado al distribuidor tiene la obligación de recibir los excedentes entregados por el autogenerador y de efectuar la correspondiente liquidación. Al cierre de cada periodo de facturación, la liquidación se realizará de acuerdo con las siguientes reglas:

a) Para el evento en el que, en un periodo de facturación f, las importaciones sean mayores o iguales a las exportaciones, las exportaciones serán permutadas por su equivalente de importación y el autogenerador deberá reconocer al comercializador la suma de los siguientes componentes:

Donde:

SG_f:	Servicio de generación en $, calculado mediante la siguiente expresión:
SR_f:	Servicio de red en $, calculado mediante la siguiente expresión:
SC_f:	Servicio de comercialización en $, calculado mediante la siguiente expresión:
n:	Nivel de tensión n
f:	Periodo de facturación f
r:	Mercado relevante de comercialización r.
Exp_f-1:	Sumatoria de la exportación de energía del autogenerador durante el periodo de facturación f-1, expresado en kWh.
Imp_f-1:	Sumatoria de la importación de energía del autogenerador durante el periodo de facturación f-1, expresado en kWh.
G_f:	Cargo o cargos máximos de generación aplicables al periodo de facturación f de prestación del servicio ($/kWh), para cada mercado relevante r.
D_f,n	Cargo o cargos máximos de distribución en el nivel de tensión n aplicables al periodo de facturación f de prestación del servicio ($/kWh), para cada mercado relevante r
C_f:	Costo o costos máximos de comercialización aplicables al periodo de facturación f de prestación del servicio ($/kWh), para cada mercado relevante r.

b) Para el evento en el que, en un periodo de facturación f, las exportaciones sean mayores a las importaciones, la liquidación se efectuará de la siguiente forma:

Donde:

EV_f:

Excedente valorado para el periodo de facturación f, calculado mediante la siguiente expresión:

Cuando la liquidación resulte en un valor positivo el comercializador deberá girar este saldo al autogenerador. En caso de que el resultado sea un valor negativo el autogenerador deberá pagar este saldo al comercializador.

PARÁGRAFO 1. El comercializador tiene la obligación, en cada liquidación, de discriminar e informar los componentes de la liquidación: energía generada, importaciones, exportaciones, cobros, entre otros, según corresponda de acuerdo con los lineamientos de este artículo.

PARÁGRAFO 2. Para la liquidación de excedentes de autogeneración de la que trata el literal b) del presente artículo, en caso de existir aportes públicos en equipos de autogeneración, deberá deducirse del valor del Gf la proporción correspondiente de dichos aportes públicos. De la misma manera, el comercializador solo podrá trasladar al costo unitario de prestación del servicio de energía eléctrica el valor reconocido al autogenerador.

(Fuente: R CREG 038/18, art. 20)

ARTÍCULO 2.17.3.3. PERIODICIDAD PARA LA LIQUIDACIÓN Y LA REMUNERACIÓN DE SALDOS MONETARIOS. La liquidación de los excedentes de autogeneración se efectuará con la misma periodicidad del periodo de facturación f que utilice el comercializador para el mercado relevante de comercialización correspondiente. La remuneración de saldos monetarios a favor de los autogeneradores estará sujeta a lo previsto en el literal c) del artículo 16 y el literal d) del artículo 17 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 038/18, art. 21)

Disposiciones finales

ARTÍCULO 2.17.4.1. POTENCIA INSTALADA DE AUTOGENERACIÓN. La capacidad de una planta de autogeneración no podrá ser fraccionada para efectos de evitar la aplicación de los procedimientos de conexión previstos en el Capítulo 4 del Título II de la presente resolución.

En cualquier momento el distribuidor podrá verificar la capacidad de la planta de autogeneración.

Cuando se identifique que la capacidad de una planta ha sido fraccionada el distribuidor procederá a desconectar a los autogeneradores involucrados, sin perjuicio de las acciones que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), y la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC), adelanten al respecto.

(Fuente: R CREG 038/18, art. 22)

PARTE 18

Esquema para permitir que los generadores puedan compartir activos de conexión al SIN

Objeto

ARTÍCULO 2.18.1.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se define un esquema para que los generadores que cumplan con los requisitos aquí establecidos puedan compartir activos para su conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

(Fuente: R CREG 200/19, art. 1)

ARTÍCULO 2.18.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a los generadores que van a conectarse a un mismo punto de conexión del SIN, interesados en suscribir un acuerdo para compartir los activos de conexión y que fijen las reglas para definir las diferentes situaciones que se puedan presentar por la compartición de los activos de conexión al SIN. También aplica a los agentes y entidades del sector que interactúen con estos generadores.

(Fuente: R CREG 200/19, art. 2)

Acuerdo de conexión

ARTÍCULO 2.18.2.1. ACUERDO DE CONEXIÓN COMPARTIDA ENTRE GENERADORES, ACCG. Es un acuerdo o compromiso de utilización compartida de activos de conexión para transportar la energía de dos o más plantas individuales a un mismo punto de conexión del SIN.

El acuerdo debe contener, por lo menos, los siguientes aspectos:

a) identificación del generador o generadores participantes que harán parte del acuerdo;

b) identificación de las plantas individuales que utilizarán la conexión compartida;

c) del grupo de generadores participantes se designará a uno que será el representante del acuerdo y que, a su vez, será el representante de la frontera compartida;

d) modelo de liquidación que aplicará el ASIC a cada planta;

e) aceptación incondicional, por parte de los generadores participantes, de la liquidación de sus fronteras comerciales y verificación de sus obligaciones con base en la metodología prevista en esta resolución;

f) mecanismo para distribuir, entre los generadores participantes, las posibles liquidaciones que haga el ASIC al representante de la frontera compartida;

g) definición de un procedimiento mediante el cual se pueda permitir el ingreso de nuevas plantas al acuerdo, dentro del cual se deben señalar los criterios técnicos a considerar.

El acuerdo deberá ser entregado al ASIC como parte del procedimiento del registro de las fronteras comerciales que hacen parte del acuerdo.

Si se quiere dar por finalizado el acuerdo, se debe definir una fecha para ello y antes de esa fecha se deben tener registradas las fronteras de cada una de las plantas, donde se verifique su conexión en forma individual al SIN.

PARÁGRAFO. <Ver prórrogas en Notas de Vigencia> Con el propósito de que los acuerdos que se suscriban tengan los mismos lineamientos en su contenido, en un plazo de tres meses contado a partir de la entrada en vigencia de esta resolución, el ASIC publicará una propuesta para la elaboración de ellos, que recoja los requisitos señalados en esta resolución y los adicionales que el ASIC considere necesarios. En la propuesta se debe dar la posibilidad de incluir los anexos adicionales que los generadores participantes convengan hacer parte del acuerdo.

(Fuente: R CREG 200/19, art. 4)

ARTÍCULO 2.18.2.2. El plazo previsto en el parágrafo del artículo 4 de la Resolución CREG 200 de 2019 se modifica para el 30 de junio de 2020.

(Fuente: R CREG 041/20, art. 1)

ARTÍCULO 2.18.2.3. PARTICIPANTES EN EL ACUERDO. Pueden participar en un ACCG los generadores que tengan proyectos para construir plantas que cuenten con capacidad de transporte asignada por la UPME, y que vayan a conectarse al mismo punto de conexión del SIN.

Los generadores con capacidad de transporte asignada que pretendan utilizar el mecanismo previsto en esta resolución deberán informar este propósito al transportador que representa el punto de conexión y a la UPME. En este caso, los generadores presentarán un estudio conjunto al transportador y a la UPME, indicando que se van a compartir activos de conexión; si se aprueba la solicitud, la UPME cambiará la asignación de capacidad de transporte, otorgada a una planta en forma individual, por una que precise que la misma capacidad se conectará utilizando activos compartidos y se identificarán las plantas con las que se comparten estos activos.

Cuando se trate de un generador existente que planee compartir sus activos de conexión, para conectar plantas que tengan capacidad de transporte asignada por la UPME en el mismo punto de conexión al SIN, deberá tramitar una solicitud de modificación de la capacidad de transporte asignada al generador existente, informando la nueva situación y las plantas con las que se compartirán los activos de conexión.

El contrato de conexión se suscribirá entre el transportador y el representante de la frontera compartida.

(Fuente: R CREG 200/19, art. 5)

ARTÍCULO 2.18.2.4. CUMPLIMIENTO DE OBLIGACIONES. Dentro del acuerdo debe quedar establecido que el cumplimiento de los compromisos adquiridos por cada una de las plantas individuales se verificará en el punto de conexión al sistema, es decir a partir de las mediciones en la frontera compartida.

En los casos en que se deba verificar el cumplimiento de la conexión de la planta al SIN, se entenderá que este se da con la conexión a través de los activos de conexión compartidos.

(Fuente: R CREG 200/19, art. 6)

ARTÍCULO 2.18.2.5. MODIFICACIÓN DEL ACUERDO. El ACCG podrá ser modificado cuando hayan transcurrido por lo menos tres meses desde su entrega inicial o desde la anterior modificación. El representante del acuerdo es el responsable de realizar los trámites que requiere el ASIC para su registro y de formalizar las posibles modificaciones.

(Fuente: R CREG 200/19, art. 7)

Liquidación

ARTÍCULO 2.18.3.1. REPRESENTANTE DE LA FRONTERA COMPARTIDA. El representante de la frontera compartida debe cumplir con todas las obligaciones de un representante de una frontera comercial de generación y será el responsable de las liquidaciones que haga el ASIC sobre esta frontera, cuando no sea posible hacer la liquidación a cada planta individual.

El ASIC publicará, y mantendrá actualizado, un listado de los posibles eventos que se puedan presentar y ocasionen que no sea posible hacer una liquidación individual.

(Fuente: R CREG 200/19, art. 8)

ARTÍCULO 2.18.3.2. LECTURAS DE LAS PLANTAS INDIVIDUALES. Cada una de las plantas individuales deberá tener una frontera de generación en el punto donde se conecte a los activos de conexión compartidos. Estas fronteras individuales deberán cumplir con las obligaciones establecidas en la regulación vigente.

(Fuente: R CREG 200/19, art. 9)

ARTÍCULO 2.18.3.3. LECTURAS REFERIDAS. El ACCG deberá incluir un modelo mediante el cual se defina la forma de referir las medidas tomadas en las fronteras individuales a la frontera compartida. Estas lecturas referidas serán las que tomará el ASIC para la liquidación y para verificar el cumplimiento de las obligaciones de cada planta.

Con la suscripción del ACCG, se entiende que el representante de cada una de las plantas acepta que sus liquidaciones y verificación del cumplimiento de sus obligaciones se realice con las medidas referidas en la frontera compartida.

Adicional a los mecanismos previstos en la regulación vigente, para los casos en los que sea necesario estimar las lecturas de las fronteras, el ASIC elaborará y publicará los procedimientos adicionales que permitan hacer esta estimación cuando las plantas están conectadas de acuerdo con el esquema definido en esta resolución.

(Fuente: R CREG 200/19, art. 10)

ARTÍCULO 2.18.3.4. MODELO PREDETERMINADO. Si en el acuerdo no se incluye un modelo o, si se incluye, no cumple con lo señalado en el artículo 12 se tomará como modelo de liquidación el definido en este artículo.

La lectura de cada planta referida a la frontera compartida se calcula de la siguiente forma:

Donde:

GP_i,h: Generación de cada planta individual i en la hora h, referida a la frontera compartida.

FFC_h: Factor para la frontera compartida en la hora h.

ki: Constante asociada a cada planta i, definida por los generadores participantes e incluida en el texto del acuerdo. Debe haber una constante que aplique cuando la planta entrega energía al sistema y otro para cuando toma energía. Si esta constante no se define o no se incluye para todas las plantas, se asumirá igual a 1 para todos los casos.

LFGI_i,h: Lectura del sistema de medición de la frontera individual de la planta i, en la hora h.

LFGC_j,h: Lectura de cada uno de los sistemas de medición j instalados en la frontera compartida, en la hora h.

(Fuente: R CREG 200/19, art. 11)

ARTÍCULO 2.18.3.5. MODELO PARTICULAR. Se podrá definir un modelo particular de liquidación y verificación que tenga en cuenta, por lo menos, lo siguiente:

a) de fácil aplicación;

b) debe garantizar el cierre de las liquidaciones horarias de energía entre la frontera compartida y las fronteras individuales;

c) debe hacer referencia a parámetros y variables observables y verificables en cualquier momento;

d) debe ser de fácil trazabilidad.

Antes de entregar el ACCG, el modelo debe ser enviado al ASIC para su revisión, entidad que contará con un plazo de 30 días calendario para esta revisión.

El ASIC podrá objetar el modelo presentado si considera que no se cumple alguno de los aspectos previstos en esta resolución o en la regulación vigente, de lo cual informará a la CREG.

(Fuente: R CREG 200/19, art. 12)

Otras disposiciones

ARTÍCULO 2.18.4.1. ACTIVOS COMPARTIDOS. La construcción, reposición, operación, mantenimiento y disponibilidad de los activos compartidos es de total responsabilidad de los generadores participantes en el acuerdo. Por lo tanto, las situaciones que se presenten por el mal funcionamiento o cualquier tipo de indisponibilidad de los activos deben ser resueltas y asumidas por estos generadores.

Los activos de conexión compartidos, para su construcción e inicio de operación, deben cumplir con lo señalado en el Código de Redes, en el Reglamento de Distribución y en los acuerdos del CNO.

<Ver prórrogas en Notas de Vigencia> El CNO, en un plazo de cuatro meses contado a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, definirá los ajustes requeridos a los acuerdos expedidos por este Consejo o, de considerarlo necesario, aprobar nuevos acuerdos, relacionados con los procedimientos para la entrada en operación de plantas de generación que se conectan al SIN o para la ejecución de pruebas, con el propósito de incluir los aspectos adicionales que conlleva la aplicación del esquema previsto en esta resolución.

(Fuente: R CREG 200/19, art. 13)

ARTÍCULO 2.18.4.2. El plazo previsto en el tercer inciso del artículo 13 de la Resolución CREG 200 de 2019 se modifica para el 30 de junio de 2020.

(Fuente: R CREG 041/20, art. 2)

ARTÍCULO 2.18.4.3. ARTÍCULO TRANSITORIO. Los generadores con capacidad de transporte asignada y contratos de conexión ya suscritos o en proceso de perfeccionamiento, que tengan la intención de compartir activos de conexión de acuerdo con lo previsto en esta resolución, deberán informar al transportador encargado del punto de conexión y a la UPME. Si en un plazo de 30 días calendario, contado a partir del recibo de la información, no hay objeción por parte del transportador o de la UPME, se entenderá que se puede continuar con el proyecto de compartición de activos.

Si se identifican situaciones que pongan en riesgo la seguridad o la confiabilidad del sistema, los generadores participantes deberán instalar las soluciones recomendadas por la UPME para mitigar estos riesgos.

(Fuente: R CREG 200/19, art. 14)

PARTE 19

Metodología para la remuneración del cargo por confiabilidad en el mercado mayorista de energía

Objeto

ARTÍCULO 2.19.1.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se adopta la metodología y otras disposiciones para la remuneración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía. Las normas contenidas en esta resolución hacen parte del Reglamento de Operación.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 1)

Obligaciones de energía firme

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.19.2.1.1. CÁLCULO DEL MONTO DE LA OBLIGACIÓN. La Obligación de Energía Firme de un generador, exigible en cada uno de los meses, los días o las horas, según sea el caso, durante el Período de Vigencia de la Obligación, se calculará teniendo en cuenta la ENFICC que comprometió en la Subasta, o en el mecanismo que haga sus veces, y el total de la energía asignada en esa Subasta. Dicho cálculo se efectuará aplicando lo establecido en los numerales 1.1, 1.2 y 1.3 del Anexo 1 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.2.1.2. PRECIO DE ESCASEZ. El Precio de Escasez se determinará y actualizará mensualmente de conformidad con la metodología establecida en el numeral 1.4 del Anexo 1 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 4)

ARTÍCULO 2.19.2.1.3. PERÍODO DE VIGENCIA DE LA OBLIGACIÓN. El período de vigencia de la obligación para el caso de las plantas y/o unidades de generación existentes será de un año, que inicia el día siguiente a la fecha en que finaliza el Período de Planeación.

Para plantas y/o unidades de generación existentes con obras, especiales y nuevas, el propietario o quien las representa comercialmente, elegirá el período de vigencia de la obligación para ese recurso en particular, que podrá ser:

i) Entre uno y veinte (20) años para las plantas y/o unidades nuevas. Para determinar el Período de Vigencia de la Obligación, el ASIC lo calculará aplicando las siguientes fórmulas:

PVO_PN = PVO_E - máximo (AFT, AFG)

PVO_PN	Período de Vigencia de la Obligación para planta nueva

PVO_E	Período de Vigencia de la Obligación elegido por el agente, el cual va de 1 a 20 años.

AFT	Años de fabricación de la turbina contados desde la fecha de fabricación hasta la fecha de entrada en operación comercial de la planta.

AFG	Años de fabricación del generador contados desde la fecha de fabricación hasta la fecha de entrada en operación comercial de la planta.

Si la turbina y el generador son fabricados con posterioridad a la fecha de la subasta, las variables AFT y AFG serán cero (0).

ii) Entre uno y diez (10) años para las plantas y/o unidades especiales.

iii) Entre uno y cinco (5) años para las existentes con obras.

Estos plazos se contarán a partir de la fecha de finalización del período de planeación de la asignación en el período de transición, de la subasta o del mecanismo que haga sus veces, por medio del cual se asignó la obligación de energía firme. Una vez elegido este período, no podrá ser modificado.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 5) (Fuente: R CREG 161/11, art. 2) (Fuente: R CREG 139/11, art. 2) (Fuente: R CREG 085/07, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.2.1.4. CONDICIONES PARA ACCEDER A LA CALIFICACIÓN DE PLANTA Y/O UNIDAD DE GENERACIÓN ESPECIAL DESPUÉS DE UNA REPOTENCIACIÓN. La repotenciación de una planta y/o unidad de generación dará lugar a que dicho activo sea considerado Planta y/o Unidad de Generación Especial si cumple cualquiera de estas condiciones:

1. Si la ENFICC de la planta y/o unidad de generación es menor o igual a 2 TWh-año, el incremento de la ENFICC por la repotenciación debe ser mayor o igual al 40% de la misma.

2. Si la ENFICC de la planta y/o unidad de generación es mayor a 2TWh-año, el incremento de la ENFICC por la repotenciación debe ser mayor o igual a 0.8 TWh

(Fuente: R CREG 071/06, art. 6)

ARTÍCULO 2.19.2.1.5. OBLIGACIONES ADICIONALES PARA LOS AGENTES CON PLANTAS Y/O UNIDADES DE GENERACIÓN NUEVAS O ESPECIALES. Además de las establecidas en otros artículos de esta resolución, los agentes con plantas y/o unidades de generación nuevas o especiales a quienes les hayan sido asignadas obligaciones de energía firme, tendrán las siguientes obligaciones:

1. Poner en operación comercial la planta y/o unidad de generación a más tardar en la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación y con la ENFICC asignada en la Subasta.

2. Cumplir el cronograma de construcción o repotenciación de la planta y la Curva S.

3. Pagar el costo de la auditoría establecida en el artículo 8o de esta resolución, periódicamente en forma anticipada. El incumplimiento en el pago de la auditoría, dará lugar a la ejecución de la garantía a que se refiere el numeral 4 de este artículo y la pérdida para el generador de la Obligación de Energía Firme y la remuneración asociada a ella.

4. Constituir y mantener vigente la garantía de cumplimiento de la fecha de inicio de la operación comercial de las plantas o unidades de generación en instalación o por instalar o repotenciar con la ENFICC asignada en la Subasta, y del pago de la auditoría. Estas garantías deben cumplir las disposiciones contenidas en el Capítulo VIII de esta resolución.

5. Haberse constituido en Empresa de Servicios Públicos con anterioridad al plazo fijado por la CREG para el otorgamiento de las garantías exigibles para el cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 7) (Fuente: R CREG 061/07, art. 12)

ARTÍCULO 2.19.2.1.6. AUDITORÍA PARA PLANTAS Y/O UNIDADES DE GENERACIÓN NUEVAS O ESPECIALES. La obligación de cumplir con la Curva S, con el cronograma de construcción o repotenciación de la planta o unidad de generación y con la puesta en operación de la misma, será objeto de verificación mediante una auditoría que deberá ser contratada por el Administrador de la Subasta de acuerdo con las disposiciones contenidas en el numeral 1.5 del Anexo 1 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 8) (Fuente: R CREG 122/16, art. 5)

ARTÍCULO 2.19.2.1.7. EFECTOS DEL INCUMPLIMIENTO DEL CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN O DE REPOTENCIACIÓN, O DE LA PUESTA EN OPERACIÓN DE LA PLANTA. El incumplimiento de las obligaciones relacionadas con el cronograma de construcción o con la puesta en operación de la planta o unidad de generación producirá los siguientes efectos:

1. La no presentación del cronograma de construcción o de repotenciación de la planta o unidad de generación en el plazo estipulado en el numeral 2.2 del Anexo 2 de esta resolución, o de la curva S del proyecto, dará lugar a la descalificación del agente para participar en la respectiva Subasta.

2. El retraso en el cronograma de construcción o repotenciación de la planta o unidad de generación frente a la Curva S que no constituya incumplimiento grave e insalvable, dará lugar al ajuste de la garantía de conformidad con los procedimientos que se definan en el Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad de que trata el artículo 78 de esta resolución.

3. El incumplimiento grave e insalvable de la puesta en operación de la planta o unidad de generación dará lugar a:

a) La ejecución de la garantía;

b) La pérdida para el generador de la asignación de la Obligación de Energía Firme y la remuneración asociada a ella.

4. Cuando la fecha de puesta en operación de la planta, determinada por el auditor, sea posterior a la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación y no constituya incumplimiento grave e insalvable, el agente deberá garantizar el cumplimiento de su Obligación de Energía Firme a través de un contrato con uno o algunos de los anillos de seguridad, vigente desde la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación y hasta la nueva fecha de puesta en operación de la planta. La omisión en la obligación de garantizar la Obligación de Energía Firme a través de un contrato con uno o algunos de los anillos de seguridad dará lugar a que el incumplimiento se considere grave e insalvable con las consecuencias previstas en el numeral 3 de este artículo.

PARÁGRAFO. En el caso del incumplimiento grave e insalvable que se determina cuando el informe del auditor indica que la puesta en operación de la planta o unidad de generación tendrá un atraso mayor a un año, contado a partir de la fecha de inicio del Periodo de Vigencia de la Obligación, la CREG, con el propósito de establecer plenamente la existencia del incumplimiento, determinar sus consecuencias y garantizar el derecho de defensa de los afectados, agotará el trámite previsto en los artículos 106 y ss. de la Ley 142 de 1994 y, en lo no previsto en ellos, aplicará las normas de la parte primera del Código Contencioso Administrativo que sean compatibles. En firme la decisión definitiva sobre la actuación y determinada la existencia del incumplimiento, se comunicará la decisión al ASIC y este adoptará las medidas correspondientes de acuerdo con la Resolución CREG 071 de 2006 y las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 9) (Fuente: R CREG 153/11, art. 2) (Fuente: R CREG 061/07, art. 13)

ARTÍCULO 2.19.2.1.8. Si durante el desarrollo del procedimiento administrativo de que trata el parágrafo del artículo 9o de la Resolución CREG 071 de 2006, inicia el periodo de vigencia de la Obligación de Energía Firme (OEF), hasta tanto la CREG resuelva el procedimiento administrativo, el ASIC se abstendrá de liquidar, recaudar y pagar el Cargo por Confiabilidad correspondiente a las OEF sobre las cuales versa la actuación.

Hasta tanto se resuelva la actuación, el obligado, agente o persona jurídica interesada, deberá cumplir con los compromisos y obligaciones asociados a las OEF, antes referidas, previstos en la regulación.

Si como resultado de la actuación administrativa no se determina la existencia del incumplimiento grave e insalvable del que trata el artículo 9o de la Resolución CREG 071 de 2006, dentro de los dos meses calendario siguientes a la fecha en que quede en firme la decisión definitiva sobre la actuación, el ASIC deberá expedir los ajustes a la facturación de los meses que correspondan en los cuales se incluya la liquidación de las OEF del Cargo por Confiabilidad dejado de liquidar, recaudar y pagar, desde el inicio del periodo de vigencia de la obligación.

Los ajustes a las facturaciones deberán ser expedidos en el marco de la Resolución CREG 084 de 2007 y aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO. En caso en que el total de meses en que se haya dejado de liquidar y recaudar el Cargo Por Confiabilidad, contados desde la fecha de inicio del periodo de vigencia de la obligación sea igual o superior a cinco (5) meses, el ASIC podrá realizar la expedición de por lo menos dos (2) ajustes por mes. Lo anterior sin detrimento de los demás ajustes a la facturación que deba expedir el ASIC.

(Fuente: R CREG 140/18, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.2.1.9. CONDICIONES DE OPERACIÓN DE LAS PLANTAS Y/O UNIDADES DE GENERACIÓN NUEVAS O ESPECIALES. Una vez entre en operación la planta o unidad de generación que respalda la Obligación de En ergía Firme, el generador quedará sometido al cumplimiento de todas las reglas de operación y en general a toda la regulación aplicable para las plantas existentes en el Sistema Interconectado Nacional y en el Mercado Mayorista de Energía.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 10)

ARTÍCULO 2.19.2.1.10. RETIRO DE AGENTES DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA QUE TENGAN ASIGNADAS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Durante el Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme, el agente podrá retirarse del mercado mayorista cuando haya enajenado la planta o unidad que respalda la Obligación de Energía Firme y haya cedido al adquirente los compromisos y derechos derivados de la Obligación asignada.

La cesión solamente se podrá hacer a agentes generadores inscritos en el mercado mayorista, que cumplan con la normatividad vigente para su participación en el mismo.

El agente cedente deberá mantener vigentes las garantías asociadas a la Obligación de Energía Firme asignada y será el responsable del cumplimiento de dicha Obligación, hasta cuando el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales acepte las garantías que deberá otorgar el cesionario en condiciones equivalentes a las exigidas al cedente.

El procedimiento y demás disposiciones aplicables al retiro del agente cuando tiene asignadas Obligaciones de Energía Firme se detallan en el numeral 1.6.1 del Anexo 1 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 11)

ARTÍCULO 2.19.2.1.11. RETIRO DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA DE AGENTES QUE NO TENGAN OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME ASIGNADAS. Las causales de retiro, las responsabilidades a que da lugar y las demás reglas para el retiro de un agente del Mercado Mayorista de Energía cuando no tiene asignadas Obligaciones de Energía Firme, serán las previstas en el numeral 1.6.2 del Anexo 1 de esta resolución, que modifica el artículo 12 de la Resolución CREG-024 de 1995.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 12)

ARTÍCULO 2.19.2.1.12. ENAJENACIÓN DE PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN QUE RESPALDAN OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME ASIGNADAS, SIN RETIRO DEL AGENTE DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA. Cuando se enajenen plantas y/o unidades de generación que respaldan una Obligación de Energía Firme asignada y el agente no se retire del mercado, se dará aplicación a lo dispuesto en el artículo 11 de esta resolución en lo relacionado con la cesión y la responsabilidad por el cumplimiento de la Obligación de Energía Firme asignada, sin perjuicio del cumplimiento de la normatividad vigente para las fusiones, adquisición de propiedad accionaria o de activos de generación.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 13)

ARTÍCULO 2.19.2.1.13. RETIRO DE PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN QUE RESPALDAN OBLIGACIÓN DE ENERGÍA FIRME ASIGNADA. Cuando una planta o unidad de generación que respalda una Obligación de Energía Firme sale del Sistema, cualquiera que sea la causa que provoque su salida, el agente la podrá retirar del mercado mayorista, cuando haya garantizado el cumplimiento de la Obligación de Energía Firme asignada, a través de la cesión de las Obligaciones de Energía Firme a uno o varios agentes generadores inscritos en el mercado mayorista, que cumpla con la normatividad vigente para su participación en el mismo y para recibir asignaciones de OEF conforme a la regulación aplicable.

El agente cedente de la OEF de la planta a retirar deberá mantener vigentes las garantías asociadas a la Obligación de Energía Firme asignada que tenga constituidas y será el responsable del cumplimiento de dicha Obligación, hasta cuando el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales acepte las garantías que deberá otorgar el cesionario en condiciones equivalentes a las exigidas al cedente.

En estos eventos el retiro de la planta o unidad se hará efectivo previa notificación y coordinación con el CND.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 14) (Fuente: R CREG 070/14, art. 4)

ARTÍCULO 2.19.2.1.14. RETIRO DE PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN QUE NO RESPALDAN OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Las plantas o unidades de generación que no respaldan Obligaciones de Energía Firme se podrán retirar libremente del mercado, previa notificación al CND y a la CREG. La reincorporación de la planta igualmente se podrá hacer previa notificación y coordinación con el CND.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 15)

ARTÍCULO 2.19.2.1.15. NORMAS COMUNES PARA EL RETIRO Y REINGRESO DE CUALQUIER PLANTA O UNIDAD DE GENERACIÓN. Se aplicarán las siguientes normas para el retiro y el reingreso de cualquier planta del Mercado Mayorista de Energía:

1. Para el retiro de una planta o unidad de generación se aplicarán las siguientes reglas:

a) Si el agente desea conservar la capacidad de transporte asignada, asociada a la planta o unidad de generación que va a ser retirada, hasta por un año, contado desde la fecha de retiro efectivo, deberá efectuar el depósito establecido en la regulación vigente. En caso contrario, perderá la capacidad de transporte asignada a partir del retiro efectivo;

b) Al cabo de un año, contado desde la fecha en que se produjo el retiro de una planta o unidad, expirará la capacidad de transporte asignada que tenía en el Sistema Interconectado Nacional la planta o unidad de generación retirada, caso en el cual para la reincorporación de estos activos al sistema y al mercado, el agente deberá cumplir el procedimiento vigente para la asignación de la capacidad de transporte, y

c) Cuando el retiro de una planta tenga como única causa la voluntad del agente, deberá informar por lo menos con tres (3) meses de antelación a la CREG, con copia al CND y al ASIC, la fecha prevista para el retiro.

Si de acuerdo con el concepto del CND, el retiro de la planta o de la unidad de generación pueda comprometer la seguridad energética o eléctrica del Sistema Interconectado Nacional, el CND deberá identificar las medidas o inversiones necesarias que suplan la ausencia de esta generación e informar de tal situación al agente generador y a los demás agentes que puedan resultar afectados. El CND hará efectivo el retiro de la planta a partir de la fecha que el agente haya definido como fecha de retiro.

2. Para el reingreso de una planta o unidad de generación se aplicarán las siguientes reglas:

a) Informar previamente a la CREG y al CND la intención de reincorporar la planta o unidad de generación al Sistema Interconectado Nacional;

b) Coordinar previamente con el CND las pruebas y demás maniobras a que haya lugar, de acuerdo con el Reglamento de Operación;

c) Cumplir previamente los requisitos exigidos en el Reglamento de Operación para la operación comercial en el Mercado Mayorista de Energía, y

d) En caso de haber perdido la asignación de la capacidad de transporte deberá obtener nuevamente dicha asignación, cumpliendo el trámite previsto en la regulación vigente.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 16)

Criterios técnicos de calidad para la operación y mantenimiento de plantas y-o unidades con obligaciones de energía firme asignadas

ARTÍCULO 2.19.2.2.1. CRITERIOS TÉCNICOS DE CALIDAD PARA LA OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE PLANTAS Y/O UNIDADES CON OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME ASIGNADAS. Los agentes con plantas y/o unidades que respaldan Obligaciones de Energía Firme (OEF), deberán asegurar que la operación y mantenimiento de tales plantas y/o unidades se realice con sujeción a procedimientos estandarizados a partir de Sistemas de Gestión de la Calidad con certificación ISO 9001 o una equivalente con reconocimiento internacional, teniendo en lo siguiente:

- Plantas existentes, en un plazo máximo de dos (2) años a partir de la fecha en que entre a regir la presente resolución.

- Plantas nuevas, especiales y existentes con obras, en un plazo máximo de dos (2) años a partir de la fecha de entrada en operación comercial.

La certificación deberá mantenerse vigente mientras tengan OEF asignadas.

Esta certificación será requisito para recibir asignaciones de OEF a partir de las fechas anteriormente señaladas.

(Fuente: R CREG 005/09, art. 1)

Mecanismo de tomadores del cargo por confiabilidad para asignaciones de obligaciones de energía firme a plantas nuevas

ARTÍCULO 2.19.2.3.1. MECANISMO DE TOMADORES DEL CARGO POR CONFIABILIDAD PARA ASIGNACIÓN DE OEF. El mecanismo de tomadores del Cargo por Confiabilidad para asignación de OEF se regirá por las siguientes reglas:

i. Participantes. Podrán participar plantas nuevas y/o en construcción despachadas centralmente, que no tengan asignaciones de OEF.

Las plantas nuevas y/o construcción que se presenten deberán cumplir con lo definido en el artículo 3 de la Resolución CREG 139 de 2011 y aquellas que la modifiquen o sustituyan.

ii. Garantías. El agente y/o promotor deberá entregar al ASIC la garantía, según corresponda, de acuerdo con los capítulos 4 al 8 del reglamento de garantías del Cargo por Confiabilidad, adoptado con la Resolución CREG 061 de 2007 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

Si la planta respalda la OEF con infraestructura de importación de GNI se deberá cumplir con lo definido en la Resolución CREG 106 de 2011, o para infraestructura de importación de GLP se deberá cumplir con lo definido en la Resolución CREG 002 de 2019, en lo pertinente a las garantías.

En el caso de que se requiera simultáneamente garantías de las que trata la Resolución CREG 061 de 2007 y garantías por la infraestructura de importación, según lo definido en la Resolución CREG 106 de 2011 o Resolución CREG 002 de 2019, el agente podrá optar constituir una sola garantía que garantice los diferentes eventos y cuyo monto corresponda al mayor valor a garantizar. La ejecución de la garantía por el monto asegurado se dará por el incumplimiento de cualquiera de los eventos garantizados.

iii. Asignación de OEF. Las plantas participantes en el mecanismo de tomadores tendrán Obligaciones de Energía Firme (OEF) por un período fijo de diez (10) años continuos, donde el inicio del periodo de vigencia de obligación, IPVO, será en un período para el cual no se hayan realizado asignaciones por medio de una subasta o de los mecanismos de asignación administrada previstos en la Resolución CREG 071 de 2006.

El ASIC verificará que el IPVO cumpla con lo definido en el presente numeral.

iv. Oportunidad de presentarse. Los agentes generadores y/o promotores con plantas nuevas y/o en construcción podrán solicitar asignación de obligaciones mediante el mecanismo de tomadores, en los términos de los numerales i a iii del presente artículo, para cualquier período futuro para el cual no se haya realizado la asignación de OEF, bien sea porque no se haya convocado para asignar por subasta o por el mecanismo de asignación administrada del Cargo por Confiabilidad. Para el trámite de la solicitud, deberán cumplir el cronograma previsto en el anexo de la presente resolución.

En cualquier caso, la solicitud de asignaciones de OEF que se haga cumpliendo con los requisitos señalados en los numerales i y ii, deberá realizarse con una anticipación mayor a un año del inicio del período de vigencia de la obligación (IPVO).

Ante el incumplimiento de los plazos señalados en la presente resolución por parte del agente, se entiende que dicho agente desiste de la solicitud.

Si durante el proceso descrito en el anexo, y antes de que el ASIC haya expedido el certificado de asignación de que trata numeral vii del presente artículo, la CREG llega a convocar una subasta o una asignación administrada, se considerará que el proceso se da por terminado.

XM S.A. E.S.P., definirá el medio por el cual los agentes pueden entregar la documentación y las declaraciones de parámetros y ENFICC.

v. Remuneración. Las plantas nuevas y/o construcción a las que se les asignen OEF mediante este mecanismo, serán remuneradas a nueve dólares de los Estados Unidos de América de febrero de 2019 por megavatio hora (USD 9.0_feb/2019/MWh). El anterior valor se actualizará aplicando lo definido en el artículo 29 de la Resolución CREG 071 de 2006.

vi. Obligaciones. Las plantas que sean asignadas con OEF con el mecanismo de tomadores de que trata esta resolución, deberán cumplir todas las obligaciones definidas en la Resolución CREG 071 de 2006 y demás que la modifiquen o complementen, según corresponda al tipo de planta.

También, deberán cumplir lo definido en las Resoluciones CREG 085 de 2007 y CREG 181 de 2010, según corresponda.

vii. Certificado de la asignación de Obligaciones de Energía Firme. Una vez el agente cumpla con los requisitos señalados en los numerales anteriores del presente artículo, el ASIC expedirá el certificado de que trata el artículo 32 de la Resolución CREG 071 de 2006.

(Fuente: R CREG 132/19, art. 1) (Fuente: R CREG 176/21, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.2.3.2. CANTIDAD MÁXIMA A ASIGNAR CON OEF POR EL MECANISMO DE TOMARES DEL CARGO POR CONFIABILIDAD. La cantidad máxima a asignar con OEF para los períodos que pueden optar, cumplirá las siguientes reglas:

i. El valor de la cantidad máxima lo calculará XM S.A. E.S.P. como el promedio del incremento de la Demanda Comercial Nacional, en GWh-año, de los últimos dos (2) períodos del cargo cumplidos, multiplicado por tres (3).

El cálculo lo publicará XM en su página web dentro de los diez (10) días hábiles del mes siguiente a la finalización del período cargo. El valor publicado se entenderá como la cantidad máxima vigente hasta que se cumpla otro periodo cargo.

ii. Para el siguiente período cargo, se tomará como la cantidad máxima a publicar, la mayor entre la que se está calculando, según lo definido en el numeral i., y la cantidad vigente. Este numeral aplica a partir del segundo cálculo de la cantidad máxima.

iii. Las cantidades se asignarán en el orden en que se van cumpliendo los requisitos, hasta llegar a la cantidad máxima mencionada anteriormente.

iv. Cada vez que se haga una asignación, XM deberá informar en su página web las cantidades pendientes para llegar a la cantidad máxima.

v. Las asignaciones a diferentes plantas de generación para un mismo período cargo, no podrán superar la última cantidad máxima publicada.

(Fuente: R CREG 132/19, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.2.3.3. VIGENCIA DEL MECANISMO DE TOMADORES DEL CARGO POR CONFIABILIDAD. El mecanismo de tomadores del Cargo por Confiabilidad para asignación de OEF tendrá un período de aplicación limitado en el tiempo, el cual se determinará de acuerdo con la cantidad de energía firme que se incorpore al sistema. La CREG valorará la pertinencia de modificar o eliminar el mecanismo de tomadores, e informará mediante resolución el momento a partir del cual el mecanismo dejará de aplicarse.

(Fuente: R CREG 132/19, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.2.3.4. ANEXO. Cronograma para acogerse al mecanismo de tomadores del Cargo por Confiabilidad

No.	Actividad	Descripción	Responsable	Fecha
1	Entrega de documentos y declaración de parámetros	1. La totalidad de parámetros establecidos en el numeral 5.2 del Anexo 5 de la Resolución CREG 071 de 2006, y Resolución CREG 153 de 2013, Resolución CREG 132 de 2014, Resolución CREG 167 de 2017, Resolución CREG 201 de 2017. Esta información deberá ser remitida haciendo uso de los formatos establecidos para tal fin.	Agente y/o promotor interesado	Cualquier fecha desde la entrada en vigencia de la presente resolución, cumpliendo lo establecido en cuanto a la oportunidad de la solicitud.
		2. Certificación expedida por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) con fecha de expedición no mayor a noventa (90) días calendario, en la que conste que el proyecto está inscrito en el registro de proyectos de generación de energía eléctrica, mínimo en fase 2 para plantas nuevas y en fase 3 para plantas en construcción.
		3. Certificación expedida por la UPME con fecha de expedición no mayor a noventa (90) días calendario, en la que conste la aprobación del estudio de conexión a la red de transmisión.
		4. En el caso de plantas hidráulicas, deberán remitir los registros históricos de caudales promedio mensual de los ríos que son aprovechables y aportan a la planta, con una extensión mínima de veinte (20) años. En el caso de plantas con combustible de origen agrícola, deberán cumplir con lo exigido en la Resolución CREG 153 de 2013. En el caso de plantas geotérmicas, deberán remitir la información establecida en la Resolución CREG 132 de 2014. En el caso de plantas eólicas, deberán remitir la información establecida en la Resolución CREG 167 de 2017. En el caso de plantas solares fotovoltaicas deberán remitir la información establecida en la Resolución CREG 201 de 2017.
		5. Cronograma de construcción y Curva S de la planta, y de la infraestructura de importación en caso de que aplique.

No.	Actividad	Descripción	Responsable	Fecha
2	Verificación y solicitud de aclaraciones de documentos y parámetros	Verificación de los documentos y parámetros reportados	CND	4 días hábiles después de la entrega de documentos y declaración parámetros.
-	-	Solicitud de aclaraciones a los documentos y parámetros reportados	CND	2 días hábiles después de la verificación
3.	Entrega de aclaraciones parámetros	Entrega de las aclaraciones solicitadas por el CND	Agentes interesados	3 días hábiles después de la solicitud realizada por el CND conforme el numeral 2 del presente cronograma.
4.	Declaración de ENFICC y fecha de inicio delperíodo de vigencia	Declaración de ENFICC y fecha de inicio del período de vigencia de la obligación. Los informes de auditoría y/o dictamen técnico que se entregan con la declaración de ENFICC, de acuerdo con las Resoluciones CREG 167 y CREG 201 de 2017, se entregarán al CND. Esta información deberá ser remitida haciendo uso de los formatos establecidos para tal fin.	Agentes interesados	5 días hábiles después de finalizado el período de entrega de aclaraciones establecido en el numeral 3.
5.	Verificación y solicitud de aclaraciones de la ENFICC y periodo de vigencia	Verificación del cálculo de la ENFICC, según tecnología, y periodo de vigencia de la obligación, de acuerdo con la regulación.	CND	3 días hábiles después de finalizada la declaración de ENFICC
-	-	Solicitud de aclaraciones a la ENFICC y fecha de inicio del período de vigencia	CND	2 días hábiles después de finalizada la verificación
6.	Entrega de aclaraciones ENFICC y fecha de inicio del período de vigencia	Entrega de las aclaraciones solicitadas por el CND	Agentes interesados	3 días hábiles después de finalizada la verificación y solicitud de aclaraciones de ENFICC
7.	Publicación de parámetros y ENFICC	Publicación en la página web de XM de los parámetros y ENFICC verificados	CND	3 días hábiles después de finalizada la entrega de aclaraciones de ENFICC

No.	Actividad	Descripción	Responsable	Fecha
8	Entrega de garantías	Entrega de las garantías de acuerdo con lo definido en las Resoluciones CREG 061 de 2007, CREG 106 de 2011, CREG 002 de 2019 y el artículo 1 de la Resolución CREG 132 de 2019.	Agente y/o promotor	Dentro de los 5 días hábiles a la publicación de parámetros y ENFICC
9.	Verificación y solicitud de aclaraciones de las garantías	Verificación de garantías de acuerdo con la Resoluciones CREG 061 de 2007, CREG 106 de 2011, CREG 002 de 2019 y el artículo 1 de la Resolución CREG 132 de 2019.	ASIC	3 días hábiles después de entrega de garantías
		Solicitud de aclaraciones de las garantías	ASIC	2 días hábiles después de la verificación

10.

Entrega de aclaraciones a garantías

Entrega de las aclaraciones solicitadas por el ASIC

Agentes interesados

5 días hábiles después de finalizada la verificación y aclaraciones de las garantías

(Fuente: R CREG 132/19, art. ANEXO) (Fuente: R CREG 176/21, art. 3)

Subasta para la asignación de obligaciones de energía firme

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.19.3.1.1. SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Excepto en los casos previstos específicamente en esta resolución, las Obligaciones de Energía Firme se asignarán entre los agentes participantes mediante una Subasta de Obligaciones de Energía Firme.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 17)

ARTÍCULO 2.19.3.1.2. OPORTUNIDAD PARA LLEVAR A CABO LA SUBASTA O EL MECANISMO DE ASIGNACIÓN QUE HAGA SUS VECES. Durante el primer semestre de cada año la CREG verificará si la suma de la ENFICC de cada una de las plantas y/o unidades de generación es mayor o igual a la Demanda Objetivo calculada para el año que inicia el 1o de diciembre del año t+p, de acuerdo con lo establecido en el artículo 19 de esta resolución.

La CREG fijará, mediante resolución, la oportunidad en que el ASIC debe llevar a cabo la Subasta o el mecanismo de asignación que haga sus veces; así como el cronograma de las actividades que deben ejecutarse duran te los Períodos de Precalificación y de Planeación de la Subasta, o las fechas máximas de ejecución de las actividades asociadas al mecanismo de asignación, según sea el caso.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 18)

ARTÍCULO 2.19.3.1.3. PERÍODO DE PLANEACIÓN. Para una Subasta o el mecanismo de asignación que haga sus veces, que se realice en el año t, el Período de Planeación finalizará el treinta (30) de noviembre del año t+p. El valor de p será el que defina la CREG.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 19) (Fuente: R CREG 101/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.3.1.4. AGENTES HABILITADOS PARA PARTICIPAR EN LA SUBASTA O EN EL MECANISMO DE ASIGNACIÓN QUE HAGA SUS VECES. Unicamente podrán participar en la Subasta, o en el mecanismo de asignación que haga sus veces, aquellos agentes propietarios o que representen comercialmente plantas y/o unidades de generación a las cuales se les haya determinado la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad, de acuerdo con la metodología establecida en el Capítulo IV de esta resolución; y que hayan cumplido con los siguientes requisitos según el tipo de planta o unidad de generación:

1. Plantas y/o unidades de generación Nuevas o Especiales.

Los propietarios de plantas y/o unidades de generación nuevas o especiales, o quienes los representen comercialmente, deberán:

a) Aportar Certificación expedida por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), en la que conste que el proyecto está inscrito en el registro de proyectos de generación de energía eléctrica, mínimo en la fase 2;

b) Aportar Certificación expedida por la UPME, en la que conste la presentación ante esa entidad del estudio de conexión a la red de transmisión;

c) Constituir una garantía de cumplimiento de la fecha de inicio de la operación comercial de la planta y/o unidad de generación en instalación o por instalar o repotenciar con la ENFICC que se le asigne en la Subasta.

d) En el caso de plantas hidráulicas, deberán disponer de registros históricos, con una extensión mínima de veinte (20) años, de caudales promedio mensual de los ríos que aportan a la planta;

e) Cumplir los pasos previstos del Período de Precalificación de la Subasta que se establecen en el numeral 2.2 del Anexo 2 de esta resolución.

2. Plantas y/o unidades de generación existentes:

Los propietarios de plantas y/o unidades de generación térmicas existentes, o quienes los representen comercialmente, deberán:

a) Entregar la garantía que asegure que presentará el contrato de combustible necesario para cubrir la Obligación de Energía Firme que le sea asignada en la subasta.

b) Aportar copia de las licencias ambientales asociadas a la operación con el combustible o combustibles elegidos por el generador para respaldar su ENFICC. En caso de no ser requeridas por la autoridad ambiental pertinente los propietarios de la planta y/o unidad de generación o quien lo represente comercialmente deberán enviar una comunicación informando este hecho;

c) Cumplir los pasos del Período de Precalificación de la Subasta que se establecen en el numeral 2.2 del Anexo 2 de esta resolución.

PARÁGRAFO. Las plantas y/o unidades de generación no despachadas centralmente no participarán en la Subasta. Para los efectos de esta resolución, los Cogeneradores recibirán el mismo tratamiento de las Plantas no Despachadas Centralmente.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 20) (Fuente: R CREG 061/07, art. 14)

ARTÍCULO 2.19.3.1.5. REGLAS APLICABLES A LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Las Subastas para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme serán realizadas aplicando el numeral 2.3 del Anexo 2 de esta resolución.

PARÁGRAFO. Para los casos en los cuales a la apertura de la Subasta no se presenten agentes propietarios o que representan comercialmente plantas y/o unidades de generación nuevas, el Administrador de la Subasta la dará por terminada e informará a la CREG de conformidad con el Protocolo* de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 21)

ARTÍCULO 2.19.3.1.6. ADMINISTRADOR DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME O ADMINISTRADOR DE LA SUBASTA. Para todos los efectos las funciones de administración de las Subastas para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme serán realizadas por el ASIC.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 23)

ARTÍCULO 2.19.3.1.7. AUDITOR DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME O AUDITOR DE LA SUBASTA. El Auditor de la Subasta será una persona natural o jurídica que deberá contratar el Administrador de la Subasta, y q ue se encargará de verificar la correcta aplicación de la regulación vigente para el desarrollo de la Subasta.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 24)

ARTÍCULO 2.19.3.1.8. REGLAS PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME PARA LOS CASOS EN LOS CUALES NO SE REQUIERA LA REALIZACIÓN DE UNA SUBASTA. Para los años que la CREG determine que no se requiere la realización de una Subasta, las Obligaciones de Energía Firme serán asignadas por el ASIC a cada uno de los generadores a prorrata de su Enficc de tal manera que se cubra la Demanda Objetivo descontando las Obligaciones de Energía Firme asignadas anteriormente y vigentes en el período a subastar y la Enficc de las Plantas no Despachas Centralmente con contratos. Para tal efecto se utilizará la declaración de Enficc más reciente hecha por cada agente generador.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 25) (Fuente: R CREG 019/08, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.3.1.9. PRECIO DEL CARGO POR CONFIABILIDAD CUANDO SE HA REALIZADO SUBASTA. Para los años en los cuales se realice Subasta, y se hayan cumplido las condiciones establecidas en el numeral 2.3 del Anexo 2 de esta resolución, el Cargo por Confiabilidad correspondiente a todas las Obligaciones de Energía Firme asignadas en esa Subasta se pagará al Precio de Cierre de la Subasta, salvo los casos especiales de que tratan el artículo 27 y el artículo 30 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 26)

ARTÍCULO 2.19.3.1.10. PRECIO DEL CARGO POR CONFIABILIDAD EN CASOS ESPECIALES DE SUBASTA. El precio del Cargo por Confiabilidad en Casos Especiales de Subasta se determinará de acuerdo con lo establecido en el Reglamento de la Subasta contenido en el Anexo 10 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 27) (Fuente: R CREG 101/07, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.3.1.11. PRECIO DEL CARGO POR CONFIABILIDAD CUANDO NO HAY SUBASTA. Para los años en los que no se realice Subasta, el Cargo por Confiabilidad de las Obligaciones de Energía Firme asignadas según el artículo 25 se pagará al Precio de Cierre de la última Subasta que haya cumplido con las condiciones establecidas en el numeral 2.3 del Anexo 2 de esta resolución.

El precio de estas obligaciones se calculará utilizando la siguiente fórmula:

Donde:

P_{i, NS}:	Precio de la Obligación de Energía Firme respaldada con la planta o unidad de generación i, aplicable entre el 1o de diciembre del año en que no se realizó Subasta, NS, y el 30 de noviembre del año siguiente.
PC_SE:	Precio de cierre de la última subasta que cumplió con las condiciones establecidas en el numeral 2.3 del Anexo 2 de esta resolución.
IPP_{nov, NS}:	Indice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200), para el mes de noviembre del año NS.
IPP_SE:	Indice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200), para el mes y el año del Precio de Cierre PC_SE".

(Fuente: R CREG 071/06, art. 28) (Fuente: R CREG 079/06, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.3.1.12. ACTUALIZACIÓN DEL CARGO POR CONFIABILIDAD. El precio de las Obligaciones de Energía Firme se actualizará a partir de cada 1o de diciembre, siempre y cuando hayan transcurrido más de seis (6) meses desde la fecha en que fue asignada la obligación, utilizando la siguiente fórmula:

Donde:

P_i,t:	Precio de la Obligación de Energía Firme respaldada con la planta o unidad de generación i, aplicable entre el 1o de diciembre del año t y el 30 de noviembre del año t+1, expresado en dólares por kilovatio hora (US$/kWh).
P_{i, asignación}:	Precio al que fue asignada la Obligación de Energía Firme respaldada con la planta o unidad de generación i, expresado en dólares por kilovatio hora (US$/kWh).
IPP_nov,t:	Indice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200), para el mes de noviembre del año t.
IPP_asignación:	Indice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200), para el mes y el año en que se efectuó la asignación de la Obligación de Energía Firme. Para las asignaciones de Obligaciones de Energía Firme realizadas en el período diciembre de 2006 a noviembre de 2007, el Indice de Precios al Productor será el correspondiente a noviembre del año 2006.

PARÁGRAFO. Para los períodos de vigencia entre el primero (1o) de diciembre de 2007 a treinta (30) de noviembre de 2008, primero (1o) de diciembre de 2008 a treinta (30) de noviembre de 2009 y primero (1o) de diciembre de 2009 a treinta (30) de noviembre de 2010, el precio del Cargo por Confiabilidad que se aplicará será el que resulte de utilizar la siguiente fórmula:

Donde:

Pdic_t,nov_t+1:	Precio del Cargo por Confiabilidad, expresado en dólares por megavatios hora (US$/MWh), aplicable entre el 1o de diciembre del año t y el 30 de noviembre del año t+1, donde t es 2007, 2008 ó 2009 según el período de vigencia que corresponda.
IPPnov_t:	Indice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200), para el mes de noviembre del año t.
IPPnov₂₀₀₆:	Indice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200), para el mes de noviembre del año 2006".

(Fuente: R CREG 071/06, art. 29) (Fuente: R CREG 022/08, art. 1) (Fuente: R CREG 019/08, art. 3) (Fuente: R CREG 101/07, art. 4) (Fuente: R CREG 061/07, art. 15) (Fuente: R CREG 079/06, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.3.1.13. BANDA PARA LOS VALORES APLICABLES A LAS PLANTAS Y/O UNIDADES DE GENERACIÓN EXISTENTES EN LOS PRIMEROS TRES AÑOS DE SUBASTAS. Para la definición del precio del Cargo por Confiabilidad aplicable a las Obligaciones de Energía Firme respaldadas con plantas y/o unidades de generación existentes, que se asignen en las primeras tres Subastas, la CREG podrá fijar un valor máximo y un valor mínimo. Estos valores serán incorporados en el Protocolo* de la Subasta.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 30)

ARTÍCULO 2.19.3.1.14. PARTICIPACIÓN EN LA SUBASTA CON PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN CON PERÍODOS DE CONSTRUCCIÓN SUPERIORES AL PERÍODO DE PLANEACIÓN DE LA SUBASTA. Quienes desarrollen plantas o unidades de generación con periodos de construcción superiores al Período de Planeación de las obligaciones de Energía Firme que se subastan en el año t pero inferiores o iguales a diez (10) años (en adelante GPPS), podrán optar por recibir asignaciones de Obligaciones de Energía Firme hasta diez (10) años antes del inicio del Período de Vigencia de las mismas, de conformidad con el procedimiento establecido en el Anexo 11 de esta resolución.

PARÁGRAFO. El ASIC someterá a consideración de la CREG, a más tardar dentro de los dos (2) meses siguientes a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, el Reglamento de la Subasta de Sobre Cerrado, de que trata el Anexo 11 de esta resolución, para el caso de plantas y/o unidades de generación GPPS, el cual deberá contener, entre otros aspectos, plazo para manifestar el retiro del proyecto por parte de los agentes, contenido del sobre, tiempo de preparación, condiciones de entrega del sobre, forma de establecer el precio marginal, y entrega de garantías.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 31) (Fuente: R CREG 101/07, art. 5) (Fuente: R CREG 085/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.3.1.15. CERTIFICACIÓN DE LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Una vez que el agente reciba su asignación de Obligaciones de Energía Firme, ya sea como resultado de una Subasta o del mecanismo que haga sus veces, y entregue a la CREG los contratos de suministro y transporte de combustibles y las garantías exigidas según el caso dentro de los plazos estipulados para ello en el cronograma establecido en el artículo 18 de esta resolución, el ASIC expedirá una certificación de la asignación de Obligaciones de Energía Firme para cada una de las plantas y/o unidades de generación. Esta certificación deberá contener como mínimo:

1. La identificación de las leyes colombianas que crearon y regulan el Sistema Interconectado Nacional y el Mercado Mayorista de Energía.

2. La identificación de las leyes colombianas que le atribuyen la función de Administración del Sistema de Intercambios Comerciales de Energía en el Mercado Mayorista.

3. La identificación de las leyes colombianas que imponen la Obligación de Valorar la Capacidad de Generación de Respaldo de la oferta eficiente.

4. La Resolución de la CREG que ordenó adelantar la respectiva Subasta, o el mecanismo que haga sus veces, para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad.

5. La Obligación de Energía Firme que le fue asignada al respectivo agente.

6. El Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme Asignada.

7. El precio de escasez que corresponda, precio marginal de escasez o el precio de escasez del Anexo 1 de la presente resolución, según el proceso de asignación en que haya participado y el Precio de Cierre de la Subasta.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 32) (Fuente: R CREG 140/17, art. 12)

ARTÍCULO 2.19.3.1.16. NORMATIVIDAD APLICABLE Y VIGENCIA DE LAS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Cada Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme se regirá por la normatividad que regule la realización de la Subasta, que esté vigente en el momen to de iniciar dicho proceso.

La CREG podrá modificar hacia el futuro las normas contenidas en la presente resolución, con arreglo a lo que dispongan las normas superiores, buscando en todo caso que se remunere la capacidad de generación de respaldo de que trata el artículo 23 de la Ley 143 de 1994.

No obstante, las Obligaciones de Energía Firme que se asignen a cada generador tendrán el Período de Vigencia que esté definido en las normas que rigieron la realización de la Subasta, durante el cual se pagará la correspondiente remuneración prevista en esas mismas normas, sin perjuicio de los casos de incumplimiento por parte del generador previstos en la regulación, que le afecten la asignación y su remuneración.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 33)

Normas sobre funcionamiento del mercado mayorista tendientes a promover la competencia

ARTÍCULO 2.19.3.2.1. PROMOCIÓN DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Para llevar a cabo las Subastas para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme que se remuneran mediante el Cargo por Confiabilidad, reguladas por la Resolución CREG-071 de 2006 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o adicionen, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales adelantará, con la debida anticipación, un proceso de promoción con el alcance que se define en el Artículo siguiente.

Para este proceso de promoción, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales contratará un Promotor de la Subasta, mediante un proceso de selección objetiva, en la oportunidad que defina la Comisión a través de la Resolución de que trata el artículo 17 de la Resolución CREG-071 de 2006, o aquellas que la modifiquen adicionen o sustituyan. Los costos de esta contratación serán remunerados de acuerdo con lo establecido en la Resolución que aprueba el Ingreso Regulado o la respectiva metodología de remuneración del ASIC.

PARÁGRAFO. Para la primera Subasta de Asignación de Obligaciones de Energía Firme, el ASIC deberá contratar un Promotor de la Subasta que comience actividades a más tardar el 1o de junio de 2007.

(Fuente: R CREG 112/06, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.3.2.2. ALCANCE DEL PROCESO DE PROMOCIÓN. El proceso de promoción de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme, deberá comprender, como mínimo, los siguientes aspectos:

1. Producir oportunamente los documentos que se determinen y que se requieran para realizar la promoción de la primera subasta y que incluyan como mínimo los siguientes aspectos: presentaciones sobre la oportunidad de la inversión, cuadernos de promoción, compilación de la normatividad existente y estadísticas sobre el país y el sector.

2. Diseñar y llevar a cabo un plan de divulgación y promoción en el mercado nacional e internacional.

3. Organizar y promover reuniones o ruedas de negocios a nivel nacional e internacional.

4. Identificar posibles participantes, actuales y nuevos.

5. Identificar proyectos actuales que aún se encuentran en proceso de búsqueda de financiación o socios estratégicos.

6. Coordinar y apoyar el proceso de preguntas y respuestas que surjan durante la promoción de la subasta.

(Fuente: R CREG 112/06, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.3.2.3. CRITERIOS PARA EVALUAR LA CONCURRENCIA EN LA SUBASTA. Para efectos del contrato de que trata el Artículo 1 de la presente Resolución, el éxito de la promoción de la subasta se medirá con los siguientes criterios:

Número de nuevos agentes participantes en la subasta;

Cantidad de energía ofertada por nuevos agentes al inicio de la subasta; y

Número de nuevos agentes que resulten con asignación de Obligaciones de Energía Firme en la subasta.

(Fuente: R CREG 112/06, art. 3)

Normas sobre la promoción de la subasta para la asignación de obligaciones de energía firme

ARTÍCULO 2.19.3.3.1. VISTO BUENO A LOS TÉRMINOS DE REFERENCIA PARA CONTRATAR A UN PROMOTOR DE LA SUBASTA. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), si lo considera conveniente, podrá enviar a la Comisión, antes de la apertura de la convocatoria, los Términos de Referencia para su visto bueno.

PARÁGRAFO 1o. Si el ASIC lo considera conveniente, también podrá enviar para visto bueno de la Comisión, las Adendas a los Términos de Referencia que resulten durante la etapa de la convocatoria.

PARÁGRAFO 2o. La Comisión, de acuerdo con sus competencias, se pronunciará sobre las Adendas que le sean enviadas por el ASIC para su revisión.

PARÁGRAFO 3o. En caso de que el ASIC lo considere conveniente, podrá remitir a la CREG para su respuesta, las preguntas que surjan durante la convocatoria, siempre y cuando sean competencia de la Comisión.

(Fuente: R CREG 008/07, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.3.3.2. CONDICIONES PARA ENTRAR A LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Además de las condiciones establecidas en la Resolución CREG-071 de 2006 y las demás que la adicionen o modifiquen, los agentes que deseen participar en una Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme, como requisito previo para entrar a participar en la misma, deberán manifestar ante el Administrador de la Subasta, mediante comunicación suscrita por el representante legal, que aceptan la obligación de pagar al Promotor de la Subasta, el valor de la Comisión de Exito que le liquidará el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, si resultan con asignación de Obligación de Energía Firme.

Para estos mismos efectos, los agentes que deseen pa rticipar en la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme, deberán otorgar, a favor del Promotor de la Subasta y como requisito previo para entrar a participar en la misma, una garantía que cubra el pago del valor de la Comisión de Exito de la Promoción.

PARÁGRAFO 1o. El valor que deberá cubrir con la garantía cada agente participante en la Subasta será mínimo de $ 0.062 dólares americanos por cada megavatio hora de ENFICC declarada para participar en la Subasta.

PARÁGRAFO 2o. Solamente se aceptarán los tipos de Garantías definidos en la Resolución CREG 061 de 2007. Para establecer la equivalencia en pesos colombianos se tendrá en cuenta la TRM del Lunes anterior a la fecha presentación de la garantía, publicada por la Superintendencia Financiera.

PARÁGRAFO 3o. Las garantías constituidas para amparar el valor de la Comisión de Exito deberán estar vigentes desde la fecha de presentación de las mismas hasta dos meses después de la fecha prevista por la CREG para la primera Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme.

PARÁGRAFO 4o. Se constituirá en Evento de Incumplimiento de la garantía de que trata este artículo, el no pago de la Comisión de Exito dentro de los 5 días hábiles siguientes a la fecha en que el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales entregue al agente la liquidación prevista en el artículo 6o de esta resolución.

(Fuente: R CREG 008/07, art. 5) (Fuente: R CREG 030/08, art. 7)

ARTÍCULO 2.19.3.3.3. PROCEDIMIENTO PARA LA LIQUIDACIÓN DE LA COMISIÓN DE EXITO. Una vez finalice la Subasta, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) procederá a liquidar el valor que a cada agente participante en la Subasta le corresponda pagar por concepto de Comisión de Exito, en forma proporcional a las Obligaciones de Energía Firme asignadas como resultado de la Subasta, para el primer año.

(Fuente: R CREG 008/07, art. 6)

ARTÍCULO 2.19.3.3.4. METODOLOGÍA PARA CALCULAR LA COMISIÓN DE EXITO. Para los efectos de la promoción de la Subasta de que trata la Resolución CREG 112 de 2006, la Comisión de Exito que se pagará al Promotor de la Subasta será la que resulte de aplicar la siguiente fórmula:

Donde:

COMEXP:	Valor en dólares americanos por concepto de Comisión de Exito que recibirá el Promotor de la Subasta conforme a la metodología que se establece en este Artículo.
COMEX:	Comisión de Exito en dólares americanos resultante del proceso de selección del Promotor de la Subasta.
	Factor igual a cinco décimas (0.50) si se cumple la siguiente condición: Que en la primera ronda de la Subasta se presenten mínimo dos (2) Agentes Nuevos con Plantas y/o Unidades de Generación y que al menos una de ellas sea de 700 GWh Año o más de ENFICC. De no cumplirse dicha condición, este factor será igual a cero (0).
	Factor entre cero (0) y cinco décimas (0.50) de acuerdo con la siguiente ecuación:

Donde:

X:	Precio de apertura de la ronda en la que el último Agente Nuevo con una Planta y/o Unidad de Generación con al menos 700 GWh año o más de ENFICC se haya retirado de la subasta. En caso de que un Agente Nuevo con una Planta y/o Unidad de Generación con al menos 700 GWh año o más de ENFICC resulte con asignación de Obligaciones de Energía Firme en la Subasta, X es igual Pc.
P_A:	Precio de apertura de la Subasta establecido por la CREG en la Resolución de que trata el artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006.
P_C:	Precio de cierre de la Subasta

Los valores de X y P_C se obtienen en la Subasta.

PARÁGRAFO. Para establecer la equivalencia de COMEXP en pesos colombianos se tendrá en cuenta la TRM del último día hábil del mes anterior a la realización de la Subasta, publicada por la Superintendencia Financiera.

(Fuente: R CREG 008/07, art. 7) (Fuente: R CREG 029/07, art. 2)

Disposiciones sobre la subasta para la asignación de obligaciones de energía firme del cargo por confiabilidad

ARTÍCULO 2.19.3.4.1. PLANTAS Y/O UNIDADES DE GENERACIÓN TÉRMICAS NUEVAS, ESPECIALES O EXISTENTES CON OBRAS QUE DESEEN PARTICIPAR EN LAS SUBASTAS DE ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Las plantas y/o unidades de generación térmicas nuevas, especiales o existentes con obras que deseen participar en las subastas de asignación de Obligaciones de Energía Firme, lo podrán hacer si sus costos variables de combustible estimados, CVCE, no superan el Precio de Escasez Parte Combustible, definido con la metodología del Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006, vigente en el mes para el cual se hace el cálculo del CVCE ni el precio marginal de escasez descontando los OCV y COM definidos en el artículo 1o de la Resolución 034 de 2001.

Para el cálculo de los CVCE se aplicará la siguiente ecuación:

Donde:

CVCE_,x:	Costo Variable de Combustible Estimado para la planta x en COP/MWh.
	Heat Rate de la planta x en MBTU/MWh. Corresponde al valor declarado en los parámetros de Cargo por Confiabilidad.
CPC_c,n:	Costo Promedio de Referencia del Combustible c para el mes n en COP/ MBTU. El mes n corresponde al último mes publicado por el ASIC.

PARÁGRAFO 1o. El CND deberá hacer la comprobación de lo definido en el presente artículo en el período de verificación de la ENFICC de que trata la Resolución CREG 071 de 2006.

PARÁGRAFO 2o. No se aplicará la verificación definida en el presente artículo para plantas térmicas que vayan a usar combustibles no fósiles. Sin embargo, de realizarse un cambio a combustible fósil se aplicará lo definido en el parágrafo 4o de este artículo.

PARÁGRAFO 3o. Las plantas y/o unidades de generación térmicas nuevas, especiales o existentes con obras que obtengan asignaciones de OEF en la subasta, podrán aplicar el cambio de combustible de que trata el artículo 12 de la Resolución CREG 085 de 2007 siempre y cuando los costos variables estimados para el nuevo combustible, CVCE, no superan el Precio de Escasez Parte Combustible, definido con la metodología del anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006 ni el precio marginal de escasez descontando los OCV y COM definidos en el artículo 1o de la Resolución 034 de 2001, y sean verificados en la auditoría de parámetros conforme a la metodología señalada en este artículo.

(Fuente: R CREG 139/11, art. 3) (Fuente: R CREG 140/17, art. 20)

ARTÍCULO 2.19.3.4.2. COSTOS PROMEDIO DE REFERENCIA POR COMBUSTIBLE (CPC). El ASIC dentro de los primeros quince (15) días del mes, publicará el CPC por combustible declarado por generadores térmicos, el cual se calculará aplicando la siguiente ecuación:

CPC_c,m:	Costo Promedio de Referencia del Combustible c para el mes m en $/MBTU.
CSC_c,i,j :	Costo de Suministro de Combustible en $/MBTU para el combustible c de la planta j en el día i del mes m.
CTC_c,i,j:	Costos de Transporte de Combustible en $/MBTU para el combustible c de la planta j en el día i del mes m.
k_c:	Número de plantas y/o unidades con combustible c.
n_m:	Número de días del mes m.
m:	Mes anterior al mes en el que se realiza el cálculo.

(Fuente: R CREG 139/11, art. 4)

Por la cual se convoca a una subasta de reconfiguración de venta de obligaciones de energía firme para el período 2022-2023

ARTÍCULO 2.19.3.5.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se establece el cronograma para que el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales del Mercado de Energía Mayorista lleve a cabo una subasta de reconfiguración de venta de OEF para el período de vigencia de obligaciones de energía firme que se define en la presente resolución, de acuerdo con las reglas establecidas en la Resolución CREG 051 de 2012.

(Fuente: R CREG 170/21, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.3.5.2. CONVOCATORIA PARA PARTICIPAR EN LA SUBASTA DE RECONFIGURACIÓN DE VENTA, SRCFV. La Comisión de Regulación de Energía y Gas convoca a todos los agentes con plantas o unidades de generación que tienen asignaciones de obligaciones de energía firme, OEF, para el período 2022-2023, a participar en la SRCFV para este período de vigencia de OEF en los plazos definidos en la presente resolución.

PARÁGRAFO: Conforme al balance actualizado de las OEF asignadas y las proyecciones de demanda del período 2022-2023, previo a la realización de la SRCFV, la CREG informará al ASIC la cantidad de OEF de venta a subastar para este período. En el caso de que la evaluación de dicho balance energético indique que, debido al crecimiento de la demanda ya no se cuente con exceso de OEF para el citado período, a través de Circular CREG de la Dirección Ejecutiva se informará a los interesados la cancelación y no realización de la subasta.

(Fuente: R CREG 170/21, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.3.5.3. PERÍODO DE VIGENCIA DE OEF DE VENTA QUE SE ASIGNARÁN EN LA SRCFV. En la subasta de reconfiguración de venta, SRCFV, se asignarán OEF de venta para el período de vigencia comprendido entre el 1 de diciembre de 2022 y el 30 de noviembre de 2023.

(Fuente: R CREG 170/21, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.3.5.4. CRONOGRAMA PARA EL REPORTE DE INFORMACIÓN POR QUIENES DESEEN PARTICIPAR EN LA SRCFV. Los agentes que deseen participar en la SRCFV para el período de vigencia comprendido entre el 1 de diciembre de 2022 y el 30 de noviembre de 2023, deberán remitir la información establecida en el Anexo de esta resolución en los plazos allí señalados.

PARÁGRAFO 1. Los plazos establecidos en el Anexo de la presente resolución vencerán a las 17:00 horas del respectivo día según la hora legal para Colombia, excepto para las etapas donde se establece otra hora de finalización de forma explícita. Los agentes que no cumplan los plazos y requisitos establecidos en el Anexo no serán considerados en la subasta de reconfiguración de venta.

PARÁGRAFO 2. La declaración de interés y toda la información que los agentes deben enviar al ASIC durante las etapas descritas en el cronograma de la SRCFV, deberá ser enviada en los formatos que disponga el ASIC.

(Fuente: R CREG 170/21, art. 4)

ARTÍCULO 2.19.3.5.5. TRANSICIÓN PARA PLANTAS EN CONSTRUCCIÓN. Los plazos para el cumplimiento de las obligaciones de actualización de garantías y registro de anillos de seguridad previstos en la Resolución CREG 061 de 2007, y de las auditorias de plantas de que trata el artículo 8 de la Resolución CREG 071 de 2006, se suspenderán para las plantas en construcción que tengan OEF asignadas para el período 2022-2023 en la fecha en que declaren interés de participar en la SRCFV.

Los plazos para el cumplimiento de las obligaciones señaladas en el presente artículo se reanudarán a partir del día hábil siguiente a la publicación de los resultados de la subasta, o de la publicación de la Circular CREG que cancele la misma, lo que ocurra primero; y vencerán el 21 de enero de 2022.

(Fuente: R CREG 170/21, art. 5) (Fuente: R CREG 211/21, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.3.5.6. ANEXO. Cronograma para reporte de información por parte de quienes deseen participar en la subasta de reconfiguración de venta para el periodo 2022-2023

Etapa	Tipo	Descripción	Responsable	Fecha
1	Declaración de interés	Comunicación por parte del representante legal mediante la cual se informa al ASIC el interés de participar en la subasta de reconfiguración de venta.	Agente generador	Hasta el 12-11-2021
2	Representación de los participantes	Documentación original a la que se refiere el numeral 2.7 del Anexo 2 de la Resolución CREG 051 de 2012	Agente generador y ASIC	Hasta el 18-11-2021
3	Publicación precio máximo cargo por confiabilidad	Publicación del precio máximo del cargo por confiabilidad que aplica para el período de diciembre 2022 a noviembre 2023.	ASIC	Hasta el 22-11-2021
4	Circular CREG	En caso de identificarse que no se tienen excesos de OEF, se informará a través de Circular CREG, la cancelación de la subasta	CREG	Hasta el 6-12-2021
5	Cantidad para subastar	La CREG informa al ASIC la cantidad que se subastará para el periodo 2022-2023.	CREG	Hasta las 14:00 del 15-12-2021
6	Entrega de sobres cerrados	Entrega de sobres cerrados	Agente generador	Hasta las 14:00 del 15-12-2021
7	Apertura y asignación	Apertura de sobres y asignación de las OEF de venta a agentes generadores.	ASIC	A partir de las 14:30 del 15-12-2021
8	Publicación	Publicación de resultados de la SRCFV	ASIC	Hasta el 16-12-2021

MIGUEL LOTERO ROBLEDO

(Fuente: R CREG 170/21, ANEXO)

Energía firme para el cargo por confiabilidad, ENFICC

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.19.4.1.1. RESPONSABLE DEL CÁLCULO DE LA ENFICC. La ENFICC será calculada por cada agente, teniendo en cuenta los parámetros y reglas establecidas en el Anexo 3 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 34)

ARTÍCULO 2.19.4.1.2. ENERGÍA FIRME PARA CARGO POR CONFIABILIDAD DE PLANTAS HIDRÁULICAS. La Energía Firme para Cargo por Confiabilidad de las plantas hidráulicas será la ENFICC Base obtenida de aplicar el numeral 3.1 del Anexo 3 de esta resolución.

Si el generador declara una ENFICC superior a la ENFICC Base se utilizará esta última.

PARÁGRAFO. Los agentes generadores con plantas o unidades de generación que se encuentren en operación comercial a la fecha de entrada en vigencia de la Resolución CREG 103 de 2018, podrán declarar una ENFICC superior a la ENFICC Base, hasta la ENFICC X%PSS que se defina en la resolución que fija la oportunidad para la asignación de OEF mediante subasta o el mecanismo que haga sus veces.

En todo caso, la diferencia entre la OEF que le sea asignada y la ENFICC Base deberá respaldarse con una garantía de conformidad con lo establecido en el Capítulo VIII de la Resolución CREG 071 de 2006

(Fuente: R CREG 071/06, art. 35) (Fuente: R CREG 103/18, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.4.1.3. ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD DE LAS UNIDADES Y/O PLANTAS TÉRMICAS. La ENFICC de las unidades y/o plantas térmicas se calculará de conformidad con el numeral 3.2 del Anexo 3 de esta resolución, considerando las condiciones de abastecimiento de combustibles y el IHF.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 36)

ARTÍCULO 2.19.4.1.4. ENERGÍA FIRME PARA CARGO POR CONFIABILIDAD DE PLANTAS NO DESPACHADAS CENTRALMENTE. La ENFICC de las Plantas no Despachadas Centralmente se calculará de acuerdo con el numeral 3.3 del Anexo 3 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 37)

ARTÍCULO 2.19.4.1.5. VERIFICACIÓN DE LA ENFICC. 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 esta resolución. Para tal efecto, el agente deberá reportar a la CREG, en la fecha que esta determine, los formatos del numeral 5.2 del Anexo 5 de la resolución, debidamente diligenciados; de lo contrario la capacidad de la planta y/o unidad de generación a ser utilizada para la declaración de la ENFICC será igual a cero (0) MW.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 38)

ARTÍCULO 2.19.4.1.6. VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS. Los parámetros declarados por los agentes para el cálculo de la ENFICC se verificarán mediante el mecanismo definido en el Anexo 6 de esta resolución.

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 esta resolución. Dicha verificación de parámetros deberá efectuarse, en lo posible, durante la Estación de Verano inmediatamente siguiente a la fecha de realización de la Subasta. El costo de la contratación será pagado por los agentes que tengan asignaciones de obligaciones de energía firme mayores a cero (0) en el correspondiente período, a prorrata de la ENFICC asignada. El ASIC emitirá notas débito por este concepto a los respectivos agentes, que serán deducibles de las notas crédito de estos generadores.

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 que la asignación de Obligaciones de Energía Firme sea igual a cero (0) para el Período de Vigencia de la Obligación para el cual se utilizó la información sobre parámetros entregada por los agentes. Lo anterior implica la cesación de los pagos por concepto de Cargo por Confiabilidad que aún no se hayan efectuado y la devolución de los pagos recibidos en la forma como lo defina la CREG.

En consecuencia, los pagos por concepto del Cargo por Confiabilidad están sometidos a condición resolutoria, consistente en que si mediante acto administrativo en firme de la CREG, se determina la existencia de las referidas discrepancias, por fuera de los rangos de holgura o margen de error definidos por la CREG, los pagos hechos sobre el correspondiente período, se tendrán como pago de lo no debido.

La CREG con el propósito de establecer plenamente la existencia de dichas discrepancias y sus consecuencias y de garantizar el derecho de defensa de los afectados, agotará el trámite previsto en los artículos 106 y ss. de la Ley 142 de 1994 y en lo no previsto en ellos, aplicará las normas de la parte primera del Código Contencioso Administrativo que sean compatibles. En firme la decisión definitiva sobre la actuación y determinada la existencia de plantas y/o unidades con discrepancias, por fuera de los rangos de holgura o margen de error definidos por la CREG, se comunicará la decisión al ASIC, quien deberá adoptar las medidas correspondientes. Para las posteriores asignaciones de Obligaciones de Energía Firme se considerará la energía firme resultante de la corrección del parámetro con discrepancias según se establezca en la correspondiente actuación administrativa.

PARÁGRAFO. Se verificarán todos los parámetros declarados por los agentes para las plantas y/o unidades de generación que respaldan su Obligación de Energía Firme en el Período de Transición de conformidad con lo previsto en el artículo 87 numeral 1 de esta resolución. La oportunidad para posteriores verificaciones será definida por la CREG.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 39)

ARTÍCULO 2.19.4.1.7. CONTRATACIÓN DE LA AUDITORÍA DE LOS PARÁMETROS DECLARADOS POR PLANTAS EXISTENTES QUE PARTICIPARON EN LA SUBASTA 2022-2023. El CND deberá adelantar la contratación del auditor a la mayor brevedad, sin exceder seis (6) meses una vez publicada en el Diario Oficial la presente resolución.

La auditoría será sobre los parámetros declarados por las plantas existentes que resultaron con asignaciones de OEF en la subasta 2022-2023 y las plantas que tengan asignaciones previas para este período y que se encuentren en operación, de acuerdo con lo definido en el Anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006.

(Fuente: R CREG 030/19, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.4.1.8. COSTOS DE LA AUDITORÍA. Los costos de la auditoría serán distribuidos por el ASIC a las plantas existentes, a prorrata de las OEF que les fueron asignadas en la subasta del Cargo por Confiabilidad para el período 2022-2023 y las OEF asignadas previamente para el período 2022-2023.

(Fuente: R CREG 030/19, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.4.1.9. INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA DE SALIDAS FORZADAS, IHF, PARA LA ESTIMACIÓN DE LA ENFICC. Para la estimación de la ENFICC de las centrales hidroeléctricas se considerará el IHF por planta. Para las centrales termoeléctricas se considerará el IHF por unidad, con excepción de aquellas que declaren que las unidades que la componen no operan en forma individual, caso en el cual se hará por planta.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 40)

ARTÍCULO 2.19.4.1.10. DECLARACIÓN DE LA ENFICC. La declaración de la ENFICC se hará por una sola vez, antes del inicio del Período de Transición, empleando el formato de comunicación del Anexo 4 de esta resolución. No obstante, el agente podrá declarar una distinta con al menos tres (3) meses de antelación al inicio de una Subasta o del mecanismo de asignación que haga sus veces, cuando:

1. Sea una planta o unidad de generación a la que no se le haya calculado previamente ENFICC; o

2. Una planta y/o unidad de generación tenga cambios en sus características que afecten su ENFICC en uno de los dos (2) casos siguientes: que el incremento de su ENFICC exceda el 10% de la misma, por desvíos de ríos, por modificaciones en el contrato de combustibles, cambios en alguno de los factores o parámetros que afecten el cálculo de la energía firme de plantas de energía eléctrica; o que el incremento de su ENFICC por tales cambios exceda el 10% del incremento de la demanda nacional del año inmediatamente anterior al que se hace el cálculo. Esta revisión solamente tendrá efecto en la oferta del generador para la siguiente Subasta o para los años siguientes del Período de Transición.

En el caso de plantas y/o unidades de generación térmica cuyos contratos de suministro y transporte de combustible no cubran el Período de Vigencia de la Obligación, y que no hayan cumplido las exigencias de los artículos 48 y 49 de esta resolución, la ENFICC se recalculará de conformidad con los ajustes a que de lugar la nueva información de los contratos. Esto sin perjuicio del cumplimiento de su Obligación de Energía Firme durante el Período de Vigencia establecido, y de la ejecución de la respectiva garantía.

PARÁGRAFO 1. Una planta y/o unidad de generación que tenga cambios en sus características que afecten su ENFICC, disminuyéndola en más del 10%, deberá declarar nuevamente los parámetros para que le sea recalculada la ENFICC. La CREG podrá iniciar este proceso de oficio.

PARÁGRAFO 2. Cuando no se realice declaración de ENFICC, se tomará como declaración la última realizada y verificada por el CND.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 41) (Fuente: R CREG 167/17, art. 5) (Fuente: R CREG 061/15, art. 2) (Fuente: R CREG 132/14, art. 2) (Fuente: R CREG 087/07, art. 3) (Fuente: R CREG 028/07, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.4.1.11. OPORTUNIDAD PARA LA DECLARACIÓN DE LA ENERGÍA DISPONIBLE ADICIONAL DE PLANTAS HIDRÁULICAS. La declaración de la Energía Disponible Adicional de Plantas Hidráulicas se podrá hacer remitiendo el formato del Anexo 4 de la Resolución CREG 071 de 2006 a la CREG con copia al CND, en las siguientes condiciones:

1. En la fecha para la declaración de la ENFICC, o

2. En cualquier tiempo con excepción del período comprendido entre la declaración de la ENFICC y la realización de la subasta o del mecanismo que haga sus veces.

La Energía Disponible Adicional declarada para cada mes no podrá ser superior a la última calculada para el mes respectivo por el CND con motivo de la verificación de la ENFICC de la planta con los parámetros declarados. En caso de ser superior el CND considerará como valor declarado el valor que este haya calculado para el mes respectivo.

(Fuente: R CREG 070/14, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.4.1.12. ENERGÍA DISPONIBLE ADICIONAL DE PLANTAS HIDRÁULICAS. La Energía Disponible Adicional de Plantas Hidráulicas será la energía que excede la ENFICC declarada por el generador, calculada para cada uno de los meses del período que definió la ENFICC Base.

La Energía Disponible Adicional de las Plantas Hidráulicas que el agente generador destinará al Mercado Secundario, de conformidad con lo establecido en el artículo 43 de esta resolución, deberá declararse utilizando el formato del Anexo 4 de esta resolución.

PARÁGRAFO. La Energía Disponible Adicional para los agentes generadores con plantas o unidades de generación en operación comercial a la fecha de entrada en vigencia de la Resolución CREG 103 de 2018, será la energía que excede la ENFICC declarada, calculada para cada uno de los meses del periodo que definió la ENFICC respectiva.

En caso de declarar una ENFICC mayor a la ENFICC Base y menor a la ENFICC X%PSS, el cálculo de la Energía Disponible Adicional tomará como referencia el valor de ENFICC más cercano a la declaración del agente.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 42) (Fuente: R CREG 103/18, art. 3) (Fuente: R CREG 079/06, art. 4)

ARTÍCULO 2.19.4.1.13. ENERGÍA DE REFERENCIA PARA EL MERCADO SECUNDARIO. La Energía que podrá ofertar una planta o unidad de generación en el mercado secundario será la siguiente:

1. Para plantas hidráulicas: La Energía Disponible Adicional más la diferencia entre la ENFICC declarada y la ENFICC comprometida; y

2. Para plantas térmicas: La correspondiente a la diferencia entre la ENFICC y la ENFICC comprometida. En este caso la energía que resulte de esta diferencia debe respaldarse con los contratos de suministro y transporte de combustibles en las mismas condiciones exigidas a la ENFICC asociada a las Obligaciones de Energía Firme.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 43)

ARTÍCULO 2.19.4.1.14. VERIFICACIÓN DE LA ENFICC NO COMPROMETIDA PARA EL PERÍODO A ASIGNAR. Para la verificación de la ENFICC no comprometida para participar en las asignaciones de OEF se deberá cumplir con lo siguiente:

a) Declaración de cantidades comprometidas. Los agentes que representan las plantas y/o unidades de generación que participan en los procesos de asignación de Obligaciones de Energía en Firme (OEF) de que trata la Resolución CREG 071 de 2006, deberán cumplir con lo siguiente:

i) Declarar las cantidades de energía en anillos de seguridad que comprometen ENFICC y/o de EDA de la planta, en kWh/día con cero (0) decimales, para cada uno de los meses del período a asignar.

ii) La declaración se deberá entregar en la misma fecha en que se hace la declaración de la ENFICC, para lo cual, se deberá remitir carta a la CREG firmada por el representante legal de la empresa.

iii) La declaración se deberá hacer en el medio y formato que defina la Dirección Ejecutiva de la CREG mediante circular.

b) Verificación de ENFICC no comprometida. El CND aplicará el siguiente procedimiento para establecer la ENFICC no comprometida para el período a asignar de cada planta:

i) Tomará como punto de partida la ENFICC verificada en kWh/día, según lo definido en el Anexo 5 de la Resolución CREG 071 de 2006.

ii) Tomará el mayor valor de las cantidades declaradas en anillos de seguridad en kWh/día que comprometen ENFICC.

iii) Identificará si la planta tiene OEF previamente asignada, en caso de que así sea tomará el valor de la OEF asignada y lo dividirá por el número de días del período asignado para obtener un valor en kWh/día aproximado a cero (0) decimales.

iv) La ENFICC no comprometida será la diferencia entre la ENFICC verificada, numeral i, y la suma de las cantidades identificadas en los numerales ii) y iii).

v) El valor de la ENFICC no comprometida obtenido en el numeral iv. será el considerado para el proceso de asignación que se esté adelantando.

Este procedimiento se hará en el momento en que se hace la verificación de la ENFICC según el cronograma de asignación de OEF.

(Fuente: R CREG 002/19, art. 1)

Metodología para estimar la energía disponible adicional de plantas térmicas para un mes con destino al mercado secundario de energía firme

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.19.4.2.1.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se adopta la metodología para estimar la Energía Disponible Adicional de Plantas Térmicas para un mes con destino al Mercado Secundario de Energía Firme. Las normas contenidas en esta resolución hacen parte del Reglamento de Operación.

(Fuente: R CREG 062/07, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.4.2.1.2. AGENTES HABILITADOS PARA APLICAR A LA EDAPTM. Los agentes generadores con plantas o unidades térmicas que se encuentran disponibles para operar en el sistema y que tienen energía firme disponible en un mes calendario determinado, por encima de su ENFICC, podrán declararla.

(Fuente: R CREG 062/07, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.4.2.1.3. RESPONSABLE DEL CÁLCULO DE LA EDAPTM. La EDAPTM será calculada por cada agente, aplicando los parámetros y reglas establecidas en el Anexo 1 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 062/07, art. 4)

ARTÍCULO 2.19.4.2.1.4. CÁLCULO DE LA EDAPTM. La Energía Disponible Adicional de Plantas y/o Unidades Térmicas para un Mes será la obtenida de aplicar la metodología establecida en el Anexo 1 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 062/07, art. 5)

ARTÍCULO 2.19.4.2.1.5. VERIFICACIÓN DE LA EDAPTM. El valor de la EDAPTM declarado por el agente será verificado por el CND, de conformidad con el numeral 2.1 del Anexo 2 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 062/07, art. 6)

ARTÍCULO 2.19.4.2.1.6. PROCEDIMIENTO PARA LA VERIFICACIÓN DE LA EDAPTM. El procedimiento para la verificación de la EDAPTM será el establecido en el Anexo 3 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 062/07, art. 7)

ARTÍCULO 2.19.4.2.1.7. OPORTUNIDAD PARA SOLICITAR EDAPTM. El agente generador podrá declarar la EDAPTM en cualquier tiempo con excepción del período comprendido entre la declaración de la ENFICC y la realización de la Subasta o del mecanismo que haga sus veces.

PARÁGRAFO. En el período de transición, la declaración de la EDAPTM puede hacerse una vez haya vencido el plazo previsto para la reasignación de Obligaciones de Energía Firme.

(Fuente: R CREG 062/07, art. 8)

ARTÍCULO 2.19.4.2.1.8. AUDITORÍA DE PARÁMETROS. Los parámetros para el cálculo de la EDAPTM deberán ser auditados por una firma auditora, antes de su declaración. La contratación de la auditoría de los parámetros para el cálculo de la EDAPTM estará a cargo del agente generador que los vaya a declarar, quien definirá los Términos de Referencia cumpliendo lo dispuesto en el Anexo 4 de esta resolución. Copia del informe final de la auditoría deberá ser entregado junto con la declaración de parámetros.

Los valores de los parámetros declarados deben coincidir con los resultados de la auditoría, salvo que confrontados con estos impliquen un menor cálculo de la energía firme. En caso contrario, el proceso de verificación de la EDAPTM no se llevará a cabo.

La auditoría se realizará para la primera declaración parámetros para el cálculo de la EDAPTM, y cada vez que un parámetro declarado se modifique en posteriores declaraciones.

(Fuente: R CREG 062/07, art. 9)

ARTÍCULO 2.19.4.2.1.9. INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA DE SALIDAS FORZADAS, IHF, PARA LA ESTIMACIÓN DE LA EDAPTM. Para las centrales térmicas se considerará el IHF por unidad, con excepción de aquellas que declaren que las unidades que la componen no operan en forma individual, caso en el cual se considerará por planta.

(Fuente: R CREG 062/07, art. 10)

ARTÍCULO 2.19.4.2.1.10. DECLARACIÓN DE LA EDAPTM. La declaración de la EDAPTM se debe hacer empleando el formato establecido en el Anexo 5 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 062/07, art. 11)

ARTÍCULO 2.19.4.2.1.11. INFORMACIÓN QUE SE DEBE ANEXAR CON LA DECLARACIÓN DE EDAPTM. Con la declaración de la EDAPTM, el agente deberá anexar copia de los contratos de transporte de gas natural y de suministro de combustibles que respaldan la energía firme declarada. Igualmente se deberá anexar copia de la Licencia Ambiental. En caso contrario, el proceso de verificación de la EDAPTM no se llevará a cabo.

(Fuente: R CREG 062/07, art. 12)

ARTÍCULO 2.19.4.2.1.12. GENERACIÓN DE ÚLTIMA INSTANCIA. Los generadores de última instancia que hayan cumplido con el registro definido en la Resolución CREG-071 de 2006, podrán aplicar el procedimiento establecido en esta resolución para la estimación de la energía firme, siempre que se trate de una planta térmica. Para las plantas hidráulicas, debe seguirse el procedimiento establecido en la Resolución CREG-071 de 2006.

(Fuente: R CREG 062/07, art. 13)

Cálculo de la energía disponible para un mes en plantas térmicas para el mercado secundario de energía firme, EDAPTM (Anexo 1)

Metodología para el cálculo de la edaptm de una planta o unidad térmica

ARTÍCULO 2.19.4.2.2.1.1. Metodología para el cálculo de la edaptm de una planta o unidad térmica. La EDAPTM de las plantas o unidades térmicas se establecerá de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

CEN_m:	Capacidad Efectiva Neta (MW) correspondiente al combustible para operar en el mes m.
	Factor entre 0 y 1 que corresponderá al menor valor entre los siguientes índices: 1. Disponibilidad de la Planta (1-IHF), donde IHF será el Índice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas. 2. Indice de Disponibilidad de suministro de combustibles para operación continua (IDS) definido a continuación. 3. Indice de Disponibilidad de Transporte de gas natural para operación continua (IDT) definido a continuación.
h_m:	Número de horas del mes m.
ENFICC_m:	Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad para el mes m.

(Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 1)

ARTÍCULO 2.19.4.2.2.1.2. INDICE DE INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA DE SALIDAS FORZADAS -IHF.

Se estimará de acuerdo con lo definido en el numeral 3.2.1 del anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006.

(Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 1 Num. 1.1) (Fuente: R CREG 153/11, art. 7)

ARTÍCULO 2.19.4.2.2.1.3. INDICE DE DISPONIBILIDAD DE SUMINISTRO DE COMBUSTIBLES (IDS). El Indice de Disponibilidad de Suministro de Combustibles (IDS) para operación continua se calculará así:

Donde:

CS_m:	Cantidad de energía del combustible, expresada en MBTU, contratada para suministro en firme en el m.
IMM_m:	En el caso de gas natural, corresponde al mínimo entre uno (1) y el resultado que se obtenga del balance de suministro en firme de gas natural, de que trata el artículo 47 de la Resolución CREG-071 de 2006. Este valor se calculará para el mes m y tendrá en cuenta la información reportada para la subasta o el mecanismo que haga sus veces. Para combustibles distintos de gas, este valor es igual a uno (1).
CM_m:	Cantidad de energía requerida para operar a plena Capacidad Efectiva Neta durante el mes. Se calculará utilizando la siguiente fórmula:

Donde:

Heat Ratem:	Eficiencia declarada de la planta o unidad de generación térmica, expresada en MBTU/MWh correspondiente al combustible para operar en el mes m.
CEN_m:	Capacidad Efectiva Neta (MW) correspondiente al combustible para operar en el mes m.
h_m:	Número horas del mes m.

(Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 1 Num. 1.2)

ARTÍCULO 2.19.4.2.2.1.4. INDICE DE DISPONIBILIDAD DE TRANSPORTE DE COMBUSTIBLE PARA OPERACIÓN CONTINUA (IDT).

Donde:

IDT_GN,m:	Indice de Disponibilidad de Transporte de gas para el mes m.
IDT_Otros:	Indice de Disponibilidad de Transporte para combustible diferentes a gas natural.
TCR_m:	Indice de Disponibilidad de transporte de gas natural evaluada por la CREG. Este valor se calculará para el mes m y tendrá en cuenta la información reportada para la subasta o el mecanismo que haga sus veces.
CT_m:	Cantidad de energía, expresada en MBTU, asociada al transporte de gas natural contratado en firme para el mes m.

(Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 1 Num. 1.3)

Verificación de la edaptm (Anexo 2)

Verificación de la EDAPTM

ARTÍCULO 2.19.4.2.3.1.1. Verificación de la EDAPTM. Una vez declarada la EDAPTM de una planta y/o unidad de generación, el CND deberá verificar que el valor se encuentre dentro de los límites establecidos en la presente resolución. Para los casos en los cuales la EDAPTM declarada sea mayor a la resultante de aplicar la metodología establecida en esta resolución, el CND considerará como valor declarado de EDAPTM el que resulte del cálculo hecho por el CND con base en la información reportada por el generador.

(Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 2 Num. 2.1)

Formatos de reporte de la información para el cálculo de la EDAPTM

ARTÍCULO 2.19.4.2.3.2.1. Formatos de reporte de la información para el cálculo de la EDAPTM. Los siguientes formatos deberán ser diligenciados por los agentes, y remitidos a la CREG en comunicación firmada por el Representante Legal, en la oportunidad señalada en esta resolución.

En el caso de contratos verbales, deberán diligenciarse los mismos formatos referentes a la contratación de suministro y/o transporte de combustibles, adjuntando a ellos la información sobre fechas de celebración, de inicio y de terminación del contrato verbal. Estos formatos deben ser firmados por el Representante Legal de cada una de las partes que intervienen en el contrato.

Todas las cifras de estos formatos deberán reportarse con dos decimales de precisión. Los IHF, factores de conversión y eficiencias térmicas con cuatro (4) decimales. Los IHF serán calculados con la información disponible hasta el treinta (30) de septiembre del año más próximo al cálculo.

FORMATO 1

PLANTAS O UNIDADES TERMICAS

Plantas o Unidades Térmicas

Nombre	Combustible	Capacidad Efectiva Neta (MW)	Eficiencia (MBTU/MWh)	IHF (%)

(Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 2 Num. 2.2)

Contratación de combustibles para generación eléctrica

ARTÍCULO 2.19.4.2.3.3.1. Contratación de combustibles para generación eléctrica. Los formatos que se definen a continuación deberán ser diligenciados para cada mes que el generador aspira le sea revisada la EDAPTM.

(Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 2 Num. 2.3)

ARTÍCULO 2.19.4.2.3.3.2. GENERADORES TÉRMICOS A GAS. Los generadores térmicos a gas natural deberán remitir diligenciado y firmado por el representante legal del generador, y dentro de los términos y plazos establecidos en la presente resolución, los siguientes formatos.

En el formato, la información de suministro y/o transporte se debe diligenciar para el mes que aplique.

FORMATO 2

SUMINISTRO DE GAS NATURAL

ENERGÍA CONTRATADA EN FIRME PARA MES (MBTU)

Planta o
Unidad de Genera-ción

Campo que sumi-nistra

Dic.

Ene.

Feb.

Mar.

Abr.

May.

Jun.

Jul.

Ago.

Sep.

Oct.

FORMATO 3

TRANSPORTE DE GAS NATURAL

El generador deberá utilizar la equivalencia entre 1 MBTU y 1kpc (1 MBTU = 1kpc) para efectos de diligenciar este formato.

TRANSPORTE DE GAS CONTRATADO EN FIRME PARA 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.

(Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 2 Num. 2.3.1)

ARTÍCULO 2.19.4.2.3.3.3. GENERADORES TÉRMICOS A CARBÓN Y OTROS COMBUSTIBLES DIFERENTES AL GAS NATURAL. Los generadores térmicos a carbón y otros combustibles deberán remitir diligenciados y firmados por el representante legal del generador, y dentro de los términos y plazos establecidos en la presente resolución los siguientes formatos.

FORMATO 4

SUMINISTRO DE COMBUSTIBLES DIFERENTES AL GAS NATURAL

En este formato deberá reportarse la cantidad de energía contratada en firme para cada mes, expresada en MBTU y puesta en planta.

ENERGIA CONTRATADA EN FIRME PARA MES PROCEDENTE DE CARBON
Y OTROS COMBUSTIBLES DISTINTOS A GAS (MBTU)

Planta o Unidad
de Generación

Combustible

Dic.

Ene.

Feb.

Mar.

Abr.

May.

Jun.

Jul.

Ago.

Sep.

Oct.

Nov.

(Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 2 Num. 2.3.1)

Procedimiento para la verificacion de la EDAPTM (Anexo 3)

ARTÍCULO 2.19.4.2.4.1. Procedimiento para la verificacion de la EDAPTM (Anexo 3). El procedimiento para la verificación de la EDAPTM tiene los siguientes pasos:

-- Declaración de parámetros. El agente generador deberá diligenciar completamente los formatos del Anexo 2 de la presente resolución, los cuales deberá remitir a la CREG dentro del período establecido en el artículo 8o de esta resolución. Igualmente se debe entregar copia de los contratos de suministro y transporte de combustible.

-- Publicación parámetros e índices. Dentro de la semana siguiente a la declaración de parámetros, la CREG los publicará en su página web junto con los índices IMM y TCR.

-- Declaración EDAPTM. Dentro de la semana siguiente a la publicación de parámetros e índices, el agente deberá remitir a la CREG con copia al CND, la declaración de la EDAPTM, utilizando para tales efectos el formato del Anexo 5 de esta resolución.

-- Verificación EDAPTM. Dentro de la semana siguiente a la declaración de la EDAPTM el CND hará la verificación de conformidad con el numeral 2.1 del Anexo 2 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 3)

Requisitos mínimos para la contratación de la auditoría para la verificación de parámetros (Anexo 4)

ARTÍCULO 2.19.4.2.5.1. Requisitos mínimos para la contratación de la auditoría para la verificación de parámetros (Anexo 4). Para la definición de los términos de referencia de la contratación de la verificación de parámetros, el agente observará las siguientes pautas:

-- El contratista será elegido mediante un proceso de selección objetiva. Copia del procedimiento seguido será entregado a la CREG junto con la declaración de parámetros.

-- Los parámetros a verificar son todos los declarados para las plantas y/o unidades que respalden la EDAPTM.

-- El informe de verificación de parámetros observará los criterios generales definidos en la Resolución CREG-071 de 2006 y las demás normas de la CREG y acuerdos del CNO, vigentes antes de la fecha de declaración de parámetros para la estimación de la EDAPTM.

-- En el informe final de verificación de parámetros se explicarán y relacionarán todos los antecedentes, estudios, métodos, memorias de cálculo, exámenes, experimentos e investigaciones que sirvieron de base para dictaminar respecto de la planta y/o unidades.

-- Las pruebas que se requieran, se realizarán siguiendo los procedimientos y/o protocolos establecidos para tal fin por el CNO.

-- Previo a la entrega del informe final, el contratista validará sus conclusiones con los agentes afectados, dando acceso a las memorias de cálculo y permitiéndoles contradecir el informe y formular solicitudes de complementación o aclaración que se resolverán en el informe final.

-- El informe final debe ser entregado a la CREG en el momento de la declaración de parámetros.

(Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 4)

Formato para la declaración de la EDAPTM (Anexo 5)

ARTÍCULO 2.19.4.2.6.1. Formato para la declaración de la EDAPTM (Anexo 5).

Señores

Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG

Referencia: Declaración de EDAPTM para el (los) mes (es) _________, ________,..., _______ de 20XX.

Yo _______________________________________, en mi calidad de representante legal de la empresa ________________________________, declaro que la Energía Disponible Adicional para un (os) mes (es) con destino al mercado secundario de energía firme - EDAPTM de las siguientes plantas y/o unidades térmicas de generación es:

PLANTA Y/O UNIDAD DE GENERACIÓN	EDAPTM (kWH)	Periodo
		Mes	Año

Atentamente,

Firma:

C. de C. No. __________________________

Representante Legal de _____________________________

Copia: Centro Nacional de Despacho, CND.

(Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 5)

Normas sobre energía firme para el cargo por confiabilidad, ENFICC

ARTÍCULO 2.19.4.3.1. PLANTAS EXISTENTES CON OBRAS PARA MODIFICAR SU ENFICC. Se considerarán como plantas existentes con obras, las que cumplen las siguientes condiciones:

Si la ENFICC de la planta y/o unidad de generación es menor o igual a 2 TWh-año, el incremento de ENFICC debe ser mayor al 20% y menor al 40% de la misma.

Si la ENFICC de la planta y/o unidad de generación es mayor a 2 TWh-año, el incremento de la ENFICC debe ser mayor a 0.4 TWh-año y menor a 0.8 TWh-año.

Este tipo de plantas deberán dar cumplimiento a las disposiciones contenidas en los artículos 7o, 8o, 9o y 20 de la Resolución CREG-071 de 2006, y otorgar las garantías exigidas para las plantas especiales.

La valoración de las garantías y los incumplimientos para las obras que se declaran para este tipo plantas, se aplicarán y evaluarán con respecto a la ENFICC adicional que se obtiene por la obra y medida esta en las mismas condiciones de riesgo con y sin la obra.

(Fuente: R CREG 085/07, art. 7) (Fuente: R CREG 101/07, art. 9)

ARTÍCULO 2.19.4.3.2. ENERGÍA FIRME PARA CARGO POR CONFIABILIDAD DE CADENAS HIDRÁULICAS. La ENFICC de un sistema de varios embalses asociados a una misma planta de generación 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. La formulación matemática, el modelo computacional y el manual para realizar esta optimización en dos fases se publicará mediante Circular que estará disponible en la página Web de la CREG.

La ENFICC Base se obtendrá aplicando 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.

PARÁGRAFO 3o. La Energía Disponible Adicional de las Cadenas Hidráulicas deberá cumplir la definición de la Resolución CREG-071 de 2006, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, y se estimará de la siguiente forma:

i) Si el valor declarado está más próximo a la ENFICC Base, se utilizará el modelo definido en el numeral 3.1 del Anexo 3 de la Resolución CREG-071 de 2006;

ii) Si el valor declarado está más próximo a la ENFICC 95% PSS calculada con el modelo definido en el numeral 3.1 del Anexo 3 de la Resolución CREG-071 de 2006, se utilizará este modelo;

iii) Si el valor declarado está más próximo a la ENFICC 95% PSS calculada con el modelo con optimización de dos fases para el período anual, se utilizará este modelo.

(Fuente: R CREG 085/07, art. 8)

ARTÍCULO 2.19.4.3.3. DECLARACIÓN DE ENFICC INFERIOR A LA ENFICC BASE. Las plantas de generación hidráulicas podrán declarar una ENFICC inferior a la ENFICC Base. El valor declarado se mantendrá igual durante cinco (5) años. En consecuencia, durante este período no se podrá cambiar el valor declarado por ningún motivo.

(Fuente: R CREG 085/07, art. 9)

ARTÍCULO 2.19.4.3.4. CAMBIO DE ENFICC POR DIFERENCIAS ENTRE LOS PARÁMETROS TEÓRICOS REPORTADOS Y LOS PARÁMETROS REALES EN PLANTAS NUEVAS, ESPECIALES Y EXISTENTES CON OBRAS. Los agentes generadores que en las fechas de declaración de parámetros reportaron los datos teóricos de las plantas nuevas, especiales y existentes con obras, podrán optar por incrementar las Obligaciones de Energía Firme asignadas, cuando de la prueba exitosa para verificación de parámetros para la entrada en operación se determina una ENFICC mayor a la declarada, siempre que se cumplan las siguientes reglas:

i) El incremento podrá ser hasta por el diez por ciento (10%) de la OEF asignada;

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

iii) El ajuste aplica desde la fecha de asignación del incremento 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 a la realización de la prueba.

Los ajustes de la OEF los realizará al ASIC dentro de la semana siguiente que la CREG le remita la carta del generador que optó por este mecanismo.

A los incrementos mayores a los señalados se les dará el mismo tratamiento que a las plantas existentes.

(Fuente: R CREG 085/07, art. 10)

ARTÍCULO 2.19.4.3.5. INDICE DE INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA DE SALIDAS FORZADAS, IHF, A UTILIZAR PARA EL CÁLCULO DE LA ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD, ENFICC. Los agentes generadores de plantas y/o unidades para el cálculo de la ENFICC deberán utilizar como valor de IHF el que se obtiene de aplicar la metodología definida en la Resolución CREG-071 de 2006, anexo 3, numeral 3.4, modificado por la Resolución CREG-079 de 2006.

En el caso de la plantas hidráulicas, la desviación del valor de IHF, bien sea hacia o hacia abajo, no podrá exceder porcentaje establecido en el Anexo 6 de la Resolución CREG-071 de 2006.

(Fuente: R CREG 085/07, art. 11)

Oportunidad para la verificación de algunos parámetros para el cálculo de la ENFICC

ARTÍCULO 2.19.4.4.1. Los parámetros a que se refieren los procedimientos de verificación establecidos en la Resolución CREG - 079 de 2007, declarados para las plantas y/o unidades de generación existentes por parte de los agentes que sean habilitados para participar en la primera subasta para la asignación de obligaciones de energía firme y que resulten con asignaciones, serán objeto de verificación en los términos del artículo 39 de la Resolución CREG - 071 de 2006.

PARÁGRAFO. El Centro Nacional de Despacho iniciará las gestiones necesarias para la contratación de la verificación de los parámetros a que se refiere el presente artículo tan pronto como se hagan las respectivas asignaciones de obligaciones de energía firme.

(Fuente: R CREG 029/08, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.4.4.2. Los parámetros "Suministro de Combustible y Transporte de Gas Natural" en los casos en que se presente copia de los respectivos contratos, "IHF Plantas Térmicas y Plantas Hidráulicas" y "Serie Histórica de Caudales Medios Mensuales de los Ríos del SIN", declarados para las plantas y/o unidades de generación existentes por parte de los agentes que sean habilitados para participar en las subastas para la asignación de obligaciones de energía firme y que resulten con asignaciones, serán objeto de verificación en los términos del artículo 39 de la Resolución CREG - 071 de 2006.

(Fuente: R CREG 029/08, art. 2)

Procedimiento para verificación anual de la Enficc de plantas de generación con Obligaciones de Energía Firme

ARTÍCULO 2.19.4.5.1. PROCEDIMIENTO PARA LA VERIFICACIÓN ANUAL DE LA ENFICC DE PLANTAS DE GENERACIÓN CON OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME (OEF). Anualmente, el Centro Nacional de Despacho (CND), para las plantas de generación despachadas centralmente que se encuentren en operación comercial y que tenga OEF asignadas, deberá hacer una verificación de la ENFICC y de la Energía Disponible Adicional (EDA), en los términos establecidos en la Resolución CREG 071 de 2006 y todas aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. Para lo anterior, se dará aplicación al siguiente procedimiento:

1. Los agentes generadores que representen este tipo de plantas de generación deberán hacer la declaración de parámetros, la declaración de ENFICC y declaración de EDA, de acuerdo con el cronograma previsto en el anexo de la presente resolución, en los medios que para tal fin disponga el Centro Nacional de Despacho (CND).

2. La ENFICC y la EDA, verificadas por el CND, serán la referencia del ASIC para verificar las cantidades posibles a transar en el mercado secundario, para cada planta de generación.

PARÁGRAFO 1o. El Comité de Expertos de la CREG, a través del Director Ejecutivo, podrá solicitar al CND adelantar la contratación de la verificación de los parámetros declarados, aplicando lo definido en el Anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006.

PARÁGRAFO 2o. Los plazos establecidos en el anexo de la presente resolución vencerán a las 17:00 horas del respectivo día, según la hora legal para Colombia. Para los agentes que no cumplan los plazos establecidos en dicho anexo, se entenderá que no realizaron la actividad.

PARÁGRAFO 3o. Si para una planta el agente generador no realiza la declaración de parámetros, se considerará como un incumplimiento regulatorio, y el CND deberá informar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) el nombre de las plantas, y el agente que las representa, que incumplieron con la obligación de la declaración de parámetros.

Para las plantas que no realicen la declaración de parámetros, el ASIC considerará que la energía disponible para transar en el mercado secundario es cero (0) kWh-día.

PARÁGRAFO 4o. El Consejo Nacional de Operación (CNO), deberá ajustar los plazos definidos en los acuerdos que tengan que ver con la actualización de parámetros utilizados para el cálculo de la ENFICC, teniendo en cuenta la fecha de verificación anual de que trata el presente artículo.

(Fuente: R CREG 127/20, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.4.5.2. VERIFICACIÓN DE LA ENFICC POR EL CND. Para el procedimiento de verificación anual de la ENFICC de que trata la presente resolución, el CND tendrá en cuenta lo siguiente:

i. La verificación de cambios del 10% del valor de la ENFICC de que trata el artículo 41 de la Resolución CREG 071 de 2006, no tendrá aplicación.

ii. Para las plantas hidráulicas, empleará el último valor de X% PSS adoptado mediante resolución que haya convocado asignaciones de OEF, ya sea mediante subasta, o los mecanismos que haga sus veces.

(Fuente: R CREG 127/20, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.4.5.3. PLAN DE ACCIÓN PARA UNA PLANTA CON ENFICC INFERIOR A LAS OEF. En caso de que la ENFICC verificada de una planta sea inferior a las OEF asignadas, el agente generador que representa la planta, en un plazo máximo de treinta (30) días calendario contados a partir de la publicación de la ENFICC verificada, deberá entregar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), para lo de su competencia, y con copia a la CREG, un plan de acción que adelantará para cumplir las OEF asignadas a la planta. El plan de acción deberá contener el cronograma, actividades e hitos necesarios para la verificación del avance. Los plazos de las actividades deberán ser coherentes con los períodos de OEF asignadas.

De acuerdo con los análisis del plan de acción que adelante la SSPD, dentro del marco de sus competencias, el incumplimiento de este podrá ser considerado como un incumplimiento regulatorio.

La SSPD y la CREG coordinarán, de manera conjunta, para conocer el avance de los planes de acción entregados por los agentes generadores que representan plantas con OEF asignadas.

PARÁGRAFO. El día en el que se realice la publicación de la ENFICC, el CND deberá informar a la CREG y a la SSPD el listado de las plantas a las cuales les aplica lo dispuesto en el presente artículo.

(Fuente: R CREG 127/20, art. 5)

Disponibilidad de combustibles

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.19.5.1.1. REGLA GENERAL. Los contratos de suministro de combustibles y transporte en firme de gas natural, así como los mecanismos adicionales que emplee el agente generador para sus plantas y/o unidades de generación térmica, deben garantizar el respaldo de las Obligaciones de Energía Firme de un agente generador. El esquema de atención de las necesidades de combustible de la planta y/o unidad de generación puede incluir contratos en firme de suministro y transporte; almacenamiento e inventarios, Contratos de Respaldo, contratos del mercado secundario de suministro y transporte de gas, según sea el caso.

PARÁGRAFO 1o. Cuando el agente reporte inventarios de combustible para respaldar su ENFICC deberá remitir a la CREG en los plazos establecidos en este Capítulo, un documento expedido por una firma auditora, debidamente acreditada, que certifique la cantidad de energía, en MBTU, asociada al combustible almacenado.

PARÁGRAFO 2o. La CREG podrá verificar la disponibilidad física del combustible en Planta.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 44)

ARTÍCULO 2.19.5.1.2. REQUERIMIENTOS DE CONTRATACIÓN DE COMBUSTIBLES DURANTE EL PERÍODO DE PRECALIFICACIÓN. Todos los agentes generadores con plantas y/o unidades de generación térmica que aspiren recibir asignación de Obligaciones de Energía Firme deberán enviar, en los plazos establecidos por la CREG mediante la resolución de que trata el artículo 18, copia del contrato firmado o una garantía de seriedad que asegure la contratación del suministro de combustibles, y la contratación del transporte en firme de gas natural, según sea el caso, en las cantidades necesarias para respaldar su declaración de ENFICC. En caso de enviar contratos firmados, estos deberán cumplir con lo dispuesto en el artículo 48.

Adicionalmente, deberán remitir los formatos contenidos en el numeral 5.2 del Anexo 5 de esta resolución.

La garantía aquí exigida deberá acogerse a lo dispuesto en el Capítulo VIII de esta resolución.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 45)

ARTÍCULO 2.19.5.1.3. DOCUMENTACIÓN ALTERNATIVA DURANTE EL PERÍODO DE PRECALIFICACIÓN PARA PLANTAS Y/O UNIDADES DE GENERACIÓN QUE PLANEEN UTILIZAR CARBÓN. Los agentes generadores con plantas y/o unidades de generación térmica que planeen utilizar carbón mineral para respaldar su ENFICC podrán entregar, en reemplazo de la garantía exigida en el artículo 45, la siguiente información de la(s) mina(s) que suministraría(n) el carbón:

1. Copia del auto aprobatorio del Plan de Trabajos y Obras expedido por la autoridad minera, y

2. Carta de compromiso firmada por el representante legal de la(s) mina(s) y aceptada(s) por el generador, en donde conste que cuenta con las reservas y capacidad de producción necesarios para atender el contrato de suministro, que se firmaría en caso de que la planta lo requiera para atender las Obligaciones de Energía Firme que adquiera en la Subasta o en el mecanismo de asignación que haga sus veces.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 46)

ARTÍCULO 2.19.5.1.4. DOCUMENTACIÓN ADICIONAL REQUERIDA DURANTE EL PERÍODO DE PRECALIFICACIÓN PARA PLANTAS Y/O UNIDADES DE GENERACIÓN QUE PLANEEN UTILIZAR GAS NATURAL. Para los agentes generadores con plantas y/o unidades de generación térmica que planeen utilizar gas natural para respaldar su declaración de ENFICC, la CREG podrá solicitar al Ministerio de Minas y Energía un balance que establezca, para cada campo, la viabilidad física de entrega en firme del gas natural comprometido en los contratos de suministro presentados por los agentes.

Adicionalmente, los transportadores de gas natural con contratos vigentes o solicitudes de contrato de transporte en firme de gas natural, cuyo remitente sea un generador térmico, deberán enviar a la CREG, dentro de los plazos establecidos en el artículo 45, una certificación en la que conste, para cada uno de los tramos que serán utilizados por el agente generador y para cada mes de vigencia de estos contratos, la capacidad máxima de transporte, la capacidad ya contratada en firme por personas naturales o jurídicas, distintas a generadores termoeléctricos, y la capacidad de transporte en firme ya contratada o que contratará con cada agente generador.

PARÁGRAFO 1o. En aquellos casos en los cuales un generador térmico presente contratos firmes de suministro y/o transporte de gas natural, obtenidos en el mercado secundario de este combustible, deberá presentar certificación escrita del representante legal del cesionario del contrato en la que conste las condiciones de duración y las cantidades cedidas.

PARÁGRAFO 2o. Durante el Período de Transición las certificaciones de que trata este artículo deberán enviarse a la CREG a más tardar el quince (15) de noviembre anterior al inicio del nuevo Período de Vigencia de la Obligación.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 47)

ARTÍCULO 2.19.5.1.5. REQUERIMIENTOS DE CONTRATACIÓN DE COMBUSTIBLES DURANTE EL PERÍODO DE PLANEACIÓN. Todos los agentes generadores con plantas y/o unidades de generación térmica que respalden Obligaciones de Energía Firme deberán enviar, al inicio del Período de Planeación y en el plazo establecido por la CREG mediante la resolución de que trata el artículo 18 de esta resolución, copia de los contratos de suministro de combustibles, y de transporte para el caso de gas natural, así como las certificaciones de la energía asociada al combustible almacenado, que respalden la ENFICC asociada a su Obligación de Energía Firme, desde la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación. Para el caso de gas natural, la vigencia mínima de estos contratos será de un año, y para otros combustibles la vigencia mínima será de seis (6) meses.

En caso de no contar con estos contratos en el plazo establecido por la CREG, el agente generador deberá enviar una garantía de cumplimiento que asegure la disponibilidad de contratos de suministro de combustibles y transporte de gas natural en la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación. En todo caso, el contrato o la garantía de cumplimiento, según sea el caso, debe establecerse antes del vencimiento de la garantía de seriedad de que trata el artículo 45. Esta garantía deberá acogerse a lo dispuesto en el Capítulo VIII de esta resolución.

Los agentes generadores que hayan optado por el envío de garantías de cumplimiento deberán remitir a la CREG, al finalizar el Período de Planeación, y dentro del plazo establecido mediante la resolución de que trata el artículo 18, copia de los contratos de suministro de combustibles y transporte de gas natural, con la duración mínima establecida para cada tipo de combustible.

En cada remisión de la copia de los contratos de suministro de combustibles y transporte de gas natural, los agentes generadores deberán adjuntar los formatos correspondientes del numeral 5.2 del Anexo 5 de esta resolución, debidamente diligenciados, con la información referente a esos nuevos contratos.

PARÁGRAFO 1o. Los generadores con plantas y/o unidades que utilicen combustibles diferentes a gas natural, podrán contabilizar su disponibilidad física de combustible en planta, a la fecha de inicio de la vigencia de los contratos, a efecto del cálculo de sus requerimientos de combustible que respaldan la ENFICC asociada a su Obligación de Energía en Firme. Todos los generadores con unidades y/o plantas de generación térmica podrán descontar de sus obligaciones de contratación de combustibles los períodos de mantenimientos programados, siempre y cuando presenten Declaraciones de Respaldo o Contratos de Respaldo, debidamente registrados ante el ASIC, vigentes durante el período de mantenimiento programado.

PARÁGRAFO 2o. Durante el Período de Transición la copia de los contratos de suministro y transporte de combustibles, y de transporte de gas natural, así como las garantías de cumplimiento deben enviarse a la CREG a más tardar el veinticinco (25) de noviembre anterior al inicio del nuevo Período de Vigencia de la Obligación.

PARÁGRAFO 3o. En aquellos casos en los cuales un generador térmico presente contratos firmes de suministro y/o transporte de gas natural, obtenidos en el mercado secundario de este combustible, deberá presentar certificación escrita del representante legal del cesionario del contrato en la que conste las condiciones de duración y las cantidades cedidas.

PARÁGRAFO 4o. Durante el primer año del Período de Transición, los agentes generadores con Obligaciones de Energía Firme que planeen utilizar gas natural para respaldar esta obligación, podrán celebrar contratos de suministro y transporte en firme de gas natural que garanticen la disponibilidad del combustible para los primeros seis (6) meses de este primer año, siempre y cuando cumplan alguno de los siguientes requerimientos a más tardar el 1o de abril de 2007:

1. Enviar a la CREG copia de los contratos de suministro y transporte de combustibles para el período comprendido entre el 1o de junio de 2007 y el 30 de noviembre de 2007.

2. Registrar ante el ASIC un Contrato de Respaldo de Energía Firme vigente entre el 1o de junio de 2007 y el 30 de noviembre de 2007, suficiente para cubrir la ENFICC asociada a la Obligación de Energía Firme asignada al agente.

Cualquiera sea la alternativa escogida por el agente, deberá respaldarla con una garantía de cumplimiento de acuerdo con lo establecido en el Capítulo VIII de esta resolución y en el parágrafo 2o de este artículo.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 48) (Fuente: R CREG 096/06, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.5.1.6. EXTENSIÓN DE GARANTÍAS CUANDO LOS CONTRATOS DE COMBUSTIBLE NO CUBREN TODO EL PERÍODO DE VIGENCIA DE LA OBLIGACIÓN. Cuando la duración de estos contratos sea inferior al Período de Vigencia de la Obligación, el agente generador deberá garantizar la disponibilidad continua del combustible. Para ello remitirá a la CREG, un mes antes de la fecha de finalización de cada uno de estos contratos, la copia de los contratos firmados que reemplazan a aquellos que están próximos a finalizar, y con la duración mínima establecida en el artículo 48, así como los formatos del numeral 5.2 del Anexo 5 de esta resolución debidamente diligenciados, correspondientes a la información de los nuevos contratos.

Si la duración de los nuevos contratos es inferior al Período de Vigencia de la Obligación el agente deberá remitir, en la misma fecha en que entregue los contratos o en aquella que fije la CREG con base en el artículo 18 de esta resolución, una garantía que asegure la renovación de los mismos en las condiciones exigidas en este Capítulo. Esta garantía debe cumplir las disposiciones contenidas en el Capítulo VIII de esta resolución.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 49) (Fuente: R CREG 061/07, art. 16)

ARTÍCULO 2.19.5.1.7. VERIFICACIÓN DE CONTRATOS, LOGÍSTICA Y DISPONIBILIDAD DE COMBUSTIBLES. La CREG verificará la veracidad de la información consignada en los formatos del Anexo 5 de esta resolución frente a lo estipulado en los contratos de suministro y transporte de combustibles.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 50)

ARTÍCULO 2.19.5.1.8. EFECTOS DEL INCUMPLIMIENTO EN LA PRESENTACIÓN DE CONTRATOS Y GARANTÍAS. Vencidos los plazos establecidos en esta resolución sin que el generador haya cumplido con la entrega de la copia de los contratos de suministro de combustible, y para el caso de las plantas y/o unidades de generación que vayan a operar con gas natural de los contratos de suministro y transporte de este energético; o de las garantías que aseguren la presentación de los respectivos contratos; a partir de esa misma fecha perderá la asignación de la Obligación de Energía Firme y la remuneración asociada. Igualmente, a partir del vencimiento de dicho plazo, se harán efectivas las garantías de seriedad o de cumplimiento a que se refieren el artículo 45 y el artículo 48 respectivamente, otorgadas por el generador incumplido.

PARÁGRAFO. Durante el Período de Transición, este incumplimiento dará lugar a la reasignación de Obligaciones de Energía Firme a prorrata de la Enficc no comprometida, salvo lo previsto en el Parágrafo 4o del artículo 48 de la presente resolución caso en el cual el respectivo agente mantendrá la asignación de la obligación de energía firme durante su periodo de vigencia.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 51) (Fuente: R CREG 086/06, art. 12)

Normas sobre disponibilidad de combustibles

ARTÍCULO 2.19.5.2.1. 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 a las que se les haya efectuado asignaciones de Obligaciones de Energía Firme con una antelación no inferior a seis (6) meses respecto del inicio de su período de vigencia, garantizadas con contratos y/o garantías para un combustible determinado, podrán optar por cambiar dicho combustible si cumplen los siguientes requisitos:

1. Efectuar la declaración de parámetros a la CREG, para lo cual, debe utilizar los formatos del Anexo 5, numeral 5.2 de la Resolución CREG - 071 de 2006.

2. La declaración de parámetros se deberá efectuar con al menos dos (2) meses, de antelación al inicio del período de vigencia de la Obligación de Energía Firme.

Los parámetros declarados por los agentes para el cálculo de la ENFICC serán verificados aplicando los criterios y demás reglas definidas en el Anexo 6 de la Resolución CREG-071 de 2006. La contratación de la verificación de los parámetros estará a cargo del agente, quien definirá los Términos de Referencia observando lo dispuesto en el numeral 6.1 del Anexo 6 de la Resolución CREG-071 de 2006.

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

Los valores de los parámetros declarados deben coincidir con los resultados de la auditoría, salvo que confrontados con estos impliquen un menor cálculo de ENFICC. En caso contrario, se entenderá que no cumple los requisitos y no podrá efectuar el cambio de combustible reportado para la ENFICC.

3. Dentro de la semana siguiente a la declaración de parámetros, la CREG los publicará en su página web junto con los índices IMM y TCR.

4. Dentro de la semana siguiente a la publicación de parámetros e índices, el agente deberá remitir a la CREG con copia al CND, la declaración de la ENFICC con el nuevo combustible, utilizando para tales efectos el formato del Anexo 4 de la Resolución CREG-071 de 2006.

La ENFICC declarada 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. En caso contrario se entenderá que no cumple los requisitos y no podrá efectuar el cambio de combustible reportado para la ENFICC.

5. Dentro de la semana siguiente a la declaración de la ENFICC con el nuevo combustible, el CND hará la verificación de la ENFICC 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 al valor declarado por el agente se tomará el calculado por el CND; y si este valor es a su vez inferior a las Obligaciones de Energía Firme que tiene asignada la Unidad y/o Planta Térmica, se entenderá que no cumple los requisitos y no podrá efectuar el cambio de combustible reportado para la ENFICC.

6. Entregar a la CREG copia de los contratos del nuevo combustible, por lo menos, con un (1) mes de anticipación al inicio del período de vigencia de las Obligaciones de Energía Firme. Comprende suministro y transporte, según aplique. Adicionalmente, deberá entregar la Licencia Ambiental en la cual se apruebe la operación con el nuevo combustible.

7. Cumplidos y aprobados todos los pasos del procedimiento, la planta y/o unidad térmica queda autorizada a cubrir las Obligaciones de Energía Firme con el nuevo combustible. En caso contrario, la planta y/o unidad térmica deberá cumplir las Obligaciones de Energía Firme asignadas con el combustible original, o sea, el combustible con el cual se le asignaron las Obligaciones de Energía Firme.

(Fuente: R CREG 085/07, art. 12)

ARTÍCULO 2.19.5.2.2. REGLAS PARA PARTICIPAR EN LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME CON PLANTAS O UNIDADES TÉRMICAS QUE UTILICEN COMBUSTIBLE LÍQUIDO. Quienes aspiren a participar en asignaciones de Obligaciones de Energía Firme que se realicen con una antelación mayor a dos años del inicio del Período de Vigencia de la Obligación con plantas o unidades térmicas que utilicen combustible líquido y no cuenten con el respectivo contrato de combustible, podrán optar por

i) Entregar la garantía señalada en la Resolución CREG 071 de 2006; o

ii) Entregar el contrato de combustible, los contratos de servicios con terceros y el documento de logística de abastecimiento, de acuerdo con lo establecido en el artículo 3 de la Resolución CREG 181 de 2010, al menos un año antes del inicio de cada año del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme.

Para acogerse a la opción (ii), el representante de la planta y/o unidad de generación térmica deberá manifestarlo por escrito a la CREG, indicando por lo menos la siguiente información:

1. Tipo(s) de combustible(s) líquido(s) a utilizar y cantidades para lo cual se deberán utilizar los formatos del anexo 5 de la Resolución CREG 071 de 2006.

2. Posible suministrador.

3. Informar si en la fecha de la declaración cuenta o no con la infraestructura necesaria para operar con el combustible líquido, y

4. Año de vigencia de la Obligación de Energía Firme que se va a respaldar.

La comunicación suscrita por el representante deberá ser entregada a la Comisión en la fecha establecida para la entrega de los contratos de suministro y transporte de combustible y/o las garantías, de acuerdo con el cronograma que para tal efecto defina la CREG en cumplimiento del artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

En caso de no contar con la infraestructura para operar con el combustible líquido en la fecha de la declaración, el representante de la planta y/o unidad de generación térmica deberá entregar, en la misma fecha en que debe entregar el contrato, la siguiente documentación:

a) Garantía para amparar la construcción y puesta en operación de la infraestructura requerida, tal como se define la garantía prevista en el Capítulo 4 del Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad contenido en la Resolución CREG 061 de 2007.

b) Cronograma de construcción.

c) Curva S, y

d) Licencia Ambiental para operar con el combustible líquido.

Quien no entregue oportunamente el contrato de combustible, la garantía señalada, el cronograma de construcción y la Curva S perderá el derecho a la asignación de la Obligación de Energía Firme, tanto para el año de vigencia declarado en la manifestación escrita, como para los siguientes años cuando la asignación de la planta y/o unidad comprenda varios años de Obligaciones de Energía Firme.

El cumplimiento de la conversión de la planta o unidad para usar el combustible líquido tendrá lugar a partir de la fecha en que una firma auditora reconocida, contratada por el generador, ejecute una prueba de generación a la planta operando con el combustible líquido, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 109 de 2005 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, y verifique el funcionamiento adecuado de la infraestructura requerida para el suministro y manejo del combustible. Esta prueba debe haber sido exitosa.

PARÁGRAFO 1o. En caso de que el período de vigencia de la Obligación de Energía Firme asignada a quien se acoja a la opción ii) de que trata el presente artículo sea superior a dos años, el agente deberá entregar el contrato de combustible, los contratos de servicios con terceros y el documento de logística de abastecimiento con una antelación no inferior a un año, contados desde el inicio de cada uno de los años del período de vigencia de la Obligación de Energía Firme.

PARÁGRAFO 2o. A quienes se acojan a la opción ii) previstas en este artículo no les aplicará lo definido en el Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad adoptado mediante la Resolución CREG 061 de 2007, específicamente sobre

i) Garantía para amparar la disponibilidad de contratos de combustible durante el período de planeación, y

ii) Garantía para amparar la continuidad de contratos de combustible cuando su duración sea inferior al período de vigencia de la obligación.

PARÁGRAFO 3o. Quienes se acojan parcialmente a la opción ii), es decir, que decidan operar con gas en una parte, deberán cumplir con la regulación existente para esa parte, en lo que respecta a las garantías y entrega de contratos de suministro y transporte.

PARÁGRAFO 4o. La variable OEFNC4 establecida en el Reglamento de Garantías aprobado mediante la Resolución CREG 061 de 2007, será igual a la Obligación de Energía Firme que será respaldada con el combustible líquido en el año de inicio del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme

(Fuente: R CREG 085/07, art. 13) (Fuente: R CREG 088/18, art. 3) (Fuente: R CREG 181/10, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.5.2.3. CONTRATACIÓN DE COMBUSTIBLES PARA EL MERCADO SECUNDARIO DE ENERGÍA FIRME. La Energía de Referencia para el Mercado Secundario de Unidades y/o Plantas Térmicas debe estar respaldada 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.

La verificación de la existencia de los contratos de combustible en las cantidades que se requieren para respaldar las transacciones en el Mercado Secundario, deberá realizarla el agente que compra el respaldo en el momento de celebrar el contrato.

(Fuente: R CREG 085/07, art. 14)

ARTÍCULO 2.19.5.2.4. CAMBIO DE COMBUSTIBLE DURANTE EL PERIODO DE VIGENCIA DE LAS OEF. Una vez superado el plazo máximo de que trata el artículo 12 de la Resolución CREG 085 de 2007 y hasta cuatro (4) meses antes de que finalicen las obligaciones, los agentes con plantas de generación térmica podrán optar por el cambio de combustible para el período de vigencia de las obligaciones asignadas que falten por cumplir, dando aplicación a las siguiente reglas:

1. Todas las obligaciones previstas en el cronograma del proceso de asignación de las OEF que se tengan que cumplir hasta el momento de iniciar el proceso de cambio de combustible de que trata esta resolución se deben haber cumplido. Por lo tanto, el cubrimiento de la OEF anual tuvo que haber estado asegurado antes de dar aplicación al presente mecanismo.

2. El agente interesado debe efectuar la declaración de parámetros a la CREG para lo cual deberá utilizar los formatos del Anexo 5, numeral 5.2, de la Resolución CREG 071 de 2006.

Para la declaración de los parámetros de suministro de combustibles y transporte de gas natural solamente se deberán diligenciar los meses correspondientes al período en que se va a utilizar el nuevo combustible declarado. Los meses anteriores a la declaración del nuevo combustible se asumirán con valor cero (0).

3. Los Costos Variables de Combustible Estimados (CVCE), con el nuevo combustible no podrán superar el Precio de Escasez Parte Combustible vigente en el mes para el cual se hace el cálculo del CVCE. En caso contrario, se entenderá que no cumple los requisitos y no podrá efectuar el cambio de combustible reportado para la ENFICC.

El CND deberá hacer la comprobación de lo definido en el presente numeral para lo cual aplicará lo definido en el artículo 3o de la Resolución CREG 139 de 2011 para el cálculo del CVCE de la planta y/o unidad que solicita el cambio de combustible.

4. Los parámetros declarados por los agentes para el cálculo de la ENFICC serán verificados aplicando los criterios y demás reglas definidas en el Anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006. La contratación de la verificación de los parámetros estará a cargo del agente, quien deberá definir los términos de referencia observando lo dispuesto en el numeral 6.1 del Anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006.

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

5. Dentro de la semana siguiente a la declaración de parámetros, la CREG los publicará en su página web junto con los índices IMM y TCR.

6. Dentro de la semana siguiente a la publicación de parámetros e índices, el agente deberá remitir a la CREG con copia al CND, la declaración de la ENFICC con el nuevo combustible, utilizando para tales efectos el formato del Anexo de la Resolución CREG 071 de 2006.

La ENFICC declarada con el nuevo combustible deberá ser por lo menos igual a las Obligaciones de Energía Firme que tenga asignadas la Planta y/o Unidad Térmica. En caso contrario se entenderá que no cumple los requisitos y no podrá efectuar el cambio del combustible con el cual se tienen cumplidos todos los requisitos para cubrir las OEF.

7. Dentro de la semana siguiente a la declaración de la ENFICC con el nuevo combustible, el CND hará la verificación de la ENFICC de conformidad con el artículo 41 y 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 al valor declarado por el agente, se tomará el calculado por el CND; y si este valor es a su vez inferior a las Obligaciones de Energía Firme que tiene asignadas la Planta y/o Unidad Térmica, se entenderá que no cumple los requisitos y no podrá efectuar el cambio de combustible reportado para la ENFICC.

Para la verificación de la ENFICC de las plantas o unidades térmicas (ENFICCPT) de que trata la ecuación definida en los numerales 3.2 y 3.2.2 del Anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006 <artículo 15 de la Resolución 79 de 2006> se tendrá en cuenta que las variables hi y daño, para efectos de este procedimiento, se definen así:

hi: Horas de operación con el combustible i con la combinación de combustibles. La suma de hi para los n combustibles de los que dispondrá la planta para operar, deberá ser igual al número de horas de los meses con el nuevo combustible del Período de Vigencia de la Obligación.

daño: Días de los meses con el nuevo combustible del Período de Vigencia de la Obligación.

8. El agente deberá entregar a la CREG copia de los contratos del nuevo combustible, por lo menos, con cinco (5) días hábiles de anticipación al inicio del mes en que entrará a aplicar el nuevo combustible a cubrir las Obligaciones de Energía Firme. Los contratos comprenden suministro y transporte, según aplique. Adicionalmente, deberá entregar la licencia ambiental o el documento que defina la autoridad ambiental en la cual se apruebe la operación con el nuevo combustible.

9. Cumplidos y aprobados todos los pasos del procedimiento, la Planta y/o Unidad Térmica queda autorizada a cubrir las Obligaciones de Energía Firme con el nuevo combustible. En caso contrario, la Planta y/o Unidad Térmica deberá cumplir las Obligaciones de Energía Firme asignadas con el combustible original o sea el combustible con el cual haya cumplido todos los requisitos para cubrir las OEF.

10. El cambio de combustible autorizado aplica a partir del primer día del mes siguiente a la fecha de finalización del procedimiento de cambio de combustible.

(Fuente: R CREG 070/14, art. 1)

Opción a la entrega de contratos de combustible para las plantas con asignación de Obligaciones de Energía Firme que hayan optado por la alternativa ii) del artículo 13 de la Resolución número CREG 085 de 2007

ARTÍCULO 2.19.5.3.1. OPCIÓN A LA ENTREGA DE CONTRATOS DE COMBUSTIBLE. Un agente generador que represente a una planta con Asignación de Obligaciones de Energía Firme que haya optado por la alternativa ii) del artículo 13 de la Resolución número CREG 085 de 2007 tendrá como opción a la obligación establecida en ese numeral, celebrar y entregar al ASIC un contrato de cesión de la OEF asignada para el período de doce (12) meses por lo menos en una porción igual a la parte no cubierta por el contrato de combustible, con una o varias plantas con ENFICC no comprometida, quienes deberán comprometerse a asumir la OEF en las mismas condiciones en que se le asignó al cedente. El perfeccionamiento de la cesión deberá estar condicionado a la no entrega de los contratos de combustible y el documento de logística, cuando aplique, por parte del agente cedente. El ASIC verificará que el contrato de cesión cumpla estas condiciones.

El agente que no cumpla con la entrega de los contratos y el documento de logística, cuando aplique, de acuerdo con la alternativa ii) del artículo 13 de la Resolución número CREG 085 de 2007 ni cumpla con todos los requisitos indicados anteriormente, perderá las OEF asignadas.

Los agentes que se acojan a la opción contenida en este artículo deberán entregar con al menos un mes de anticipación al inicio del Período de Vigencia de las Obligaciones los siguientes documentos:

1. Los contratos de combustible y el documento de logística, cuando aplique, necesarios para cubrir la parte de la OEF respaldada por la opción a que se refiere este artículo.

2. Certificado de auditor en donde este manifieste, sin ambigüedades, que el contrato cuenta con cantidades necesarias para respaldar las OEF, según lo definido en el Anexo 6 de la Resolución número CREG 071 de 2006.

Las plantas que vayan a utilizar combustibles líquidos y que en los últimos seis meses no hayan operado con ellos, en la auditoría deberán:

i) Revisar que la planta de generación puede operar con el combustible que respalda, y

ii) Aplicar el procedimiento definido en el artículo 4o de la Resolución número CREG 181 de 2010 para verificar el contrato y la logística.

De no cumplir con las obligaciones señaladas en el inciso anterior se aplicarán las siguientes reglas:

a) Se perfeccionará el contrato de cesión de las OEF de que trata este artículo y la OEF asignada a la planta se ajustará a la cantidad garantizada con el contrato de combustible entregado en la fecha prevista para la entrega del contrato, según la alternativa ii) del artículo 13 de la Resolución número CREG 085 de 2007.

b) Para optar por asignaciones con esta planta o unidad que se realicen posteriormente deberá presentar el contrato de combustibles necesario para garantizar la ENFICC.

PARÁGRAFO 1o. La firma de auditoría se deberá contratar observando lo dispuesto en el numeral 6.1 del Anexo 6 de la Resolución número CREG 071 de 2006, de la lista de auditores publicada por el CNO para adelantar las labores de que trata la Resolución número CREG 181 de 2010.

PARÁGRAFO 2o. Las plantas térmicas que tengan respaldadas sus OEF con gas natural y deseen hacer uso de la opción del presente artículo lo podrán hacer dentro de los 12 meses calendario inmediatamente anteriores al inicio del Período de Vigencia de las Obligaciones, con lo cual podrán sustituir la garantía de disponibilidad de contratos de combustible de que trata el Capítulo 5 del Reglamento de Garantías del Cargo por Confiabilidad contenido en la Resolución número CREG 061 de 2007.

(Fuente: R CREG 148/10, art. 1) (Fuente: R CREG 005/13, art. 4) (Fuente: R CREG 161/10, art. 1)

Contratos y documentos de logística de abastecimiento a entregar por agentes generadores con plantas y-o unidades térmicas que utilicen combustible líquido

ARTÍCULO 2.19.5.4.1. CONTRATOS Y DOCUMENTOS DE LOGÍSTICA DE ABASTECIMIENTO A ENTREGAR POR AGENTES GENERADORES CON PLANTAS Y/O UNIDADES TÉRMICAS QUE UTILICEN COMBUSTIBLE LÍQUIDO. Para la entrega de los contratos y documentos de logística de abastecimiento los agentes generadores con plantas y/o unidades térmicas que utilicen combustible líquido para respaldar Obligaciones de Energía Firme tendrán en cuenta las siguientes reglas:

1. Contratos de combustible. Adicional a lo definido en la Resolución CREG 071 de 2006, los contratos de combustible deberán contener una cláusula de compensación en donde por cada barril de combustible no entregado cuando se solicita, se pague por lo menos un valor equivalente al Cargo por Confiabilidad. Los contratos no deberán tener situaciones eximentes a la compensación.

2. Contratos de servicios con terceros. Corresponde a los contratos de servicios con terceros, requeridos para asegurar el abastecimiento oportuno del combustible a la planta en todo momento y que no se encuentran incluidos en el contrato de combustible.

3. Documento de logística de abastecimiento. El documento de logística de abastecimiento deberá tener una descripción detallada de la forma en que operará la logística de abastecimiento demostrando cómo encadenan todas las partes intervinientes en él para asegurar el abastecimiento oportuno del combustible a la planta en todo momento.

El documento deberá ser claro y conciso sobre capacidad de almacenamiento propio y del distribuidor mayorista para atender el contrato, las capacidades deberán estar certificadas por entidades acreditadas para tal fin; puntos de entrega; período de entrega; número y capacidad de las bahías de descargue; transporte por carretera; transporte por ríos, caso en el cual se deberá considerar los períodos de bajos caudales como los de la época del fenómeno del pacífico; transporte por mar; calidad del producto para cumplir con la regulación ambiental y cualquier otro elemento que se tenga definido en la logística de abastecimiento.

PARÁGRAFO. Los agentes generadores con plantas y/o unidades térmicas que a la fecha de expedición de la presente norma tengan asignadas Obligaciones de Energía Firme, OEF, respaldadas con combustibles líquidos deberán entregar a la CREG el documento de logística de abastecimiento, teniendo en cuenta las siguientes reglas:

i) Plantas y/o unidades cuyo inicio del Período de Vigencia de la Obligación es inferior a un año, contado a partir de la publicación en el Diario Oficial de la Resolución CREG- 181 de 2010, deberán entregar el documento de logística de abastecimiento dentro de los cuatro (4) meses siguientes a la publicación en el Diario Oficial de la Resolución CREG 003 de 2011;

ii) Plantas y/o unidades cuyo inicio del Período de Vigencia de la Obligación es igual o mayor a un año, contado a partir de la publicación en el Diario Oficial de la Resolución CREG-181 de 2010, deberán entregar el documento de logística de abastecimiento a más tardar un año antes del inicio del Período de Vigencia de la Obligación. En la misma fecha deberán entregar el contrato de suministro de combustible de acuerdo con lo definido en la norma vigente al momento de la asignación.

(Fuente: R CREG 181/10, art. 3) (Fuente: R CREG 003/11, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.5.4.2. AUDITORÍA DE CONTRATOS Y DOCUMENTOS DE LOGÍSTICA DE ABASTECIMIENTO ENTREGADOS POR AGENTES GENERADORES CON PLANTAS Y/O UNIDADES TÉRMICAS QUE UTILICEN COMBUSTIBLE LÍQUIDO. La auditoría de todos los contratos y documentos de logística de abastecimiento entregados por agentes generadores con plantas y/o unidades térmicas que utilicen combustible líquido, será realizada por una firma de auditoría que contratará el CND observando lo dispuesto en el numeral 6.1 del Anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006, de la lista de auditores publicada por el CNO, para adelantar las siguientes labores:

1. Verificar las cantidades contratadas, según lo definido en el Anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006.

2. Verificar que el contrato tiene la cláusula de compensación según lo definido en el artículo 3o numeral 1 de la presente resolución.

3. Verificar que las cantidades contratadas de servicios de terceros son coherentes con lo reportado en el documento de logística.

4. Aplicando las mejores prácticas de la ingeniería, evaluar el esquema logístico de abastecimiento propuesto por el agente generador, revisando en sitio la infraestructura reportada; capacidades de almacenamiento; punto y capacidades de descarga de producto; tiempo de programación y recibo de producto; bien sea de refinería, importación y/o poliductos; capacidades de transporte por río, considerando la condición de bajos caudales; y cualquier otro elemento que se haya definido en la logística de abastecimiento.

5. En caso de que un mismo Distribuidor Mayorista tenga contratos con varias plantas térmicas, verificar la disponibilidad de capacidad de la infraestructura del Distribuidor para atender simultáneamente las plantas con las cuales tenga contratos.

Si la cantidad de combustible que se ofrece para respaldar la obligación, verificada por el Auditor teniendo en cuenta la capacidad de infraestructura y la logística contratadas, es inferior a lo declarado por el agente y a su vez es inferior a lo requerido para cubrir las Obligaciones de Energía Firme, OEF, la planta térmica perderá las OEF.

El auditor recibirá de la CREG los contratos y documentos de logística de abastecimiento entregados por los agentes generadores con plantas térmicas que van a respaldar sus Obligaciones de Energía Firme con combustibles líquidos.

El proceso de auditoría deberá finalizar a más tardar seis (6) meses antes del inicio de la OEF.

El costo de la auditoría será asumido por los agentes generadores con plantas térmicas que declaren respaldo de energía firme con combustibles líquidos a prorrata de la ENFICC declarada.

En caso que haya cambios en los contratos y documentos de logística de abastecimiento entregados por los agentes y que hayan sido auditados, se deberá contratar una nueva auditoría en los términos señalados en este artículo.

(Fuente: R CREG 181/10, art. 4) (Fuente: R CREG 088/18, art. 4)

ARTÍCULO 2.19.5.4.3. FINALIZACIÓN DEL PROCESO DE AUDITORÍA DE CONTRATOS Y DOCUMENTOS DE LOGÍSTICA PARA PLANTAS QUE UTILICEN COMBUSTIBLES LÍQUIDOS PARA LAS OEF QUE INICIAN EN DICIEMBRE DE 2020. La finalización del proceso de auditoría de contratos y documentos de logística, previsto en el artículo 4 de la Resolución CREG 181 de 2010, para plantas que utilicen combustibles líquidos para respaldar la Obligaciones de Energía Firme (OEF) que inician el 1 de diciembre de 2020, será a más tardar M meses antes del inicio de la OEF.

Los M meses se determinan descontándole a los seis (6) meses, previstos en la Resolución CREG 181 de 2010, la duración de las medidas de confinamiento de que trata el Decreto 457 de 2020 o aquel que lo modifique, y un mes más.

(Fuente: R CREG 033/20, art. 2)

Opción con gas natural importado para respaldar obligaciones de energía firme del cargo por confiabilidad y otras disposiciones

Participación en la subasta o en el mecanismo de asignación de obligaciones de energía firme con gas natural importado

ARTÍCULO 2.19.5.5.1.1. OPCIÓN PARA PARTICIPAR EN LAS ASIGNACIONES DEL CARGO POR CONFIABILIDAD CON PLANTAS Y/O UNIDADES TÉRMICAS QUE UTILICEN GAS NATURAL IMPORTADO, OPACGNI. Quienes aspiren a participar en asignaciones de Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad con plantas y/o unidades térmicas podrán utilizar gas natural importado desde un mercado líquido para respaldar su ENFICC, para lo cual deberán cumplir las disposiciones contenidas en esta resolución.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.5.5.1.2. REQUISITOS PARA ACOGERSE A LA OPACGNI. Para acogerse a la OPACGNI el representante de la planta y/o unidad de generación térmica deberá manifestarlo por escrito a la CREG en la oportunidad que se establezca en el cronograma que defina la Comisión en cumplimiento del artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006, indicando por lo menos la siguiente información y cumpliendo las siguientes reglas:

a) Deberá presentar una declaración de que cumplirá las condiciones establecidas en el artículo 4o de esta resolución en caso de que se requiera nueva infraestructura para importar gas natural;

b) Deberá señalar las cantidades de gas a respaldar con gas importado para lo cual se deberán utilizar los formatos del Anexo 5 de la Resolución CREG 071 de 2006;

c) Deberá indicar el año o años de vigencia de la Obligación de Energía Firme que va a respaldar.

PARÁGRAFO. Quienes se acojan a la OPACGNI para cubrir parcialmente las OEF deberán cumplir con la regulación vigente en lo que respecta a las garantías y entrega de contratos de suministro y transporte para la parte que no se respalde con gas natural importado.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.5.5.1.3. CONDICIONES PARA RESPALDAR LAS OEF CON GAS NATURAL IMPORTADO CUANDO SE REQUIERA NUEVA INFRAESTRUCTURA DE IMPORTACIÓN. Si para la importación del gas natural con el que se respaldará la OEF se requiere nueva infraestructura de importación, el o los generadores deberán cumplir los siguientes requisitos en las fechas que defina la regulación:

i) Organización. Entregar un esquema de organización y el cronograma detallado por actividades del proceso a seguir para obtener gas natural importado;

ii) Esquema de selección. Entregar un documento en el que conste el esquema para seleccionar el constructor y operador de la infraestructura de importación;

iii) Construcción y operación de la infraestructura de importación. Entregar, auditados, como se señala más adelante, los contratos de construcción y operación de la infraestructura, la curva S y el cronograma de construcción.

La auditoría deberá verificar, utilizando las mejores prácticas de ingeniería, que el cronograma de construcción de la infraestructura de importación permita establecer que esta estará en operación antes del inicio del período de vigencia de las OEF. Adicionalmente, el auditor verificará que la capacidad contratada sea suficiente para garantizar las OEF asignadas.

El cronograma de construcción, la curva S y el informe del auditor deberán ser entregados a la CREG en la misma fecha de los contratos de construcción y operación;

iv) Contratos de suministro y transporte de gas. Entregar, un año antes del inicio de cada año del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme, debidamente auditado, el contrato para el suministro de gas natural importado desde un mercado líquido.

Entregar, debidamente auditado, el contrato de transporte en el Sistema Nacional de Transporte de Gas, SNT, con capacidad en firme que garantice el transporte del gas importado hasta la planta. El contrato deberá entregarse al menos un año antes del inicio de cada año del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme.

La auditoría deberá verificar que el suministro de gas y la capacidad de transporte contratados sean suficientes para garantizar las OEF asignadas y respaldadas con este combustible.

El incumplimiento de cualquiera de los requisitos anteriormente señalados en los plazos que se definan dará lugar, según corresponda, a que el agente no pueda participar en la subasta o el mecanismo de asignación o, si se trata de requisitos que se deban cumplir con posterioridad a la subasta o el mecanismo de asignación, a la pérdida de la totalidad de la Obligación de Energía Firme respaldada parcial o totalmente con gas natural importado.

PARÁGRAFO 1o. El auditor será contratado por el (los) agente(s) generador(es) que se acoja(n) a la OPACGNI, observando lo dispuesto en el numeral 6.1 del Anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006, seleccionándolo de una lista de auditores publicada por el CNO gas.

El CNO gas publicará la lista en un plazo de seis (6) meses, contados a partir de la vigencia de la presente resolución. El CNO gas podrá actualizar la lista cuando lo considere conveniente.

PARÁGRAFO 2o. Quienes para respaldar las OEF con gas natural importado requieran nueva infraestructura de importación de gas natural deberán entregar la garantía de suministro combustible definida en el Capítulo 5 de la Resolución CREG 061 de 2007 o el contrato de suministro señalado en el numeral iv. de este artículo, en la fecha definida para entrega de garantías o contratos, según el cronograma que defina la Comisión en cumplimiento del artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006.

PARÁGRAFO 3o. Para el cálculo de los índices TCR e IMM de que trata el Anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006 se aplicará lo siguiente:

i) Para el cálculo del índice TCR se aplicará lo definido en el Anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006;

ii) Para el cálculo del índice IMM la CREG utilizará la capacidad de la infraestructura de importación, asimilándola a la capacidad de producción del campo, y los contratos para el uso de esa infraestructura.

PARÁGRAFO 4o. El gas natural importado que entre al SNT deberá cumplir las disposiciones establecidas en el Reglamento Único de Transporte o aquellas disposiciones que lo modifiquen, adicionen o complementen.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 4) (Fuente: R CREG 002/19, art. 9)

ARTÍCULO 2.19.5.5.1.4. AUDITORÍA DE CONSTRUCCIÓN DE NUEVA INFRAESTRUCTURA PARA IMPORTACIÓN DE GAS NATURAL PARA LA OPACGNI. Los agentes generadores que se acojan a la OPACGNI con la construcción de la infraestructura nueva para importación de gas natural de un mercado líquido deberán adoptar las medidas necesarias para garantizar que se realice una auditoría durante el proceso de construcción para cada nueva infraestructura que deberá cumplir los siguientes requisitos:

1. Será contratada por el ASIC observando lo dispuesto en el numeral 6.1 del Anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006, seleccionándolo de una lista de auditores publicada por el CNO gas.

2. El costo de auditoría será pagado por la(s) planta(s) y/o unidad(es) térmica(s) que se hayan acogido a la OPACGNI con la misma nueva infraestructura, en proporción a la cantidad respaldada con esta opción.

3. El Auditor designado para verificar el cumplimiento del cronograma de construcción, la curva S y la puesta en operación de la infraestructura, deberá entregar cada trimestre al Ministerio de Minas y Energía, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la Unidad de Planeación Minero-Energética y al Centro Nacional de Despacho un informe de avance del proyecto y un informe final a su culminación.

4. El Auditor deberá observar las condiciones definidas en los numerales 4, 5, 6, 7 y 9 del numeral 1.5 del Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006.

5. Cuando sea del caso, el Auditor será el responsable de informar al ASIC el número de días de retraso de entrada en operación de la infraestructura de importación con relación a la curva S entregada por el agente a la CREG.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 5)

ARTÍCULO 2.19.5.5.1.5. INCUMPLIMIENTO EN EL CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN. El retraso en el cronograma de construcción de la Nueva infraestructura de importación frente al Inicio del Período de Vigencia de la Obligación, IPVO, que no constituya incumplimiento grave e insalvable dará lugar a las siguientes obligaciones: i) Obligación de el o los agentes de garantizar el cumplimiento de la Obligación de Energía Firme asignada mediante alguno de los Anillos de Seguridad, y ii) Obligación de el o los agentes de constituir y entregar garantía de construcción de la Nueva infraestructura de gas importado por todas la OEF respaldadas con dicha infraestructura, que cumpla con las condiciones definidas en el Anexo de esta Resolución, teniendo en cuenta el ajuste por incumplimiento de cronograma. Las anteriores obligaciones se deberán cumplir en los quince (15) días hábiles siguientes a la entrega del informe de que trata el artículo 5o de esta resolución. Habrá lugar a la pérdida de las asignaciones de las Obligaciones de Energía Firme y a la ejecución de la garantía, si es del caso.

El retraso en el cronograma de construcción de la infraestructura de la importación frente al IPVO, que constituya incumplimiento grave e insalvable, entendido como aquel mayor a un año, dará lugar a la pérdida de la asignación de las Obligaciones de Energía Firme que hayan sido respaldadas parcial o totalmente con gas natural importado y a la ejecución de la garantía, si es del caso, cuando no se cumpla con las obligaciones antes descritas en los plazos señalados.

PARÁGRAFO. Si en la fecha de presentación de los contratos de construcción y operación de la infraestructura, la curva S y el cronograma de construcción, hay un retraso en la entrada en operación de la nueva infraestructura de importación frente al Inicio del Período de Vigencia de la Obligación (IPVO), dentro del tiempo que no constituya incumplimiento grave e insalvable, se da la opción para que a más tardar el 1o de diciembre de 2014, presenten la constitución, verificada por el auditor, de las obligaciones i) y ii) contempladas en el inciso primero del presente artículo.

En relación con la constitución de la garantía de construcción de la Nueva Infraestructura de Gas Importado, la misma puede ser constituida ya sea por el representante legal de la empresa o por un tercero interesado en el proyecto.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 6) (Fuente: R CREG 142/14, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.5.5.1.6. ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME DEL CARGO POR CONFIABILIDAD A PLANTAS TÉRMICAS QUE SE ACOJAN A LA OPACGNI CON NUEVA INFRAESTRUCTURA DE IMPORTACIÓN DE GAS NATURAL. Las plantas y/o unidades térmicas que se acojan a la OPACGNI con nueva infraestructura de importación podrán seleccionar el Período de Vigencia de la Obligación, según defina la CREG en la resolución que expida en cumplimiento del artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006, siempre que el gas natural importado con el que se respalde la obligación represente por lo menos el 50% del combustible requerido para la ENFICC de la planta y/o unidad.

En caso de que la cantidad de gas natural importado sea inferior al porcentaje anteriormente señalado, la asignación será de un (1) año.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 7)

ARTÍCULO 2.19.5.5.1.7. CONDICIONES PARA RESPALDAR LAS OEF CON GAS IMPORTADO HACIENDO USO DE INFRAESTRUCTURA EXISTENTE DE IMPORTACIÓN DE GAS NATURAL DE UN MERCADO LÍQUIDO. En caso de contar con infraestructura existente para importar el gas natural de un mercado líquido y con el acceso a la misma, los representantes de las plantas y/o unidades de generación térmica que deseen acogerse a la OPACGNI deberán cumplir los siguientes requisitos:

1. Entregar, en la fecha de la declaración, debidamente auditado, el contrato celebrado con el propietario o representante de la infraestructura de importación. En el contrato deberá señalarse expresamente la capacidad en firme contratada.

2. Entregar, un año antes del inicio de cada año del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme, debidamente auditado, el contrato celebrado con comercializador de gas natural importado de un mercado líquido para el suministro de gas.

3. Entregar, debidamente auditado, el contrato de transporte en el Sistema Nacional de Transporte de Gas, SNT, con capacidad en firme hasta la planta, al menos un año antes del inicio de cada año del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme.

La auditoría deberá verificar que las cantidades de gas y de capacidad de transporte contratadas sean suficientes para garantizar las OEF asignadas.

El incumplimiento en la entrega oportuna de alguno de los documentos definidos en este artículo dará lugar a la pérdida de los derechos a la asignación de la Obligación de Energía Firme que hayan sido respaldadas total o parcialmente con gas importado.

PARÁGRAFO 1o. A quienes se acojan a la OPACGNI haciendo uso de infraestructura existente de importación de gas natural, no les aplicará lo definido en el Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad adoptado mediante la Resolución CREG 061 de 2007, específicamente en los siguientes aspectos: i) Garantía para amparar la disponibilidad de contratos de combustible durante el período de planeación, ii) Garantía para amparar la continuidad de contratos de combustible cuando su duración sea inferior al período de vigencia de la obligación.

PARÁGRAFO 2o. Para el cálculo de los índices TCR e IMM de que trata el Anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006 se aplicará lo siguiente:

i) Para el cálculo del índice TCR se aplicará lo definido en el Anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006;

PARÁGRAFO 3o. El gas natural importado que entre al Sistema Nacional de Transporte deberá cumplir las disposiciones establecidas en el Reglamento Único de Transporte o aquellas disposiciones que lo modifiquen, adicionen o complementen.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 8)

ARTÍCULO 2.19.5.5.1.8. COMBUSTIBLE PARA LAS PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD DE PLANTAS TÉRMICAS QUE UTILIZAN GAS NATURAL IMPORTADO. Las plantas de generación térmica que declaren gas natural importado como único combustible para respaldar Obligaciones de Energía Firme, podrán optar por hacer las pruebas de que tratan las Resoluciones CREG 085 de 2007 y CREG 177 de 2008, y las que las modifiquen o adicionen, con un combustible alterno al gas natural importado.

Las plantas o unidades de generación que declaren gas natural importado y otro combustible, podrán hacer las pruebas con este último combustible.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 9)

ARTÍCULO 2.19.5.5.1.9. VERIFICACIÓN DE CUMPLIMIENTO DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME DE PLANTAS TÉRMICAS CON GAS NATURAL IMPORTADO. Las plantas y/o unidades de generación térmica que respalden las OEF con gas natural importado en una cantidad de por lo menos el 50% del combustible requerido para la ENFICC de la planta, podrán generar con un combustible alterno para la verificación del cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme durante los períodos fuera del Período de Riesgo de Desabastecimiento, para lo cual se aplicarán las siguientes reglas:

Se determina el factor k como la relación entre la Capacidad Efectiva Neta con el combustible alterno y la Capacidad Efectiva Neta con gas natural importado, cuando en un día la planta genere con varios combustibles alternos el factor k, se determinará como:

Donde:

CEN_c,h :	Capacidad Efectiva Neta del combustible alterno c, utilizado en la hora h.
CEN_GNI :	Capacidad Efectiva Neta con Gas Natural Importado.

El factor k, multiplicará las Obligaciones Diarias de Energía Firme siempre que sea menor que uno (1).

i. La Remuneración Real Individual Diaria RRID, 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:

DC_i,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, declaraciones de respaldo o cualquier otro anillo de seguridad diferente a Subasta de Reconfiguración de Venta. Este respaldo debió registrarse previamente ante el ASIC. Para los contratos de mercado secundario cuando el precio de bolsa sea mayor que el precio de escasez de activación 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.

El cálculo de esta componente se realizará de la siguiente forma:

Donde:

CCR_i,d,m:	Compras en contratos de respaldo o en declaraciones de respaldo para la planta o unidad de generación i vigentes en el día d del mes m. La planta o unidad de generación que brinde este tipo de respaldos CCR deberán tener una Disponibilidad Comercial Normal en el día d del mes m, mayor o igual a la suma de sus OEF y al respaldo asociado para el día d.
DDV_i,d,m:	Demanda Desconectable Voluntaria asociada a la planta i en el día d del mes m. Para los casos en que el precio de bolsa haya superado el precio de escasez de activación en algunos períodos horarios del día d, se considerará la Demanda Desconectable Voluntaria Verificada, DDVVi,d,m, de la planta i. Mientras el precio de bolsa haya sido inferior al precio de escasez de activación en todos los períodos horarios del día d, se considerará el registro de la DDV contratada, CDDVi,d,m, de la planta i, así la DDV no se haya activado de acuerdo con lo definido en el artículo 6o de la Resolución CREG 063 de 2010.
DispComNormal_i,h,d:	Disponibilidad Comercial Normal calculada según la metodología definida en la Resolución CREG-024 de 1995 para la planta o unidad de generación i en la hora h del día d.
OEFV_i,d,m:	OEF de Venta para cumplir la OEF de la planta o unidad de generación i en el día d del mes m, expresada en kilovatios-hora (kWh).
ODEFR_i,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).
VCP_i,d,m:	Ventas en contratos de respaldo o en declaraciones de respaldo con la planta o unidad de generación i vigentes en el día d del mes m.
PCC_i,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 (USD/kWh), que se calculará de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

P_i,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 o en los menús, expresado en dólares por kilovatio hora (USD/kWh).
ODEFR_i,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 PCC_i,m se convertirá a pesos por kilovatio hora (COP/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:

RRID_i,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.

ii En el numeral 3.4.1 del Anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006, la variable de Obligación Diaria de Energía Firme, ODEFR, utilizada en el denominador de la ecuación de cálculo de la capacidad disponible equivalente durante la hora h, CDeh, se le multiplicará por el factor k determinado en el numeral i.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 10) (Fuente: R CREG 069/20, art. 9)

ARTÍCULO 2.19.5.5.1.10. COMERCIALIZACIÓN DE EXCEDENTES DE GAS NATURAL IMPORTADO. La comercialización de gas natural importado a usuarios diferentes a los agentes generadores térmicos que se acojan a la OPACGNI se hará a través de los mecanismos regulados por la CREG para la comercialización de gas natural.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 11)

Traslado de plantas

ARTÍCULO 2.19.5.5.2.1. OPCIÓN DE TRASLADO DE PLANTAS DE GENERACIÓN TÉRMICA. Aquellos agentes que, con el fin de garantizar el abastecimiento de combustibles para participar en la asignación de Obligaciones de Energía Firme, requieran realizar el traslado de una planta de generación en operación comercial de la ubicación en la que se encuentre al momento de asignación de la OEF a otro sitio del Sistema Interconectado Nacional, SIN, podrán seleccionar el Período de Vigencia de la Obligación entre uno (1) y tres (3) años, contados a partir de la fecha de finalización del Período de Planeación de la asignación.

Para acogerse a la opción planteada en este artículo, al agente generador deberá entregar los siguientes documentos e información:

1. Comunicación suscrita por el representante de la planta en la cual manifiesta acogerse a la opción y selecciona el Período de Vigencia de la Obligación.

2. Garantía de construcción para amparar el traslado de la planta, tal como se define la garantía prevista en el Capítulo 4 del Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad contenido en la Resolución CREG 061 de 2007. El cumplimiento del traslado se dará a partir de la fecha en que la planta se encuentre localizada en su nueva ubicación y que una firma auditora de la lista definida por el CNO eléctrico para la auditoría de construcción de las plantas de generación, contratada por el generador, haga la auditoría de los parámetros declarados para el Cargo por Confiabilidad y cumpla lo definido en la Resolución CREG 071 de 2006.

3. Cronograma de traslado, cuya duración no podrá ser superior a un período de cargo, es decir, de diciembre de año t a noviembre del año t+1.

4. Curva S.

Adicionalmente, cuando el traslado se haga durante un Período de Vigencia de la Obligación, la planta deberá cubrir sus OEF con contratos en el Mercado Secundario o cualquier otro Anillo de Seguridad. En este caso la variable CmttP, de que trata el artículo 7o de la Resolución CREG 148 de 2010, podrá ser igual al máximo valor entre los contratos registrados para cubrir las OEF y el cálculo definido para esta variable en el citado artículo.

Los anteriores documentos e información se deberán entregar en la fecha establecida para entrega de los contratos de acuerdo con el cronograma que para tal efecto defina la CREG en cumplimiento del artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

La omisión en la entrega oportuna de los anteriores documentos e información, impedirá la participación en la asignación de la Obligación de Energía Firme.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 12)

Participación de plantas de generación que operan con combustible gas licuado de petróleo (GLP) en las asignaciones de OEF

ARTÍCULO 2.19.5.6.1. PARTICIPACIÓN DE PLANTAS DE GENERACIÓN QUE OPERAN CON COMBUSTIBLE GAS LICUADO DE PETRÓLEO (GLP) EN LAS ASIGNACIONES DE OEF. En los procesos de asignación de Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad de que trata la Resolución CREG 071 de 2006 podrán participar plantas térmicas que operen con gas licuado de petróleo (GLP) cumpliendo con lo siguiente:

1. Reglas generales para participar con GLP en las asignaciones de OEF

Los agentes que representen plantas y/o unidades de generación que operan con GLP podrán participar en la asignación de OEF a través de las alternativas definidas en el artículo 13 de la Resolución CREG 085 de 2007, modificado por el artículo 3o de la Resolución CREG 088 de 2018 y aquellas que lo modifiquen, en cuanto a la entrega de los contratos de combustible y logística de abastecimiento.

Las plantas que operan con GLP deberán cumplir con todos los requisitos definidos para las plantas térmicas que operan con combustibles líquidos en lo que respecta a contratos de combustibles, contratos con terceros y documentos de logística, los cuales serán auditados conforme a lo que se define en el artículo 4o de la Resolución CREG 181 de 2010, modificado por el artículo 4o de la Resolución CREG 088 de 2018 y aquellas que lo modifiquen.

Si para la logística de abastecimiento del combustible, el agente o agentes requieren la construcción de nueva infraestructura de importación a su cargo, deberán cumplir con lo establecido en el numeral 2 del presente artículo.

2. Nueva infraestructura de importación

Si para la logística de abastecimiento del combustible, el agente o agentes requieren la construcción de nueva infraestructura de importación a su cargo, deberán cumplir las siguientes reglas:

a) Entrega de la Curva S y el cronograma de construcción

El agente deberá entregar a la CREG, la Curva S y el cronograma de construcción de la infraestructura de importación en la fecha que establezca la CREG mediante resolución para tal fin.

b) Auditoría de construcción de la nueva infraestructura de importación

Los agentes que requieran la construcción de una nueva infraestructura de importación para la logística de abastecimiento del combustible deberán adoptar las medidas necesarias para garantizar que se realice una auditoría trimestral durante el proceso de construcción, que deberá cumplir los siguientes requisitos:

i) Será contratada por el ASIC observando lo dispuesto en el numeral 6.1 del Anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006, seleccionando una firma de la lista de auditores publicada por el CNO para la logística de combustibles líquidos.

ii) El costo de auditoría será asumido por el o los agentes que representan la(s) planta(s) y/o unidad(es) térmica(s) que se hayan acogido a esta alternativa.

iii) El Auditor designado para verificar el cumplimiento del cronograma de construcción, la Curva S y la puesta en operación de la infraestructura, deberá entregar cada trimestre al Ministerio de Minas y Energía, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la Unidad de Planeación Minero Energética y al Centro Nacional de Despacho un informe de avance del proyecto y un informe final a su culminación.

iv) El Auditor deberá observar las condiciones definidas en los numerales 4, 5, 6, 7 y 9 del numeral 1.5 del Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006.

v) Cuando sea del caso, el Auditor será el responsable de informar al ASIC el número de días de retraso de entrada en operación de la infraestructura de importación, con respecto a lo previsto en la Curva S entregada por el agente a la CREG.

c) Incumplimiento en el cronograma de construcción

El retraso en el cronograma de construcción de la nueva infraestructura de importación frente al Inicio del Período de Vigencia de la Obligación, IPVO, que no constituya incumplimiento grave e insalvable dará lugar a las siguientes obligaciones:

i) Obligación del o los agentes de garantizar el cumplimiento de la OEF asignada, mediante alguno de los Anillos de Seguridad.

ii) Obligación del o los agentes de constituir y entregar garantía de construcción de la nueva infraestructura por todas la OEF respaldadas con dicha infraestructura, que cumpla con las condiciones definidas en el Capítulo 4 de la Resolución CREG 061 de 2007, teniendo en cuenta el ajuste por incumplimiento de cronograma.

Las anteriores obligaciones se deberán cumplir en los quince (15) días hábiles siguientes a la entrega del informe de que trata el literal b) de este numeral de este artículo. En caso de que las obligaciones no se cumplan en el tiempo previsto habrá lugar a la pérdida de las asignaciones de las OEF y a la ejecución de la garantía.

PARÁGRAFO 1o. Para las plantas nuevas que van a operar con GLP, se considerará que la garantía de construcción de la planta de que trata el Capítulo 4 de la Resolución CREG 061 de 2007, cubre la garantía de que trata el literal a) del artículo 13 de la Resolución CREG 085 de 2007.

PARÁGRAFO 2o. Mientras el ASIC no tenga información sobre costos del GLP para generación térmica declarada por generadores térmicos, para determinar el CPC definido en la Resolución CREG 139 de 2011, que aplicaría para las plantas que declaren GLP como combustible de respaldo, el agente deberá declarar los siguientes costos:

i) Costos de Suministro de Combustible (CSC). Corresponde al valor de todos los costos para el suministro del GLP en puerto nacional, expresado en pesos del mes anterior a la fecha de declaración por millón de BTU (COP/MBTU).

ii) Costo de Transporte de Combustible (CTC). Corresponde al valor de todos los costos para el transporte del GLP desde el puerto nacional hasta la planta, expresado en pesos del mes anterior a la fecha de declaración por millón de BTU (COP/MBTU).

La declaración de los anteriores valores se deberá hacer en la misma fecha en que se hace la declaración de ENFICC, para lo cual, se deberá remitir una carta a la CREG firmada por el representante legal de la empresa. Dicha comunicación se deberá anexar en el aplicativo definido por la Dirección Ejecutiva para la declaración de ENFICC. En el período de aclaraciones de la ENFICC, la CREG y el CND podrán solicitar aclaraciones de los valores. En caso de que no se reporten valores para la planta o no se entreguen las aclaraciones que sean solicitadas, no se considerará dicha planta para el proceso de asignación.

(Fuente: R CREG 002/19, art. 3)

Cobertura con combustible alterno ante atraso de construcción de la infraestructura de regasificación para la opción de participar en asignaciones del cargo por confiabilidad con gas natural importado -OPACGNI- Para las asignaciones de OEF del período 2015-2016

ARTÍCULO 2.19.5.7.1. COBERTURA CON COMBUSTIBLES ALTERNOS ANTE ATRASO DE INFRAESTRUCTURA DE REGASIFICACIÓN DE GNI PARA LA OPACGNI PARA LAS ASIGNACIONES DE OEF DEL PERÍODO 2015-2016. La cobertura con combustibles alternos ante atraso de la infraestructura de regasificación de GNI para la OPACGNI para las asignaciones de OEF del período 2015-2016 se puede utilizar bajo las siguientes condiciones:

a) El período de diez (10) años de la OPACGNI, iniciando en diciembre 1o de 2015, definida en el artículo 13 de la Resolución CREG 139 de 2011 no se modifica;

b) El uso de combustible alterno para la cobertura de los atrasos del cronograma de construcción de la infraestructura de regasificación, se considerará como parte del anillo de seguridad denominado mercado secundario conforme a las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 071 de 2006;

c) Para el uso de combustible alterno se deberá adelantar el procedimiento definido en los numerales 1 a 5 del artículo 12 de la Resolución CREG 085 de 2007;

d) En caso que el combustible alterno sea un combustible líquido, los documentos de logística y contratos se deberán entregar auditados para lo cual el agente generador deberá contratar el auditor que adelantará lo definido en el artículo 4o de la Resolución CREG 181 de 2010;

e) En caso que la energía con el combustible alterno verificada sea inferior a lo requerido para cubrir las OEF, no se acepta el combustible alterno. En caso que sea por lo menos igual a la OEF, se registrará ante el ASIC dentro de los tres (3) días calendario posterior a la finalización de la verificación por el CND;

f) Los documentos de logística, contratos de combustibles y terceros, declaración de parámetros y los informes de los auditores de que trata los numerales e) y d) se deberán entregar en los quince (15) días hábiles siguientes a la entrega del informe del auditor de que trata el artículo 5o de la Resolución CREG 106 de 2011 en el cual se identifique atraso en la construcción de la infraestructura de regasificación;

g) <Literal derogado por el artículo 6 de la Resolución 71 de 2014>

(Fuente: R CREG 155/13, art. 1)

Reglamento sobre los contratos de suministro de combustible de origen agrícola para el cargo por confiabilidad

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.19.5.8.1.1. INFORMACIÓN QUE DEBE ENTREGARSE CON LOS CONTRATOS DE SUMINISTRO DE COMBUSTIBLES DE ORIGEN AGRÍCOLA. Los contratos de suministro de combustible de que tratan los artículos 44 y 45 de la Resolución CREG 071 de 2006, en el caso de Combustible de Origen Agrícola, deberán entregarse acompañados de un Dictamen Técnico en el que conste:

1. Que el proveedor dispondrá de la cantidad de COA que requiere el agente generador para producir mensualmente la ENFICC declarada o las Obligaciones de Energía Firme asignadas, según sea el caso.

2. Identificación de los años de vigencia de obligaciones para los cuales se tiene capacidad para garantizar con COA el respaldo de las Obligaciones de Energía Firme, definiendo claramente la fecha inicial y final.

El Dictamen Técnico será contratado por el agente generador interesado, cumpliendo lo dispuesto en el Anexo de esta Resolución, con una de las firmas auditoras autorizadas por el CNO.

(Fuente: R CREG 153/13, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.5.8.1.2. CARGO POR CONFIABILIDAD PARA PLANTAS DE COGENERACIÓN. Las plantas de cogeneración que cumplan los requisitos exigidos en esta Resolución y que sean despachadas centralmente, podrán participar según los mecanismos vigentes del Cargo por Confiabilidad.

(Fuente: R CREG 153/13, art. 3)

Requisitos mínimos para la contratación del dictamen técnico para combustibles de origen agrícola (Anexo)

ARTÍCULO 2.19.5.8.2.1. REQUISITOS MÍNIMOS PARA LA CONTRATACIÓN DEL DICTAMEN TÉCNICO PARA COMBUSTIBLES DE ORIGEN AGRÍCOLA. Para la definición de los términos de referencia de la contratación del Dictamen Técnico, el agente observará las siguientes pautas:

-- El contratista será elegido mediante un proceso de selección objetiva. Copia del procedimiento seguido será entregado a la CREG en la misma fecha de entrega del Dictamen Técnico que reemplaza la garantía.

-- El informe del Dictamen Técnico observará los criterios generales definidos en esta resolución y las demás normas de la CREG.

-- En el informe final del Dictamen técnico se explicarán y relacionarán todos los antecedentes, estudios, métodos, memorias de cálculo, exámenes, experimentos e investigaciones que sirvieron de base para dictaminar respecto de la planta y/o unidades.

-- Las pruebas que se requieran se realizarán siguiendo normas nacionales o internacionales.

-- Previo a la entrega del informe final, el contratista validará sus conclusiones con el agente contratante, dando acceso a las memorias de cálculo y permitiéndoles contradecir el informe y formular solicitudes de complementación o aclaración que se resolverán en el informe final.

-- El informe final debe ser entregado a la CREG en el momento de la entrega del Dictamen Técnico que reemplaza la garantía.

(Fuente: R CREG 153/13, ANEXO)

Alternativa para la operación con gas natural de plantas térmicas existentes que declararon combustibles líquidos u ocg para respaldar las obligaciones del cargo por confiabilidad

ARTÍCULO 2.19.5.9.1. COBERTURA PARA PLANTAS QUE OPERAN CON GAS NATURAL Y QUE RESPALDAN SUS OEF CON COMBUSTIBLES LÍQUIDOS U OPCIONES DE COMPRA DE GAS (OCG). Las plantas térmicas existentes que declaren disponibilidad diariamente con gas natural en cantidades inferiores a las requeridas para cubrir las OEF, teniendo respaldadas completamente o parcialmente dichas OEF con combustibles líquidos u OCG según lo establece la regulación, podrán registrar ante el ASIC con destino al mercado secundario las cantidades respaldadas conforme a las siguientes reglas:

1. La energía registrada de la planta y/o unidad en el mercado secundario con el combustible líquido u OCG tendrá como único objetivo respaldar a la misma planta y/o unidad que oferta en el mercado diario con gas natural para el despacho económico.

2. La planta deberá declarar diariamente al ASIC la disponibilidad horaria con el combustible que respalda las OEF del Cargo por Confiabilidad a la misma hora en que remite al CND la oferta de precios y la declaración de disponibilidad para operar con gas natural para el despacho económico.

El ASIC establecerá dentro de los 15 hábiles siguientes contados a partir de la vigencia de esta resolución los formatos y medios para que el agente haga la declaración.

3. El ASIC ajustará la disponibilidad de la planta y/o unidad declarada con el combustible que respalda las OEF descontando horariamente las disminuciones de capacidad en MW que se presenten en la operación real de la planta. La indisponibilidad total de la planta que se declare después de la publicación del despacho diario hará que la disponibilidad ajustada de la planta y/o unidad declarada con el combustible que respalda las OEF sea cero (0) para los períodos horarios que se cumpla dicha condición.

4. La diferencia entre la disponibilidad ajustada calculada en el punto 3 y la disponibilidad comercial de la planta y/o unidad declarada para el despacho económico, se considerará como declaración de respaldo para la misma planta y/o unidad de generación.

5. La declaración de respaldo diaria (DPms_d) para la planta y/o unidad será la suma de los valores horarios determinados en el punto 4. Las declaraciones de respaldo anteriores serán consideradas para el cálculo del IHF de la planta, adicional a las horas de mantenimiento programado y respaldadas con los anillos de seguridad, registrados previamente ante el ASIC, para cubrir las disminuciones de capacidad de la planta por operar con gas natural.

PARÁGRAFO. Las plantas y/o unidades que hagan uso de la alternativa planteada en este artículo, en caso de ser seleccionadas para las pruebas de disponibilidad que trata la Resolución CREG 085 de 2007 y las pruebas discrecionales de que trata Resolución CREG 177 <sic, 77> de 2007, deberán atender las pruebas con la disponibilidad declarada y el combustible para la planta y/o unidad que respalda las OEF.

(Fuente: R CREG 081/14, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.5.9.2. PLANTAS QUE PODRÁN OPTAR POR EL MECANISMO DEFINIDO EN EL ARTÍCULO 1o DE LA PRESENTE RESOLUCIÓN. Las plantas térmicas que podrán optar por el mecanismo definido en el artículo 1o de la presente resolución deberán cumplir las siguientes condiciones:

i) Plantas térmicas existentes;

ii) Plantas que declararon respaldar totalmente o parcialmente sus Obligaciones de Energía Firme (OEF), con combustibles líquidos u OCG hasta la fecha de vigencia de la presente resolución;

iii) Plantas que en las auditorías que se les hubieren adelantado hayan demostrado satisfactoriamente que cuenta con el combustible.

(Fuente: R CREG 081/14, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.5.9.3. MODIFICACIÓN DE LA VARIABLE CMTT_P DEL NUMERAL 3.4.1 DEL ANEXO 3 DE LA RESOLUCIÓN CREG 071 DE 2006. La variable Cmtt_P del numeral 3.4.1 del anexo de la Resolución CREG 071 de 2006 quedará así:

Donde:

Cmtt_P:	Cantidad máxima de compras en anillos de seguridad en MWh a aplicar en el cálculo del IHF.
CEN:	Capacidad Efectiva Neta en MW.
da:	días del año se toma desde octubre 1 del año t hasta septiembre 30 del año t+1.
hd:	horas del día.
ñ:	variable que toma un valor de 20% para plantas operando con gas o combustibles líquidos, 30% cuando es carbón u otro combustible diferente a los nombrados específicamente y 15% cuando es hidráulica. Para plantas con información de operación insuficiente, los valores anteriores se multiplican por 5/12.
n:	Número de días acumulados del año iniciando en octubre del año t hasta septiembre 30 del año t+1.
DPms_d:	Declaraciones de respaldo diaria de que trata el artículo 1o de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 081/14, art. 3)

Normas sobre pruebas de disponibilidad

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.19.6.1.1. PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD DE PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN. Todos los días, y para cada planta o unidad de generación declarada disponible con períodos consecutivos que por lo menos permita la prueba y que no salga programada para generar en el despacho económico en ningún período, el CND ejecutará un proceso aleatorio que determinará si la planta es o no llamada a prueba de disponibilidad para el día respectivo. La probabilidad de que la planta sea llamada a prueba se calculará conforme a la siguiente fórmula:

Donde:

P_g :

Probabilidad de que la planta o unidad de generación g sea llamada a prueba de disponibilidad. Número truncado a 6 decimales.

M_g :

Número de meses calendario consecutivos e inmediatamente anteriores a la fecha de cálculo, contados desde el último mes en que la planta haya tenido generación real hasta el mes de la fecha de cálculo. Se considera Mg igual a cero si a la fecha de cálculo del mes en curso la planta ha tenido generación real. La generación real debe ser como mínimo, durante 4 horas continuas, sin considerar rampas de entrada y salida.

Para cada planta g el CND obtendrá un número aleatorio equiparable con 6 decimales entre 0 y 1 y si este es inferior o igual al Pg de la planta g, dicha planta quedará seleccionada para prueba de disponibilidad.

El CND al momento de informar el Despacho Económico, informará a los agentes las plantas o unidades de generación elegidas para la realización de las pruebas de disponibilidad, y publicará los resultados una vez estas hayan concluido.

PARÁGRAFO 1o. Cuando la Planta o Unidad de generación seleccionada para la realización de la prueba se encuentre aislada del SIN, o cuando por requerimientos de seguridad y confiabilidad del SIN, o por aplicación del Decreto 880 de 2007, no pueda ser despachada en ningún período, el CND cancelará la prueba.

PARÁGRAFO 2o. Esta prueba solamente aplica para las plantas con Obligaciones de Energía Firme en el día respectivo.

PARÁGRAFO 3o. Esta prueba no se podrá realizar tres (3) días antes o menos de la finalización de las Obligaciones de Energía Firme.

(Fuente: R CREG 085/07, art. 15) (Fuente: R CREG 154/13, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.6.1.2. CARACTERÍSTICAS DE LAS PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD. Las pruebas de disponibilidad tendrán las siguientes características:

a) Período: La prueba tendrá una duración de 4 horas consecutivas, sin considerar rampas de entrada y salida. El inicio y la finalización de la prueba deberán ocurrir dentro del mismo día;

b) Generación objetivo: La generación objetivo será igual a la declaración de disponibilidad realizada por el agente que representa la planta para el período de la prueba. El CND programará el valor de la generación objetivo en el despacho económico y en los redespachos, sin embargo podrá modificar la generación objetivo para cumplir con las condiciones de seguridad y confiabilidad del SIN;

c) Desviaciones: Los recursos de generación a los cuales se les programe la prueba no podrán ser autorizados por el Centro Nacional de Despacho, CND, para desviarse horariamente en un margen mayor de +/- 5%. Adicionalmente tampoco prestarán el servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia definido en la Resolución CREG 198 de 1997, o aquella que la modifique, complemente o sustituya;

d) Combustible utilizado: Las plantas en pruebas de disponibilidad deberán realizar la prueba con el combustible declarado para el despacho;

e) Calificación de exitosa: Una prueba será considerada como exitosa cuando la planta tenga una generación total durante el período de la prueba, igual o superior a la generación objetivo considerando la máxima desviación permitida.

f) Implicaciones de una prueba de disponibilidad no exitosa: Cuando una prueba de disponibilidad sea declarada como no exitosa, el agente podrá solicitar que se repita la prueba dentro del mismo día o dentro de los tres (3) días siguientes. En caso de que no se solicite la repetición de la prueba, o la repetición no sea exitosa, se producirán las siguientes consecuencias:

1. El ASIC cesará los pagos correspondientes al Cargo por Confiabilidad de las Obligaciones de Energía Firme respaldadas con dicha planta o unidad de generación, hasta el día en que la planta o unidad de generación tenga generación real durante cuatro horas consecutivas, sin considerar rampas de entrada y salida.

2. 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 respaldadas con dicha planta o unidad de generación, realizados desde el día siguiente en que la planta o unidad de generación tuvo generación real durante cuatro horas consecutivas, sin considerar rampas de entrada y salida.

PARÁGRAFO 1o. La prueba deberá ser declarada ante el CND, según corresponda, como exitosa o no, por el generador que representa la planta que fue seleccionada para prueba de disponibilidad. Esta declaración deberá realizarse a más tardar en la hora siguiente a la finalización de la prueba. En caso de no realizarse la declaración en el tiempo señalado, se considerará que la prueba no fue exitosa.

PARÁGRAFO 2o. Los montos que se deben devolver por el incumplimiento de la prueba de disponibilidad tendrán en cuenta lo siguiente:

i) Se calcularán para días completos.

ii) Se descontarán los montos cubiertos con Anillos de Seguridad registrados ante el ASIC.

iii) Los valores recibidos por concepto de Cargo por Confiabilidad se deberán devolver en un término máximo de tiempo equivalente al período durante el cual los estuvo recibiendo, adicionando a este monto los intereses correspondientes a la tasa de interés bancario corriente, certificada mensualmente por la Superintendencia Bancaria, sobre el saldo adeudado hasta el día en que la deuda sea completamente pagada.

iv) El agente acordará con el ASIC un cronograma de devolución de los valores recibidos, respetando el plazo máximo establecido. De no llegarse a un acuerdo, el ASIC descontará las sumas adeudadas por el agente, con los respectivos intereses, de las notas crédito que resulten a su favor, dentro del plazo máximo establecido.

Los montos de dinero que el ASIC reciba como resultado de la devolución por el incumplimiento de la prueba de disponibilidad y los rendimientos generados por la administración de este dinero, si los hubiere, serán asignados, hasta agotarlos, en la facturación de las transacciones en el mercado de energía mayorista a expedir en los meses calendario siguientes al mes de la ejecución y pago de la garantía, a cada uno de los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial, como un menor costo de restricciones que debe ser trasladado a los usuarios finales.

(Fuente: R CREG 085/07, art. 16) (Fuente: R CREG 138/12, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.6.1.3. 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.

(Fuente: R CREG 085/07, art. 17)

ARTÍCULO 2.19.6.1.4. INDICES DE INDISPONIBILIDAD DURANTE EL PERÍODO DE PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD. Para el cálculo de los Índices de Indisponibilidad de que trata la regulación vigente, serán consideradas las horas indisponibles así como las horas de operación, durante el período de Pruebas de Disponibilidad.

(Fuente: R CREG 085/07, art. 18)

ARTÍCULO 2.19.6.1.5. 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 exitosamente las pruebas durante su primer período de ejecución.

Para aquellos generadores cuya planta o unidad haya obtenido un prueba de disponibilidad exitosa durante el primer período de ejecución para el cual fueron seleccionados, la Reconciliación Positiva se hará de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG-034 de 2001, o aquella que la sustituya o modifique, incluyendo las horas de inflexibilidades que se le asocien.

Para efectos de establecer el valor de la variable GSA prevista 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 cuya planta o unidad no haya obtenido una prueba de disponibilidad exitosa durante el primer período de ejecución, 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 y todos los enlaces internacionales, a prorrata de su demanda.

(Fuente: R CREG 085/07, art. 19)

ARTÍCULO 2.19.6.1.6. 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.

(Fuente: R CREG 085/07, art. 20)

Energía de referencia de plantas o unidades de generación existentes que no cumplieron la prueba de disponibilidad

ARTÍCULO 2.19.6.2.1. ENERGÍA DE REFERENCIA DE PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN EXISTENTES QUE NO CUMPLIERON CON LA PRUEBA DE DISPONIBILIDAD ENTRE EL 1o DE DICIEMBRE DEL AÑO T-1 Y EL 30 DE NOVIEMBRE DEL AÑO T. Los agentes con plantas o unidades de generación existentes que no cumplieron la prueba de disponibilidad en el período comprendido entre el 1o de diciembre del año t-1 y el 30 de noviembre del año t y que no se consideran en la asignación de las Obligaciones de Energía Firme para el período comprendido entre el 1o de diciembre del año t y el 30 de noviembre del año t + 1, podrán ofertar Energía de Referencia en el Mercado Secundario de Energía Firme, si previamente la respectiva planta o unidad cumple una prueba de disponibilidad con las siguientes características:

- Se solicitará la programación de la prueba de disponibilidad al CND, quien la programará tan pronto como le sea posible.

- Los parámetros que se considerarán para la prueba serán los últimos declarados por el agente que representa la planta o unidad de generación para el Cargo por Confiabilidad.

- Si la planta o unidad de generación cumple con la prueba de disponibilidad conforme con lo establecido en el artículo 16 de la Resolución CREG-085 de 2007 o aquella que la modifique, complemente o sustituya, el agente podrá ofrecer como Energía de Referencia al Mercado Secundario de Energía Firme la Enficc, verificada por el CND.

En caso contrario, esta energía no se podrá ofertar al Mercado Secundario.

(Fuente: R CREG 138/08, art. 3)

Pruebas de disponibilidad de plantas o unidades de generaciónsocilitadas discretamente

ARTÍCULO 2.19.6.3.1. PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD DE PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN SOLICITADAS DISCRECIONALMENTE. Adicionalmente al proceso de selección de manera aleatoria y equiprobable previsto en la Resolución CREG-085 de 2007, en cualquiera de los trimestres del período comprendido entre diciembre 1° del año t y noviembre 30 del año t+1 el Centro Nacional de Despacho podrá programar en cualquier momento, o deberá programar cuando la Comisión de Regulación de Energía y Gas lo solicite mediante oficio, pruebas de disponibilidad de plantas o unidades de generación que respalden Obligaciones de Energía Firme las cuales se realizarán con sujeción a las siguientes reglas:

a) La prueba se hará con una capacidad igual a la disponibilidad de la planta o unidad declarada para el despacho de generación para el día en que se programe;

b) La prueba será considerada satisfactoria cuando la planta o unidad genere al menos durante cuatro (4) horas consecutivas dentro del día seleccionado con una capacidad igual a la disponibilidad de la planta o unidad declarada para el despacho de generación para el día en que se programe la prueba, cumpliendo todas las condiciones previstas en la regulación vigente para las pruebas;

c) Si la prueba es satisfactoria y la disponibilidad declarada fue igual o inferior en un 5% a la Capacidad Efectiva Neta (CEN) de la planta o unidad de generación, la planta o unidad que fue objeto de esta prueba no será considerada en el proceso de selección aleatoria de que trata el artículo 15 de la Resolución CREG-085 de 2007 en lo que resta del período mencionado anteriormente, sin perjuicio de que pueda ser seleccionada discrecionalmente;

d) En caso de que la prueba no sea satisfactoria, se dará aplicación a lo dispuesto en el artículo 16 de la Resolución CREG-085 de 2007.

(Fuente: R CREG 177/08, art. 1)

Pruebas de disponibilidad para plantas térmicas que utilizan combustibles líquidos y-o carbón

ARTÍCULO 2.19.6.4.1. PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN QUE UTILIZAN PARA SU OPERACIÓN COMBUSTIBLES LÍQUIDOS Y/O CARBÓN. Las pruebas de disponibilidad de que tratan las Resoluciones CREG 085 de 2007 y 177 de 2008, para plantas térmicas que utilizan combustibles líquidos y/o carbón tendrán las siguientes características:

I. Pruebas de Plantas y/o unidades seleccionadas según el artículo 15 de la Resolución CREG-085 de 2007.

a) La Planta o Unidad de generación seleccionada por el CND para la realización de las Pruebas de Disponibilidad será despachada al menos durante doce (12) horas consecutivas dentro del día seleccionado, pudiéndose extender al día siguiente, siempre que las horas de prueba sean consecutivas.

b) La finalización del período de prueba deberá ocurrir máximo el día siguiente al día en que fue programada.

c) El agente podrá solicitar que se repita la prueba dentro de los dos días máximos que puede tomar la prueba o dentro de los cuatro (4) días siguientes.

d) Las demás disposiciones previstas en el artículo 16 de la Resolución CREG-085 de 2007 se seguirán aplicando, considerando que la duración de la prueba es de doce (12) horas.

II. Pruebas discrecionales de plantas y/o unidades seleccionadas, según la Resolución CREG-177 de 2008.

a) La prueba se hará con una capacidad igual a la disponibilidad de la planta o unidad declarada para el despacho de generación para el día en que se programe.

b) La prueba será considerada satisfactoria cuando la planta o unidad genere al menos durante doce (12) horas consecutivas dentro del día seleccionado, pudiéndose extender al día siguiente, siempre que las horas de prueba sean consecutivas, cumpliendo todas las condiciones previstas en la regulación vigente para las pruebas.

c) Si la prueba es satisfactoria y la disponibilidad declarada fue igual o inferior en un 5% a la Capacidad Efectiva Neta (CEN), de la planta o unidad de generación, la planta o unidad que fue objeto de esta prueba no será considerada en el proceso de selección aleatoria de que trata el artículo 15 de la Resolución CREG-085 de 2007 en lo que resta del período mencionado anteriormente, sin perjuicio de que pueda ser seleccionada discrecionalmente.

d) En caso de que la prueba no sea satisfactoria, se dará aplicación a lo dispuesto en el artículo 16 de la Resolución CREG-085 de 2007.

(Fuente: R CREG 138/09, art. 1)

Combustible utilizado para las pruebas de disponibilidad

ARTÍCULO 2.19.6.5.1. COMBUSTIBLE PARA LAS PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD. Las plantas de generación térmicas que sean seleccionadas para adelantar pruebas de disponibilidad, según lo definido en las Resoluciones CREG 085 de 2007 y CREG 177 de 2008, deberán realizar dichas pruebas con el combustible declarado para cubrir las Obligaciones de Energía Firme. La prueba no será exitosa si no se realiza con el combustible declarado.

(Fuente: R CREG 148/10, art. 4)

ARTÍCULO 2.19.6.5.2. REMUNERACIÓN A PLANTAS TÉRMICAS QUE OPERAN EN PRUEBAS Y EN EMERGENCIA CON COMBUSTIBLE DIFERENTE AL OFERTADO. Las plantas térmicas que sean convocadas para pruebas según la Resolución CREG 177 de 2008, con combustible diferente al ofertado, se remunerarán con el combustible de la prueba a los costos establecidos en el primer término de la función para calcular el PR, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 034 de 2001. La anterior regla también aplica cuando el CND por condiciones de emergencia solicita la operación de una planta o unidad con combustible diferente al ofertado.

(Fuente: R CREG 148/10, art. 6)

Liquidación

ARTÍCULO 2.19.7.1. EXIGIBILIDAD DE LAS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME EN EL DESPACHO IDEAL. Las obligaciones de energía firme serán exigibles a cada uno de los generadores remunerados por concepto de Cargo por Confiabilidad durante cada una de las horas en las que el Precio de Bolsa sea mayor que el precio de escasez de activación vigente. Dichas obligaciones deberán ser cumplidas de conformidad con el Despacho Ideal.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 52) (Fuente: R CREG 140/17, art. 13)

ARTÍCULO 2.19.7.2. VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA ENTREGA DE ENERGÍA FIRME Y LIQUIDACIÓN. Para cada una de las horas en las cuales el Precio de Bolsa supere el precio de escasez de activación, el ASIC determinará el valor de las desviaciones de las Obligaciones de Energía Firme para cada uno de los generadores de acuerdo con lo establecido en el Anexo 7 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 53) (Fuente: R CREG 140/17, art. 14)

ARTÍCULO 2.19.7.3. ASIGNACIÓN DE EXCEDENTES ASOCIADOS CON INCUMPLIMIENTOS POR PARTE DE UN GENERADOR DE SUS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Si como resultado del incumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme por parte de un generador se produce racionamiento, los saldos en la Bolsa que no puedan ser asignados a otros generadores serán distribuidos entre los comercializares del SIN a prorrata de la cantidad de energía racionada a cada uno de ellos. Estos saldos deberán ser devueltos por cada comercializador a los usuarios del SIN como un menor valor de restricciones. Para los casos en los cuales el Precio de Bolsa sea inferior al segundo escalón del Costo de Racionamiento, este cálculo se realizará considerando un precio de bolsa igual al segundo escalón del costo de racionamiento.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 54)

ARTÍCULO 2.19.7.4. PRECIO DE LAS TRANSACCIONES EN BOLSA CUANDO EL PRECIO DE BOLSA ES MAYOR AL PRECIO DE ESCASEZ DE ACTIVACIÓN. Todas las transacciones de compra y venta de energía en la Bolsa que se realicen durante las horas en las cuales el Precio de Bolsa supera el precio de escasez de activación serán liquidadas a precio de escasez ponderado (PEp), como se define a continuación:

Donde:

PE_pm	Precio de escasez ponderado en el día d del mes m. Este valor lo deberá publicar el ASIC mensualmente en su página web.
PE_i,j,m	Precio de escasez de la planta i del generador j en el mes m. El precio de escasez corresponde al que vincula a la OEF, bien sea al precio de escasez del anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006, o precio marginal de escasez, según corresponda.
OMEFR_i,j,m	Obligación mensual de energía firme respaldada por la planta i del generador j en el mes m del Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006.

Lo anterior, sin perjuicio de las disposiciones contenidas en la regulación vigente en materia de precios de reconciliación y de liquidación de las Transacciones Internacionales de Energía.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 55) (Fuente: R CREG 140/17, art. 15) (Fuente: R CREG 079/06, art. 5)

ARTÍCULO 2.19.7.5. CARGO POR CONFIABILIDAD DE LAS PLANTAS Y/O UNIDADES DE GENERACIÓN NO DESPACHADAS CENTRALMENTE. Todos aquellos generadores no despachados centralmente que tengan contratos de venta de energía de conformidad con las disposiciones contenidas en la regulación vigente, deberán producir diariamente la ENFICC declarada de conformidad con las disposiciones contenidas en esta resolución, siempre que al menos durante una de las horas del día de despacho el Precio de Bolsa supere el precio de escasez de activación.

Cuando la generación real diaria de estos generadores sea menor a la ENFICC declarada, el ASIC incrementará la cuenta por pagar del respectivo agente en un monto igual al producto entre el valor del CERE y la diferencia entre la ENFICC diaria y la generación real diaria utilizada por el ASIC para las transacciones comerciales, este valor será asignado a cada uno de los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial como un menor costo de restricciones que debe ser trasladado a los usuarios finales.

Para cada una de las horas en las cuales el Precio de Bolsa sea superior al precio de escasez activación y la Planta no Despachada Centralmente tenga contratos de venta de energía a Precio de Bolsa de conformidad con la regulación vigente, el precio del contrato será igual al PEp.

Para los efectos de que trata el anexo 7 de esta resolución, la Obligación Diaria de Energía Firme de las Plantas no Despachadas Centralmente será igual a su Generación Ideal.

Para los efectos de que trata el anexo 8 de la presente resolución, las plantas no despachadas centralmente solo recaudan Cargo por Confiabilidad por sus ventas de energía en bolsa.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 56) (Fuente: R CREG 140/17, art. 16) (Fuente: R CREG 079/06, art. 6)

ARTÍCULO 2.19.7.6. RECAUDO Y PAGO DEL CARGO POR CONFIABILIDAD A LOS AGENTES GENERADORES CON OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. El ASIC efectuará la conciliación, liquidación y facturación del Cargo por Confiabilidad de conformidad con el Anexo 8 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 57)

Anillos de seguridad

Introducción

ARTÍCULO 2.19.8.1.1. OBJETO. Los Anillos de Seguridad son un conjunto de mecanismos orientados a facilitar el cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme. Estos mecanismos son el Mercado Secundario de Energía Firme, las Subastas de Reconfiguración, la Demanda Desconectable Voluntariamente y la Generación de Ultima Instancia.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 58)

Mercado secundario de energía firme

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.19.8.2.1.1. OBJETO. El Mercado Secundario de Energía Firme es el mecanismo que le permite a cada uno de los generadores que determinen que su energía no es suficiente para cumplir sus Obligaciones de Energía Firme, negociar con otros generadores que tengan Energía de Referencia para el Mercado Secundario, de conformidad con el artículo 43 de esta resolución, el respaldo de sus compromisos a través de Contratos de Respaldo, según lo establecido en esta resolución.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 59) (Fuente: R CREG 079/06, art. 7)

ARTÍCULO 2.19.8.2.1.2. PARTICIPANTES. En el Mercado Secundario de Energía Firme participarán exclusivamente los generadores. Los oferentes de este mercado serán los generadores con Energía de Referencia para el Mercado Secundario. Los compradores serán los generadores que requieran temporalmente ENFICC para el cumplimiento de sus Obligaciones de Energía Firme.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 60) (Fuente: R CREG 096/06, art. 4) (Fuente: R CREG 079/06, art. 8)

ARTÍCULO 2.19.8.2.1.3. FUNCIONAMIENTO. Los generadores que tengan Energía de Referencia para el Mercado Secundario y que voluntariamente quieran participar en este mercado, publicarán la cantidad de energía que ofrecen en el Sistema de Información del Mercado Secundario, en la forma como lo establezca el ASIC.

El agente generador que requiera ENFICC para cumplir sus Obligaciones de Energía Firme negociará bilateralmente estos Contratos de Respaldo con los generadores oferentes, de acuerdo con esta resol ución.

Las negociaciones en el mercado secundario no podrán modificar en forma alguna las condiciones en las cuales los generadores se comprometieron en la Subasta a suministrar la Energía Firme.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 61) (Fuente: R CREG 079/06, art. 9)

ARTÍCULO 2.19.8.2.1.4. CONTENIDO DE LOS CONTRATOS DE RESPALDO DE ENERGÍA FIRME Y DE LAS DECLARACIONES DE RESPALDO. La forma, contenido, garantías y condiciones establecidas en los Contratos de Respaldo de Energía Firme podrán pactarse libremente entre las partes. Las partes deberán incluir en el contrato la información referente a la identificación de los generadores que intervienen, del recurso de generación comprometido y del respaldado, la cantidad diaria determinada de Energía Firme negociada en el contrato, expresada en kilovatios hora día, y su período de vigencia.

La Declaración de Respaldo deberá contener la información referente a la identificación del generador que declara, del recurso de generación comprometido y del respaldado, la cantidad diaria determinada de Energía Firme comprometida con la declaración, expresada en kilovatios hora día, y su período de vigencia.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 62) (Fuente: R CREG 096/06, art. 5)

ARTÍCULO 2.19.8.2.1.5. REGISTRO DE CONTRATOS DEL MERCADO SECUNDARIO DE ENERGÍA FIRME. Todos los Contratos de Respaldo de Energía Firme que se celebren entre generadores, como resultado de su negociación en el Mercado Secundario, deberán registrarse ante el ASIC en la forma como él lo establezca.

El plazo máximo para el registro de estos contratos será de tres (3) días calendario contados desde la fecha de su celebración, y el mínimo será de dos (2) días antes de su fecha de entrada en vigencia.

PARÁGRAFO 1o. El ASIC publicará en el Sistema de Información del Mercado Secundario las cantidades transadas bilateralmente, identificando el plazo de estos compromisos, su entrada en vigencia y el precio al que fueron pactados.

PARÁGRAFO 2o. <Parágrafo derogado por el artículo 13 de la Resolución 96 de 2006.>

PARÁGRAFO 3o. El incumplimiento en la entrega de la energía pactada en un Contrato de Respaldo será responsabilidad de las partes contratantes y no modificará las acciones previstas por la CREG para el incumplimiento en la entrega de la ENFICC asignada a los generadores en la Subasta o en el mecanismo de asignación que haga sus veces.

PARÁGRAFO 4o. Los Contratos de Respaldo y las Declaraciones de Respaldo serán despachados en el orden en que fueron registrados ante el ASIC, cumpliendo las siguientes condiciones:

Las cantidades a despachar no podrán superar los excedentes diarios de generación ideal con respecto a las Obligaciones de Energía Firme del vendedor.

Las cantidades a despachar no podrán superar el déficit diario de generación ideal con respecto a las Obligaciones d e Energía Firme del comprador.

En todos los casos las cantidades a despachar de cada Contrato de Respaldo o Declaración de Respaldo no podrán superar la cantidad registrada, de acuerdo con las disposiciones contenidas en la presente resolución.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 63) (Fuente: R CREG 096/06, art. 6) (Fuente: R CREG 079/06, art. 10)

ARTÍCULO 2.19.8.2.1.6. REGISTRO DE ANILLOS DE SEGURIDAD DURANTE EL PERÍODO DE VIGENCIA DE LA OEF. Para el registro contratos o declaraciones de respaldo de los anillos de seguridad el ASIC deberá verificar la ENFICC no comprometida de la respectiva planta, a través del siguiente procedimiento:

i) Tomará como punto partida la última ENFICC verificada en kWh/día de la planta, según lo definido en el Anexo 5 de la Resolución CREG 071 de 2006.

ii) Calculará la ENFICC no comprometida como la diferencia entre la ENFICC verificada y la suma de la OEF en kWh/día, para lo cual, la OEF asignada se divide por el número de días del período asignado para obtener un valor en kWh/día aproximado a cero (0) decimales, y otros contratos de respaldo que tenga registrados para los períodos de verificación que comprometan ENFICC en kWh/día.

iii) El ASIC sólo procederá a registrar el contrato de respaldo en anillos de seguridad que comprometan ENFICC de la planta, si el valor de ENFICC objeto del contrato no supera la ENFICC no comprometida, definida en el numeral ii).

Teniendo en cuenta lo anterior, los agentes que representen plantas y/o unidades de generación deberán registrar los contratos de respaldo en anillos de seguridad discriminando cuáles se respaldan con EDA y/o ENFICC en kWh/día con cero (0) decimales.

El ASIC tendrá un plazo máximo de tres (3) meses, contados a partir de la publicación en el Diario Oficial de la presente resolución, para implementar el aplicativo para el registro de contratos en anillos de seguridad con las características señaladas en este artículo.

(Fuente: R CREG 002/19, art. 2)

Cesión de los contratos de respaldo en el mercado secundario

ARTÍCULO 2.19.8.2.2.1. CESIÓN DE CONTRATOS DE RESPALDO. Los Contratos de Respaldo en el Mercado Secundario podrán ser cedidos cuando exista acuerdo entre las partes que lo suscribieron. La cesión deberá ser registrada ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, dentro de los mismos plazos establecidos para el registro de los Contratos de Respaldo.

(Fuente: R CREG 096/06, art. 2)

Reglas de las subastas de reconfiguración como parte de los anillos de seguridad del cargo por confiabilidad

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.19.8.3.1.1. OBJETO. La Subasta de Reconfiguración es el mecanismo mediante el cual se ajustan los requerimientos que deben ser cubiertos con las Obligaciones de Energía Firme, según los cambios en las proyecciones de demanda de energía.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 64)

ARTÍCULO 2.19.8.3.1.2. PERIODICIDAD. Anualmente la CREG evaluará la diferencia entre las Obligaciones de Energía Firme adquiridas para un año en particular y la proyección de demanda de energía más reciente calculada por la UPME. Con base en esta evaluación ordenará la realización de una Subasta de Reconfiguración para la compra o para la venta de Obligaciones de Energía Firme, según sea el caso, de conformidad con lo establecido en esta resolución.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 65)

Subasta de reconfiguración de venta (SRCFV)

ARTÍCULO 2.19.8.3.2.1. OBJETO Y ALCANCE. La Subasta de Reconfiguración de Venta es el mecanismo mediante el cual se puede ajustar un exceso de cobertura con Obligaciones de Energía Firme por cambios en las proyecciones de demanda de energía. Quienes resulten con asignaciones en estas subastas de reconfiguración: adquirirán los derechos correlativos a las OEF previamente asignadas de que trata el artículo 4o siguiente y se obligarán a realizar los pagos que se establecen en esta resolución.

(Fuente: R CREG 051/12, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.8.3.2.2. PARTICIPANTES. En la Subasta de Reconfiguración de Venta podrán participar como compradores los generadores con OEF vigentes para el Período de Vigencia de la Obligación que se subaste y que se encuentren registrados en el Mercado de Energía Mayorista.

(Fuente: R CREG 051/12, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.8.3.2.3. PRODUCTO. En la Subasta de Reconfiguración de Venta el producto a subastar, en adelante OEF de Venta, serán los derechos a la entrega de energía, correlativos a las Obligaciones de Energía Firme, expresados en kWh/día, durante todo el Período de Vigencia de la Obligación que se subaste.

(Fuente: R CREG 051/12, art. 4)

ARTÍCULO 2.19.8.3.2.4. CONVOCATORIA DE LAS SUBASTAS DE RECONFIGURACIÓN DE VENTA. La convocatoria de las subastas de reconfiguración de venta la realizará la CREG considerando las OEF asignadas, las proyecciones de demanda de energía más recientes publicadas por la UPME y el porcentaje de cobertura que considere la CREG.

La resolución de convocatoria contendrá al menos la siguiente información:

i) Período de Vigencia de la Obligación a considerar en la subasta de reconfiguración de venta;

ii) Cronograma en el cual se definirán las actividades a adelantar y las fechas máximas para su cumplimiento. En el cronograma se incluirán las siguientes actividades:

a) Fecha para la Declaración de Interés por parte de los agentes en donde se informa el nombre del agente generador y la planta de la cual se adquieren las OEF de venta;

b) Fecha en la cual el ASIC informará el precio máximo del Cargo por Confiabilidad para el período t a subastar;

c) Fecha en la que se deberán entregar los sobres cerrados;

d) Fecha para realizar la subasta en presencia del auditor y participantes en la misma;

e) Fecha de publicación de resultados de la asignación por parte del ASIC.

PARÁGRAFO. La CREG podrá convocar a una nueva Subasta de Reconfiguración de Venta para el mismo período de vigencia de la obligación para el cual se haya realizado una Subasta de Reconfiguración de Venta previa, cuando se cumplan las siguientes condiciones:

i) Una vez celebrada una Subasta de Reconfiguración de Venta, convocada conforme a lo señalado en el artículo 5o de esta resolución, la cantidad subastada no haya sido asignada completamente.

ii) Al menos uno de los generadores que representan plantas y/o unidades de generación y que cumplan con lo establecido en el artículo 3o de esta resolución, manifieste mediante comunicación suscrita por el representante legal, el interés en participar en una Subasta de Reconfiguración de Venta adicional. La manifestación se deberá entregar a la CREG con copia al ASIC máximo el 1o de septiembre del año del inicio del período de vigencia a subastar.

La CREG podrá convocar a una nueva Subasta de Reconfiguración de Venta mediante Circular del Director Ejecutivo en la que se informará el cronograma a seguir por los agentes participantes y el administrador de la subasta, de acuerdo con lo establecido en este artículo.

(Fuente: R CREG 051/12, art. 5) (Fuente: R CREG 115/12, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.8.3.2.5. CARACTERÍSTICAS. La Subasta de Reconfiguración de Venta deberá cumplir las siguientes reglas:

i) Tipo de subasta: se define como una subasta de sobre cerrado;

ii) Período a subastar: período t entre el 1o de diciembre del año p y el 30 de noviembre del año p+1;

iii) Los participantes de que trata el artículo 3o presentarán sus ofertas en sobre cerrado las cuales deberán contener:

a) Identificación del agente generador que representa a la planta y/o unidad con OEF asignadas;

b) Identificación de la planta y/o unidad de generación con OEF asignadas representada por el agente generador a la cual se aplicarán las OEF que se lleguen a comprar;

c) Cantidad Máxima de energía en kWh-día en números enteros. Condición que indica la máxima cantidad de derechos correlativos a las OEF para la planta y/o unidad, identificada en el literal b) anterior, que está dispuesto a comprometer el agente que la representa;

d) Cantidad Mínima de energía en kWh-día en números enteros. Condición que indica la mínima cantidad de OEF para la planta y/o unidad, identificada en el literal b) anterior, con que está dispuesto a comprometer el agente que la representa, literal a. anterior;

e) Margen sobre precio máximo del Cargo por Confiabilidad durante el Período de Vigencia de la Obligación que se subaste en US$/MWh con un decimal. Este valor debe ser un número mayor o igual que cero.

PARÁGRAFO. Las características de la Subasta de Reconfiguración de Venta posterior a la convocada de acuerdo con el artículo 5o de la presente resolución para el mismo Período de Vigencia de la Obligación son las mismas definidas en este artículo con excepción de lo señalado en el literal e) del numeral iii). Además deberá cumplir las siguientes condiciones:

i) La oferta del margen sobre precio máximo del Cargo por Confiabilidad en US$/MWh con un decimal deberá ser mayor al margen al cual haya cerrado la subasta convocada de acuerdo con el artículo 5o de la presente resolución. Valores que no cumplan con esta condición serán causal de inadmisión de la oferta.

ii) La cantidad a subastar será la cantidad que haya definido la CREG para la subasta de que trata el artículo 5o de la presente resolución menos las OEF de Venta asignadas.

(Fuente: R CREG 051/12, art. 6) (Fuente: R CREG 115/12, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.8.3.2.6. PROCESO DE ASIGNACIÓN. El proceso de asignación de la Subasta de Reconfiguración de Venta que adelantará el ASIC se hará mediante un proceso de optimización que tendrá las siguientes etapas:

i) Validación. Una vez abiertos los sobres se deberá verificar que la información para cada planta y/o unidad cumpla lo señalado en el numeral iii del artículo 6o de esta resolución y las siguientes reglas:

a) La cantidad máxima deberá ser menor o igual a la OEF asignada a la planta y/o unidad;

b) La cantidad mínima deberá ser menor que la cantidad máxima de la planta y/o unidad;

ii) Diferenciación de Ofertas. Cuando dos o más plantas y/o unidades oferten el mismo margen de precio, se aplicará un proceso aleatorio que garantice que todas las ofertas tendrán precios diferentes restando valores de 1 US$/GWh.

Las variaciones en los márgenes ofertados serán exclusivamente para fines del proceso de optimización y no para establecer el precio al que finalmente se asignen las OEF de Venta.

iii) Proceso de Optimización. El proceso de optimización se realizará cumpliendo las siguientes reglas:

a) La función objetivo será maximizar la suma de las multiplicaciones entre las OEF de Venta por el margen de precio ofertado correspondiente, diferenciado conforme al numeral ii anterior, por cada una de las plantas y/o unidades, sujeta a las siguientes restricciones:

i) La sumatoria de las asignaciones de las OEF de Venta para cada planta y/o unidad deberá ser cero o un número entre la Cantidad Mínima y la Cantidad Máxima ofertada;

ii) La suma de las OEF de Venta vendidas deberá ser menor o igual a la cantidad subastada en la Subasta de Reconfiguración de Venta;

b) Las variables de asignación asociadas a cada planta y/o unidad para la formulación del problema de optimización se definen en orden ascendente según el margen de precio de oferta resultante del proceso de diferenciación de ofertas;

c) La asignación de las OEF de Venta se obtendrá de la primera solución encontrada al resolver el problema de optimización planteado en este numeral;

d) Una vez se finalice el proceso de optimización, se determinará el margen de asignación como el menor de los que resulten con asignaciones de OEF de Venta. Este será el margen de precio de la Subasta de Reconfiguración de Venta (MPsrcfv) que tendrán que pagar por las OEF de Venta asignadas.

iv) Formulación matemática, modelo computacional y manual. La formulación matemática, el modelo computacional y el manual para hacer esta optimización serán presentados por el ASIC a la CREG en un plazo de cinco (5) semanas a partir de la publicación de la presente resolución para que sean publicados mediante Circular de la Dirección Ejecutiva que estará disponible en la página web de la CREG.

El Manual contendrá todos los parámetros de programación y equipos necesarios para resolver el problema de optimización antes mencionado, dentro de los cuales estarán cuando menos los siguientes:

a) Programa de optimización. Versión y parámetros de ajuste del mismo;

b) Especificaciones de equipo computacional.

El ASIC llevará a cabo el proceso de asignación de acuerdo con el reglamento definido en el Anexo 1 de la presente resolución, en presencia del Auditor de la Subasta de Reconfiguración y de los representantes de los participantes o sus apoderados y publicará los resultados de la subasta de asignación de la OEF de Venta incluyendo la siguiente información: margen de precio, período de vigencia de la obligación y cantidades asignadas.

(Fuente: R CREG 051/12, art. 7)

ARTÍCULO 2.19.8.3.2.7. OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME, OEF. Se aplicarán las siguientes reglas a las OEF asignadas a las plantas y/o unidades para el período t que adquieran OEF de Venta en una Subasta de Reconfiguración de Venta para el mismo periodo:

i) Plantas en construcción con cumplimiento parcial de las OEF con OEF de Venta. Las plantas en construcción cumplirán, para todos los efectos, las OEF asignadas previamente a la subasta de reconfiguración para el período t, en la misma cantidad de las OEF de Venta que le sean asignadas en dicha subasta para el mismo período. Las OEF que excedan las OEF de Venta se deberán cumplir conforme a lo establecidos en la regulación;

ii) Plantas en construcción con cumplimiento total de las OEF asignadas con OEF de Venta. Se aplicarán las siguientes reglas a las plantas en construcción que adquieran OEF de Venta en una Subasta de Reconfiguración de Venta para el período t en la misma cantidad de las OEF asignadas en subastas previas a la subasta de reconfiguración para ese período t:

a) Se considerará para todos los efectos cumplidas las OEF asignadas previamente a la subasta de reconfiguración para el periodo t;

b) Se aplazará el Inicio de Período de Vigencia de la Obligación en la duración del período t, solamente para efectos de la fecha de referencia del cumplimiento de puesta en operación del proyecto y de las garantías que apliquen;

c) La fecha de finalización del período de vigencia de las obligaciones no tendrá ningún cambio con respecto al establecido en el momento de la asignación de las OEF.

iii) Plantas existentes con cumplimiento total de las OEF asignadas con OEF de venta. Se aplicarán las siguientes reglas a las plantas existentes que adquieran OEF de Venta en una Subasta de Reconfiguración de Venta para el período t en la misma cantidad de las OEF asignadas en subastas previas a la subasta de reconfiguración para ese período t:

a) Se considerará para todos los efectos cumplidas las OEF asignadas previamente a la subasta de reconfiguración para el periodo t;

b) Para efectos de la estimación del IHF se dará a la OEF de Venta un tratamiento igual al de los contratos en el Mercado Secundario y la variable Cmttp, de que trata el numeral 3.4.1 del Anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006, será igual a la OEF de Venta adquirida por la planta;

c) No se le aplicarán las pruebas de que trata la Resolución CREG 085 de 2007.

(Fuente: R CREG 051/12, art. 8)

ARTÍCULO 2.19.8.3.2.8. LIQUIDACIÓN DE LAS OEF DE VENTA. La liquidación de las OEF de Venta a una planta con OEF asignadas se hará teniendo en cuenta lo siguiente:

i) El valor de la parte cumplida con OEF de Venta al precio ponderado del Cargo por Confiabilidad para el período t se calcula como sigue:

Donde:

VOEFV_i,d,m_:	Valor de la OEF de Venta adquirida en subasta de reconfiguración de venta al precio ponderado para cumplir las OEF de la planta i para el día d para el mes m. Valor que se le cobra al generador que representa a la planta i.
OEFV_i,d,m:	OEF de Venta para cumplir la OEF de la planta i para el día d para el mes m en kilovatios-hora (kWh-día).
PCC_i,m:	Precio Promedio Ponderado del Cargo por Confiabilidad de las asignaciones de la OEF respalda por la planta i vigente en el mes m, expresado en dólares por kilovatio-hora (US$/kWh) calculado según lo definido en el numeral 8.1.1 del anexo 8 de la Resolución CREG 071 de 2006;

ii) El valor de la parte cumplida con OEF de Venta al margen de precio máximo del Cargo por Confiabilidad para el período t se calcula como sigue:

Donde:

VMOEFV_i,d,m:	Valor de la OEF de Venta adquirida en subasta de reconfiguración de venta al margen de precio máximo para cumplir OEF de la planta i para el día d para el mes m. Valor que se le cobra al generador que representa a la planta i.
MP_srcfv:	Margen de precio de la subasta de reconfiguración de venta para el período t en US$/kWh.
PMCC:	Precio máximo del Cargo por Confiabilidad del período t en US$/kWh.

Los valores de MPsrcfv y PMCCm se convertirán a pesos por kilovatio hora ($/kWh) utilizando la TRM correspondiente al último día del mes liquidado, publicado por la Superintendencia Financiera.

El valor VMOEFV se garantiza a través del procedimiento de cálculo de garantías financieras y mecanismos alternativos para cubrir transacciones en el Mercado de Energía Mayorista.

El incumplimiento por parte del generador que representa la planta que compra OEF de Venta en la entrega de la garantía señalada en el inciso anterior por el valor necesario para cubrir todas sus transacciones en el Mercado Mayorista, hará que pierda la asignación de las OEF de Venta y no le serán aplicables las reglas de que trata el artículo 8o anterior.

iii) Los valores que se recauden por los conceptos VOEFVi,d,m y VMOEFVi,d,m definidos en los numerales i. y ii., anteriores, serán asignados a cada uno de los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial, reduciendo el costo de restricciones en estos valores.

(Fuente: R CREG 051/12, art. 10)

Subasta de reconfiguración de compra (SRCFC)

ARTÍCULO 2.19.8.3.3.1. OBJETO Y ALCANCE. La Subasta de Reconfiguración de Compra es el mecanismo mediante el cual se ajusta el déficit de cobertura con Obligaciones de Energía Firme por cambios en el balance de energía. Quienes resulten con asignaciones en el período convocado por la SRCFC, se obligan y adquieren derechos en los mismos términos establecidos en la Resolución CREG 071 de 2006, únicamente para el período que salen asignados.

(Fuente: R CREG 051/12, art. 12) (Fuente: R CREG 117/19, art. 10)

ARTÍCULO 2.19.8.3.3.2. PARTICIPANTES. En la Subasta de Reconfiguración de Compra podrán participar como vendedores los generadores con ENFICC no comprometida para el Período de Vigencia de la Obligación que se subaste.

(Fuente: R CREG 051/12, art. 13)

ARTÍCULO 2.19.8.3.3.3. PRODUCTO. En la Subasta de Reconfiguración de Compra el producto a subastar serán kWh/día durante todo el Período de Vigencia de la Obligación que se subaste.

(Fuente: R CREG 051/12, art. 14)

ARTÍCULO 2.19.8.3.3.4. CONVOCATORIA DE LAS SUBASTAS DE RECONFIGURACIÓN DE COMPRA. La convocatoria de las subastas de reconfiguración de compra la realizará la CREG considerando, entre otros, las OEF asignadas, las proyecciones de demanda de energía más recientes publicadas por la UPME y el porcentaje de cobertura que considere la CREG.

La resolución de convocatoria contendrá al menos la siguiente información:

i. Período de Vigencia de la Obligación a considerar en la subasta de reconfiguración de compra.

ii. Cronograma en el cual se definirán las actividades a adelantar y las fechas máximas para su cumplimiento. En el cronograma se incluirán las siguientes actividades:

a. Fecha para la declaración de interés por parte de los agentes o promotores, en donde se informa el nombre del agente generador o promotor, nombre de la planta y cantidad de ENFICC no Comprometida que tendría disponible.

b. Fecha en la cual el CND verificará la ENFICC no Comprometida.

c. Fecha en la que los agentes generadores o promotores presentan la garantía de participación en la subasta, según lo definido en el capítulo 3 del Anexo de la Resolución CREG 061 de 2007

d. Fecha en la cual el ASIC verificará la garantía de participación

e. Fecha en la cual el ASIC informará el precio máximo del Cargo por Confiabilidad para el período t a subastar.

f. Fecha en que la CREG informará al ASIC la cantidad a comprar.

g. Fecha en la que se deberán entregar los sobres cerrados.

h. Fecha para realizar la subasta en presencia del auditor y participantes en la misma.

i. Fecha de publicación de resultados de la asignación por parte del ASIC.

j. Fecha en la que se deberán entregar los contratos y/o garantías que deberán cumplir lo definido en las Resoluciones CREG 071 de 2006 y CREG 061 de 2007, respectivamente.

(Fuente: R CREG 051/12, art. 15) (Fuente: R CREG 117/19, art. 12)

ARTÍCULO 2.19.8.3.3.5. CARACTERÍSTICAS. La Subasta de Reconfiguración de Compra tendrá las siguientes características:

i) Tipo de subasta: Sobre Cerrado;

ii) Período a subastar: período t entre el 1o de diciembre del año p y el a 30 noviembre del año p+1;

iii) Contenido del sobre cerrado:

a) Identificación del agente generador que representa a la planta y/o unidad que tiene ENFICC no Comprometida;

b) Identificación de la planta y/o unidad de generación con ENFICC no Comprometida por el agente con la cual se respaldarán las OEF que se le lleguen a asignar;

c) Cantidad Máxima de energía en kWh-día en números enteros. Condición que indica la máxima cantidad de OEF adicionales para la planta y/o unidad, identificada en el literal b., que está dispuesto a comprometer el agente que la representa;

d) Cantidad Mínima de energía en kWh-día en números enteros. Condición que indica la mínima cantidad de OEF adicionales para la planta y/o unidad, identificada en el literal b., que está dispuesto a comprometer el agente que la representa;

e) Precio en US$/MWh con un decimal. El valor no podrá ser mayor que el precio máximo del Cargo por Confiabilidad durante el Período de Vigencia de la Obligación que se subaste.

f) En caso de que un agente o promotor presente dos (2) sobres cerrados con ofertas válidas para la misma planta en momentos diferentes, el ASIC considerará para la SRCFC la última recibida.

g) En caso de que un agente o promotor entregue en un sobre cerrado más de una oferta para la misma planta, no será tenida en cuenta la oferta para la SRCFC.

(Fuente: R CREG 051/12, art. 16) (Fuente: R CREG 117/19, art. 13)

ARTÍCULO 2.19.8.3.3.6. PROCESO DE ASIGNACIÓN. El proceso de asignación de la Subasta de Reconfiguración de Compra que adelantará el ASIC se hará mediante un proceso de optimización que tendrá los siguientes pasos:

i) Validación. Una vez abiertos los sobres se deberá verificar que la información para la planta y/o unidad cumpla con lo señalado en el numeral iii del artículo 16 y las siguientes reglas:

a) La cantidad máxima no podrá ser superior a la ENFICC no Comprometida de la planta y/o unidad;

b) La cantidad mínima no podrá ser superior a la cantidad máxima de la planta y/o unidad;

ii) Diferenciación de Ofertas. Cuando dos o más plantas y/o unidades oferten el mismo precio, se aplicará un proceso aleatorio que garantice que todas las ofertas tendrán precios diferentes restando valores de 1 US$/GWh.

Las variaciones en los precios ofertados serán exclusivamente para fines del proceso de optimización y no para establecer el precio al que finalmente se compre las OEF;

iii) Proceso de Optimización. El proceso de optimización se realizará cumpliendo las siguientes reglas:

a) La función objetivo será minimizar la suma de las multiplicaciones entre OEF compradas por el precio ofertado, diferenciado conforme al numeral ii anterior, por cada una de las plantas y/o unidades, más el producto entre la demanda no asignada y un precio igual a uno punto cinco (1.5) veces el precio máximo del Cargo por Confiabilidad para el Período de Vigencia de la Obligación a subastar, sujeta a las siguientes restricciones:

i) La sumatoria de las asignaciones de OEF compradas para cada planta y/o unidad deberá ser cero o un número entre la Cantidad Mínima y la Cantidad Máxima ofertada;

ii) La suma de las asignaciones de OEF compradas no puede ser superior a la cantidad de OEF subastada en la Subasta de Reconfiguración de Compra;

b) Las variables de asignación asociadas a cada planta y/o unidad para la formulación del problema de optimización se definen en orden ascendente según el precio de oferta resultante del proceso de diferenciación de ofertas;

c) La asignación de las OEF compradas se obtendrá de la primera solución encontrada al resolver el problema de optimización planteado en este numeral;

d) Una vez finalice el proceso de optimización, se determinará el precio de asignación como la oferta más alta de las que resulten con asignación de OEF de Compra. Este será el precio de la Subasta de Reconfiguración de Compra que se remunerará a las OEF de Compra asignadas.

iv) Formulación matemática, modelo computacional y manual. La formulación matemática, el modelo computacional y el manual para hacer esta optimización serán presentados por el ASIC a la CREG en un plazo de dos (2) meses a partir de la publicación de la presente resolución para que sean publicados mediante Circular de la Dirección Ejecutiva que estará disponible en la página web de la CREG.

a) Programa de optimización. Versión y parámetros de ajuste del mismo;

b) Especificaciones de equipo computacional.

El ASIC llevará a cabo el proceso de asignación de acuerdo con el reglamento definido en el Anexo 2 de la presente resolución, en presencia del Auditor de la Subasta de Reconfiguración y de los representantes de los Participantes o sus apoderados y publicará los resultados de la subasta de asignación de la OEF de Compra incluyendo la siguiente información: precio de asignación, período de vigencia de la obligación y cantidades asignadas.

(Fuente: R CREG 051/12, art. 17)

ARTÍCULO 2.19.8.3.3.7. OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME, OEF. Las plantas y/o unidades con OEF asignadas para el período t y que resulten con asignaciones de OEF de Compra en una Subasta de reconfiguración de Compra para el mismo período t, se les sumarán estas obligaciones a las OEF asignadas previamente a la subasta de reconfiguración para establecer las OEF a cumplir en ese período t.

En el período de planeación las OEF de Compra deberán respaldarse con contratos de combustibles o la actualización de las garantías de acuerdo con lo definido en la regulación.

(Fuente: R CREG 051/12, art. 18)

Disposiciones finales

ARTÍCULO 2.19.8.3.4.1. RESULTADO DEL PROCESO ASIGNACIÓN DE OEF DE LAS SUBASTAS DE RECONFIGURACIÓN DE VENTA Y COMPRA DEFINIDAS EN LA RESOLUCIÓN CREG 051 DE 2012. El resultado del proceso de asignación de OEF de las Subastas de Reconfiguración de Venta y Compra definidas en la Resolución CREG 051 de 2012 se dará en kWh truncados a valores enteros.

(Fuente: R CREG 066/12, art. 5)

ARTÍCULO 2.19.8.3.4.2. AUDITORÍAS DE LAS SUBASTAS DE RECONFIGURACIÓN. Los procesos de las Subastas de Reconfiguración deberán ser auditados para lo cual se deberá cumplir con lo siguiente:

a) El Administrador de la Subasta definirá los Términos de Referencia de acuerdo con lo definido en esta resolución;

b) El auditor será elegido mediante selección objetiva;

c) El costo de la auditoría será pagado a prorrata por quienes tengan asignaciones en las subasta de reconfiguración. Si no hay asignaciones el costo será pagado por el ASIC al auditor y este valor se incluirá dentro de los ingresos regulaciones de la empresa;

d) El auditor deberá cumplir las responsabilidades señaladas en el Anexo 1 o Anexo 2 de la presente resolución, según corresponda.

(Fuente: R CREG 051/12, art. 19)

Reglamento de la subasta de sobre cerrado para la subasta de reconfiguración de venta (Anexo 1)

Objeto y definiciones

ARTÍCULO 2.19.8.3.5.1.1. OBJETO. El presente Reglamento tiene por objeto establecer las condiciones y procedimientos para que los agentes o personas jurídicas que representan plantas y/o unidades de generación con OEF asignadas participen en la subasta de sobre cerrado según lo establecido en el Capítulo II de esta Resolución y aquellas que la adicionan, modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.1)

Reporte de información

ARTÍCULO 2.19.8.3.5.2.1. REPORTE DE INFORMACIÓN. Los participantes que representen plantas y/o unidades con OEF asignadas para el período a subastar deberán reportar toda la información correspondiente a las plantas o unidades de generación que respaldan las OEF que se quieren cumplir con OEF de Venta, en los plazos de que trata el artículo 5o de esta misma resolución.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.3)

Deberes y responsabilidades

ARTÍCULO 2.19.8.3.5.3.1. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL ADMINISTRADOR DEL SISTEMA DE INTERCAMBIOS COMERCIALES, ASIC. Corresponderá al ASIC las siguientes responsabilidades y deberes respecto a la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a una Subasta de Reconfiguración de Venta:

a) Anunciar el precio máximo del Cargo por Confiabilidad durante el Período de Vigencia de la Obligación que se subaste en US$/MWh

b) Realizar la asignación de OEF de Venta a los participantes que representan plantas con OEF asignadas para el período a subastar de acuerdo con el proceso establecido en esta Resolución, el presente Anexo y aquellas normas que los adicionen, modifiquen o sustituyan;

c) Realizar la Subasta de Sobre Cerrado a que hace referencia este Anexo;

d) Informar el lugar, fecha y hora en que se realizará la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta;

e) Conservar registros históricos, de la totalidad de operaciones realizadas en desarrollo de la subasta, de conformidad con las disposiciones legales vigentes en materia de conservación de documentos;

f) Contratar el Auditor de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta;

g) Divulgar la información de la asignación de OEF de Venta a plantas y/o unidades con OEF asignadas para el período a subastar;

h) Resolver las reclamaciones que se presenten por parte de los Participantes de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.4) (Fuente: R CREG 066/12, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.8.3.5.3.2. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DE LOS PARTICIPANTES DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO CORRESPONDIENTE A LA SUBASTA DE RECONFIGURACIÓN DE VENTA. Los Participantes de la Subasta de Reconfiguración deberán:

a) Presentarse en el lugar, fecha y hora que el ASIC defina para la realización de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta;

b) Presentar al ASIC la Oferta en Sobre Cerrado en el plazo establecido en el cronograma y en el formato definido para ello por el ASIC, cuando este lo requiera dentro del proceso de asignación;

c) Abstenerse de realizar actos de competencia desleal, acuerdos contrarios a la libre competencia o contrarios a la legislación o a la regulación vigente aplicable y que afecten la transparencia del proceso o la adecuada formación de precios y en general el desarrollo de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.5)

ARTÍCULO 2.19.8.3.5.3.3. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL AUDITOR DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO CORRESPONDIENTE A LA SUBASTA DE RECONFIGURACIÓN DE VENTA. El Auditor de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta tendrá a su cargo las siguientes responsabilidades y deberes:

a) Verificar e intervenir cuando sea necesario para garantizar la correcta aplicación de la regulación vigente que rige el desarrollo de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta;

b) Remitir a la CREG, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la finalización de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta, un informe en el cual se establezca, sin ambigüedades, el cumplimiento o no de la regulación vigente que rige dicha subasta.

PARÁGRAFO. Cuando el Auditor de la Subasta establezca que en la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta respectiva no se dio cumplimiento a la normatividad vigente, el proceso de asignación no producirá efectos para los Participantes, en el estado en el que se encuentre y el ASIC procederá a convocar nuevamente la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta en un plazo no mayor a veinte (20) días. Lo anterior sin perjuicio de las acciones penales y/o civiles y las actuaciones administrativas a que haya lugar contra las personas que hayan incumplido la normatividad vigente.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.6)

Del proceso de asignación de obligaciones de energía firme de venta

ARTÍCULO 2.19.8.3.5.4.1. REPRESENTACIÓN DE LOS PARTICIPANTES EN LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO CORRESPONDIENTE A LA SUBASTA DE RECONFIGURACIÓN DE VENTA. Las ofertas presentadas al ASIC por los participantes de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta, en el formato establecido para ello, deberán estar firmadas por el Representante Legal o quien tenga el Poder para ello.

Los Participantes deberán enviar al ASIC el certificado de Existencia y Representación Legal y, en caso de aplicar, el Poder, ambos con una vigencia no superior a dos (2) meses, así como todos los documentos necesarios que respalden la delegación, todo lo anterior, cumpliendo con la normatividad aplicable en la República de Colombia, en especial, lo establecido en el Código de Comercio Colombiano para la Representación Legal de las Sociedades o en caso de aplicar la representación especial, se deberá enviar mediante documento escrito en soporte papel, debidamente firmado por el Representante Legal del Agente o Persona Jurídica interesada.

También deberá enviar una comunicación escrita con los nombres y firmas del Representante Legal o quien haga sus veces o de las personas con Poder.

En todo caso, se deberá prever que el original de las comunicaciones de que trata el presente numeral deberá estar disponible en el ASIC y debidamente aprobado por este, en las fechas que para tal efecto defina la CREG en la resolución de convocatoria o mediante Circular de la Dirección Ejecutiva.

PARÁGRAFO. Si la información enviada por el participante no cumple con las normas aplicables vigentes, dicho agente o persona jurídica no podrá participar en la subasta de sobre cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.7) (Fuente: R CREG 066/12, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.8.3.5.4.2. RECEPCIÓN Y APERTURA DE LAS OFERTAS. Las ofertas serán recibidas por el ASIC en el lugar, fecha y hora que este defina, según lo previsto en el presente Reglamento. El ASIC procederá a la apertura de las ofertas en presencia del Auditor y de los representantes de los Participantes o sus apoderados en la Subasta de Reconfiguración de Venta. Se suscribirá por todos los asistentes un acta en la cual se deje constancia de las personas presentes, los representantes de los Participantes, el nombre de la(s) plantas con asignación de OEF que representan y el cumplimiento de los requisitos para participar de la subasta de sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración.

Las ofertas en sobre cerrado se recibirán y radicarán con fecha y hora de presentación ante el ASIC.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.8)

ARTÍCULO 2.19.8.3.5.4.3. CONTENIDO DE LAS OFERTAS. El Participante deberá diligenciar y suscribir el formato definido por el ASIC para presentar las Ofertas para cada una de las plantas con asignación de OEF que presenta. El formato deberá contener:

a) Nombre o Denominación Social del participante;

b) Datos de la persona que firma el formato:

Nombre completo.

Cédula de ciudadanía para personas colombianas.

Cédula de Extranjería o pasaporte;

c) Nombre de la planta o unidad;

d) Cantidad Máxima de OEF de Venta que está dispuesto a adquirir en valores enteros de kWh-día;

e) Cantidad Mínima de OEF de Venta que está dispuesto a adquirir en valores enteros de kWh-día.

f) Margen sobre el precio máximo del Cargo por Confiabilidad a ofertar en dólares por megavatio hora con un decimal. Para efectos del proceso de optimización este valor se convertirá en kilovatios hora.

Los representantes deberán diligenciar toda la información requerida por el ASIC.

PARÁGRAFO. Si el Participante presenta cualquier información adicional a la solicitada en el formato al que se refiere este artículo, lo cual incluye cualquier tipo de notas aclaratorias u otro tipo de información no solicitada, su oferta no será tenida en cuenta.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.9) (Fuente: R CREG 066/12, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.8.3.5.4.4. INADMISIÓN DE OFERTAS. Las Ofertas que no cumplan con las siguientes condiciones se entenderán como no presentadas:

a) Debe ser presentada por el participante en el formato establecido por el ASIC;

b) Deben ser diligenciada en su totalidad;

c) Debe estar firmada por el representante legal o por la persona con Poder, de acuerdo con lo establecido en el presente Reglamento.

También se tendrán por no presentadas las ofertas en las que:

a) El participante presente cualquier información adicional a la solicitada en el formato al que se refiere el numeral 1.9;

b) El contenido de la oferta no cumpla con las reglas a) y b) de verificación del numeral i. del artículo 7o de la presente resolución.

f) El margen ofertado es un número menor que cero y/o tiene más de un decimal.

En el momento en que el ASIC identifique que alguna de las condiciones anteriores no se cumplieron en la Oferta, informará inmediatamente al Participante respectivo, al auditor de la subasta y la CREG y se entenderá que la planta no participará en la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.10) (Fuente: R CREG 066/12, art. 4)

ARTÍCULO 2.19.8.3.5.4.5. SUBASTA DESIERTA. El ASIC declarará desierta la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta cuando no se reciban Ofertas o la totalidad de Ofertas presentadas hayan sido inadmitidas conforme a lo dispuesto en este Anexo.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.11)

Disposiciones finales

ARTÍCULO 2.19.8.3.5.5.1. RECLAMACIONES. Todas las reclamaciones que pudieran suscitarse respecto del desarrollo, ejecución y cumplimiento de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta, deberá tramitarse por los participantes durante la subasta en presencia del auditor de la subasta y antes del cierre de la misma, para lo cual, el ASIC publicará el procedimiento a seguir. Las respuestas estarán a cargo del ASIC, con base en la regulación vigente, en caso de no ser posible resolver la reclamación el ASIC tendrá la facultad de suspender la Subasta y dar traslado a la CREG.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.12)

ARTÍCULO 2.19.8.3.5.5.2. LIMITACIÓN DE LA RESPONSABILIDAD DEL ASIC. El ASIC no será responsable de la información suministrada por los participantes, ni de los resultados que de la misma se deriven, así como del desarrollo de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta que dependa de la información suministrada y las actuaciones de los participantes.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.13)

ARTÍCULO 2.19.8.3.5.5.3. FECHA Y HORA. Para todos los efectos se considerará la fecha y hora legal para la República de Colombia.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.14)

ARTÍCULO 2.19.8.3.5.5.4. IDIOMA. La Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta y los resultados de las mismas será redactada y se considerarán en castellano, idioma oficial de Colombia.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.15)

Reglamento de la subasta de sobre cerrado para la subasta de reconfiguración de compra (Anexo 2)

Objeto y definición

ARTÍCULO 2.19.8.3.6.1.1. OBJETO. El presente Reglamento tiene por objeto establecer las condiciones y procedimientos para que los agentes, promotores o personas jurídicas que representan plantas y/o unidades de generación con ENFICC no comprometida participen en la subasta de sobre cerrado, según lo establecido en el Capítulo III de esta Resolución y aquellas que la adicionan, modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.1) (Fuente: R CREG 117/19, art. 14)

Reporte de información

ARTÍCULO 2.19.8.3.6.2.1. REPORTE DE INFORMACIÓN. Los participantes que representen plantas y/o unidades con ENFICC no Comprometida para el período a subastar deberán reportar toda la información correspondiente a las plantas o unidades de generación con las cuales se quiere respaldar OEF de Compra, en los plazos de que trata el artículo 15 de esta misma resolución.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.3)

Deberes y responsabilidades

ARTÍCULO 2.19.8.3.6.3.1. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL ADMINISTRADOR DEL SISTEMA DE INTERCAMBIOS COMERCIALES, ASIC. Corresponderá al ASIC las siguientes responsabilidades y deberes respecto a la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a una Subasta de Reconfiguración de Compra:

a) Anunciar el precio máximo del Cargo por Confiabilidad durante el Período de Vigencia de la Obligación que se subaste en US$/MWh con un decimal;

b) Realizar la verificación de la ENFICC no Comprometida de la planta y/o unidad presentada por el agente interesado en participar en la subasta de reconfiguración;

c) Realizar la asignación de OEF de Compra a los participantes que representan plantas ENFICC no Comprometida para el período a subastar de acuerdo con el proceso establecido en esta resolución y el presente Anexo, y aquellas normas que los adicionen, modifiquen o sustituyan;

d) Realizar la Subasta de Sobre Cerrado a que hace referencia este Anexo;

e) Informar el lugar, fecha y hora en que se realizará la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra;

f) Conservar registros históricos, de la totalidad de operaciones realizadas en desarrollo de la subasta, de conformidad con las disposiciones legales vigentes en materia de conservación de documentos;

g) Contratar el Auditor de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra;

h) Divulgar la información de la asignación de OEF de Compra a plantas y/o unidades con ENFICC no Comprometida para el período a subastar;

i) Resolver las reclamaciones que se presenten por parte de los Participantes de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.4) (Fuente: R CREG 117/19, art. 15)

ARTÍCULO 2.19.8.3.6.3.2. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DE LOS PARTICIPANTES DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO CORRESPONDIENTE A LA SUBASTA DE RECONFIGURACIÓN DE COMPRA. Los Participantes de la Subasta de Reconfiguración deberán:

a) Presentarse en el lugar, fecha y hora que el ASIC defina para la realización de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra;

b) Presentar al ASIC la Oferta en Sobre Cerrado en el plazo establecido en el cronograma y en el formato definido para ello por el ASIC, cuando éste lo requiera dentro del proceso de asignación;

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.5)

ARTÍCULO 2.19.8.3.6.3.3. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL AUDITOR DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO CORRESPONDIENTE A LA SUBASTA DE RECONFIGURACIÓN DE COMPRA. El Auditor de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra tendrá a su cargo las siguientes responsabilidades y deberes:

b) Remitir a la CREG, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la finalización de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra, un informe en el cual se establezca, sin ambigüedades, el cumplimiento o no de la regulación vigente que rige dicha subasta.

PARÁGRAFO. Cuando el Auditor de la Subasta establezca que en la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra respectiva no se dio cumplimiento a la normatividad vigente, el proceso de asignación no producirá efectos para los Participantes, en el estado en el que se encuentre y el ASIC procederá a convocar nuevamente la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra en un plazo no mayor a veinte (20) días. Lo anterior sin perjuicio de las acciones penales y/o civiles y las actuaciones administrativas a que haya lugar contra las personas que hayan incumplido la normatividad vigente.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.6)

Del proceso de asignación de obligaciones de energía firme de compra

ARTÍCULO 2.19.8.3.6.4.1. REPRESENTACIÓN DE LOS PARTICIPANTES EN LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO CORRESPONDIENTE A LA SUBASTA DE RECONFIGURACIÓN DE COMPRA. Las ofertas presentadas al ASIC por los participantes de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra, en el formato establecido para ello, deberán estar firmadas por el Representante Legal o quien tenga el Poder para ello.

También deberá enviar una comunicación escrita con los nombres y firmas del Representante Legal o quien haga sus veces o de las personas con Poder.

En todo caso, se deberá prever que el original de las comunicaciones de que trata el presente numeral deberá estar disponible en el ASIC y debidamente aprobado por éste, en las fechas que para tal efecto defina la CREG.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.7)

ARTÍCULO 2.19.8.3.6.4.2. RECEPCIÓN Y APERTURA DE LAS OFERTAS. Las Ofertas serán recibidas por el ASIC en el lugar, fecha y hora que éste defina, según lo previsto en el presente Reglamento. El ASIC procederá a la apertura de las Ofertas en presencia del Auditor y de los representantes de los Participantes o sus apoderados en la Subasta de Reconfiguración de Compra. Se suscribirá por todos los asistentes un acta en la cual se deje constancia de las personas presentes, los representantes de los Participantes, el nombre de la(s) plantas con asignación de OEF que representan y el cumplimiento de los requisitos para participar de la subasta de sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración.

Las ofertas en sobre cerrado se recibirán y radicarán con fecha y hora de presentación ante el ASIC.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.8)

ARTÍCULO 2.19.8.3.6.4.3. CONTENIDO DE LAS OFERTAS. El Participante deberá diligenciar y suscribir el formato definido por el ASIC para presentar las Ofertas para cada una de las plantas con asignación de OEF que presenta. El formato deberá contener:

a) Nombre o Denominación Social del participante;

b) Datos de la persona que firma el formato:

Nombre completo.

Cédula de ciudadanía para personas colombianas.

Cédula de Extranjería o pasaporte;

c) Nombre de la planta o unidad;

d) Cantidad Máxima de OEF de Compra que está dispuesto a adquirir en valores enteros de kWh-día;

e) Cantidad Mínima de OEF de Compra que está dispuesto a adquirir en valores enteros de kWh-día;

f) Precio ofertado en dólares por megavatio hora con un decimal. Para efectos del proceso de optimización este valor se convertirá en kilovatios hora.

Los representantes deberán diligenciar toda la información requerida por el ASIC.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.9)

ARTÍCULO 2.19.8.3.6.4.4. INADMISIÓN DE OFERTAS. Las Ofertas que no cumplan con las siguientes condiciones se entenderán como no presentadas:

a) Debe ser presentada por el Participante en el formato establecido por el ASIC;

b) Debe ser diligenciada en su totalidad;

c) Debe estar firmada por el Representante Legal o por la persona con Poder, de acuerdo con lo establecido en el presente Reglamento.

También se tendrán por no presentadas las ofertas en las que:

d) Que el Participante presente cualquier información adicional a la solicitada en el formato al que se refiere el numeral 2.9;

e) Que el contenido de la Oferta no cumpla con las reglas a) y b) de verificación del numeral i. del artículo 17 de la presente resolución.

En el momento en que el ASIC identifique que alguna de las condiciones anteriores no se cumplieron en la Oferta, informará inmediatamente al Participante respectivo, al Auditor de la Subasta y la CREG y se entenderá que la planta no participará en la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.10)

ARTÍCULO 2.19.8.3.6.4.5. SUBASTA DESIERTA. El ASIC declarará desierta la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra cuando no se reciban Ofertas o la totalidad de Ofertas presentadas hayan sido inadmitidas conforme a lo dispuesto en este Anexo.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.11)

Disposiciones finales

ARTÍCULO 2.19.8.3.6.5.1. RECLAMACIONES. Todas las reclamaciones que pudieran suscitarse respecto del desarrollo, ejecución y cumplimiento de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra, deberá tramitarse por los Participantes durante la Subasta en presencia del Auditor de la Subasta y antes del cierre de la misma, para lo cual, el ASIC publicará el procedimiento a seguir. Las respuestas estarán a cargo del ASIC, con base en la regulación vigente, en caso de no ser posible resolver la reclamación el ASIC tendrá la facultad de suspender la Subasta y dar traslado a la CREG.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.12)

ARTÍCULO 2.19.8.3.6.5.2. LIMITACIÓN DE LA RESPONSABILIDAD DEL ASIC. El ASIC no será responsable de la información suministrada por los Participantes, ni de los resultados que de la misma se deriven, así como del desarrollo de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra que dependa de la información suministrada y las actuaciones de los Participantes.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.13)

ARTÍCULO 2.19.8.3.6.5.3. FECHA Y HORA. Para todos los efectos se considerará la fecha y hora legal para la República de Colombia.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.14)

ARTÍCULO 2.19.8.3.6.5.4. IDIOMA. La Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra y los resultados de las mismas será redactada y se considerarán en castellano, idioma oficial de Colombia.

(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.15)

Demanda desconectable voluntariamente

ARTÍCULO 2.19.8.4.1. OBJETO. Mediante el mecanismo de Demanda Desconectable Voluntariamente un generador que anticipe que su energía no es suficiente para cumplir con sus Obligaciones de Energía Firme, podrá negociar con los usuarios, por medio de sus comercializadores, la reducción voluntaria de la demanda de energía. Esta negociación se efectuará a través de un mecanismo cuyo funcionamiento será definido por la CREG en resolución aparte.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 73)

Generación de última instancia

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.19.8.5.1.1. OBJETO. La Generación de Ultima Instancia es el mecanismo mediante el cual un generador que anticipe que su energía no es suficiente para cumplir con sus Obligaciones de Energía Firme, negociará el suministro de esta energía con el propietario o el representante comercial de un Activo de Generación de Ultima Instancia.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 74)

ARTÍCULO 2.19.8.5.1.2. REGISTRO DEL ACTIVO DE GENERACIÓN DE ULTIMA INSTANCIA. El generador que respalde sus Obligaciones de Energía Firme con la utilización de un Activo de Generación de última Instancia deberá registrarlo ante el CND y el ASIC de conformidad con la regulación vigente.

Este activo será despachado de acuerdo con la regulación vigente.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 75) (Fuente: R CREG 079/06, art. 11)

Plantas y-o unidades de generación de última instancia

ARTÍCULO 2.19.8.5.2.1. PLANTAS DE GENERACIÓN DE ÚLTIMA INSTANCIA. Las plantas y/o unidades de Generación de Última Instancia, en las cuales se exceptúan los autogeneradores y cogeneradores que se encuentran en operación al momento del registro del Anillo de Seguridad, pueden ser de dos tipos:

a) Construidas que no están conectadas al SIN.

b) Por construir o instalar.

Las Plantas de Generación de Última Instancia deberán cumplir con las siguientes características:

i) Plantas de generación despachadas centralmente.

ii) Los costos variables de combustible estimados no podrán ser superiores al Precio de Escasez Parte Combustible. Para la verificación de este requisito se aplicará lo definido en la Resolución CREG 139 de 2011.

Las Plantas de Generación de Última Instancia tendrán el tratamiento operativo y comercial dado a cualquier generador dentro del Mercado de Energía Mayorista.

(Fuente: R CREG 153/11, art. 4)

ARTÍCULO 2.19.8.5.2.2. REQUISITOS PARA RESPALDAR OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME CON PLANTAS DE GENERACIÓN DE ÚLTIMA INSTANCIA. Los requisitos para respaldar Obligaciones de Energía Firme con Plantas de Última Instancia, de acuerdo con el tipo, son:

a) Construidas. Deberán cumplir los siguientes requisitos:

i) Certificar la energía firme de acuerdo con lo definido en el artículo 13 de la Resolución CREG 062 de 2007. Los parámetros que se declaren para certificar la energía firme deberán ser auditados siguiendo lo definido en la resolución mencionada.

ii) Registrar la planta de generación ante el CND y el ASIC de conformidad con la regulación.

iii) Realizar la solicitud de la conexión al SIN cumpliendo los requisitos establecidos en la regulación.

b) Por construir o instalar. Deberán cumplir los siguientes requisitos:

i) Entregar al ASIC garantía de construcción de acuerdo con lo definido en el Capítulo 4 del Reglamento de Garantía del Cargo por Confiabilidad. La fecha de entrada del Generador de Última Instancia deberá ser anterior al Inicio del Período de Vigencia de la Planta que se está respaldando.

El proceso de auditoría de construcción se hará siguiendo lo definido en la resolución CREG 061 de 2007.

ii. Una vez la planta de Generación de Última Instancia esté disponible para operar, se deberá seguir lo definido en el literal a) del presente artículo para plantas construidas.

(Fuente: R CREG 153/11, art. 5)

ARTÍCULO 2.19.8.5.2.3. PROCEDIMIENTO PARA LA UTILIZACIÓN DEL RESPALDO DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME CON PLANTAS DE GENERACIÓN DE ÚLTIMA INSTANCIA. El procedimiento para la utilización del respaldo de Obligaciones de Energía Firme con Plantas de Generación de Última Instancia será el siguiente:

a) Una vez cumplidos los requisitos del artículo 5o de la presente resolución, la energía firme se negociará en el mercado secundario conforme a las disposiciones definidas en la Resolución CREG 071 de 2006.

b) Ante eventos de incumplimiento grave e insalvable del cronograma de construcción, en donde se respalde las Obligaciones de Energía Firme con Planta de Generación de Última Instancia, y se aplicarán las disposiciones de la Resolución CREG 061 de 2007 y demás normas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 153/11, art. 6)

Regulación del anillo de seguridad del cargo por confiabilidad denominado demanda desconectable voluntariamente

Regulación del anillo de seguridad del cargo por confiabilidad denominado demanda desconectable voluntariamente

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.19.8.6.1.1.1. OBJETO. Mediante la presente Resolución se adoptan las normas para regular el anillo de seguridad del Cargo por Confiabilidad denominado Demanda Desconectable Voluntaria - DDV, conforme a lo previsto en los artículos 58 y 73 de la Resolución CREG 071 de 2006.

Las normas de esta Resolución hacen parte integrante del Reglamento de Operación que regula el funcionamiento del Mercado Mayorista de Energía.

(Fuente: R CREG 063/10, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.8.6.1.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a los generadores que anticipen que requieren energía firme para cumplir las Obligaciones de Energía Firme -OEF que tienen asignadas; a los comercializadores que representan a los usuarios interesados en participar voluntariamente en el mecanismo de Demanda Desconectable; así como a la liquidación y recaudo de las transacciones asociadas a la DDV, que operará dentro de la Bolsa de Energía del Mercado Mayorista.

(Fuente: R CREG 063/10, art. 2)

Características del mecanismo de demanda desconectable voluntaria - DDV

ARTÍCULO 2.19.8.6.1.2.1. PRODUCTO. Será la cantidad de demanda de energía reducida en un día (kWh-día) por parte de un comercializador. Esta reducción de energía será pactada en una relación contractual bilateral entre un generador y un comercializador, y dicho contrato tendrá una duración máxima de 30 días. Se estimará según las metodologías definidas en esta resolución y se tendrá en cuenta en la verificación del cumplimiento de la Obligación de Energía en Firme que respalda la planta o unidad de generación a la que se le asocie el mecanismo.

PARÁGRAFO. Solo en los casos de que un contrato tenga registrado únicamente fronteras DDV con medición directa con plantas de emergencia, la duración máxima de este contrato podrá pactarse libremente entre las partes.

(Fuente: R CREG 063/10, art. 4) (Fuente: R CREG 098/18, art. 7) (Fuente: R CREG 203/13, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.8.6.1.2.2. PARTICIPANTES. En la DDV participarán como compradores los generadores con Obligaciones de Energía en Firme asignadas, y como vendedores los comercializadores, estos últimos en representación de un usuario o un grupo de usuarios interesados en participar en este mecanismo. El Centro Nacional de Despacho (CND) y el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) tendrán a su cargo la coordinación operativa y las transacciones comerciales derivadas del esquema, respectivamente.

PARÁGRAFO. Los autogeneradores no podrán participar en este mecanismo, en aplicación de lo definido en el artículo 11 de la Ley 143 de 1994.

(Fuente: R CREG 063/10, art. 5)

ARTÍCULO 2.19.8.6.1.2.3. ACTIVACIÓN. La DDV se activará cuando el generador envíe, en el formato que disponga el Administrador de Intercambios Comerciales (ASIC), el programa de desconexión de la DDV. Dicho formato contendrá como mínimo la siguiente información: la identificación de la planta que tiene asociada la DDV, la cantidad de energía horaria (MWh) y la referencia del contrato de la demanda desconectable voluntaria, asignada por el ASIC.

PARÁGRAFO 1o. Este formato se enviará al ASIC en los mismos plazos establecidos en la regulación para las plantas no despachadas centralmente.

PARÁGRAFO 2o. El programa de desconexión de la DDV se debe presentar al ASIC para el día en el cual el generador activará el mecanismo, con una desagregación horaria hasta que la suma de la DDV horaria sea igual a la obligación diaria contractual.

PARÁGRAFO 3o. El generador debe garantizar que el programa de desconexión de la DDV que presente al ASIC no supere la demanda contratada. En el caso de que el generador declare una cantidad superior a la demanda contratada, el ASIC y el CND considerarán que no hubo desconexión.

(Fuente: R CREG 063/10, art. 6) (Fuente: R CREG 203/13, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.8.6.1.2.4. DEBERES DE LOS AGENTES Y OPERADORES. Los agentes y operadores que participen en el mecanismo de DDV deberán cumplir los siguientes deberes:

Del Generador

-- Registrar ante el ASIC el contrato de DDV celebrado con el comercializador de energía.

-- Informar al comercializador el despacho de la demanda desconectable, indicando claramente, la fecha de inicio y finalización.

Del Comercializador

-- Garantizar que los medidores que se utilicen cumplan con los requisitos técnicos establecidos en el código de medida.

-- Informar al usuario las condiciones de la Demanda Desconectable Voluntaria, dejando claro que el mecanismo de DDV no es condición necesaria para la firma de un contrato de compraventa o suministro de energía y viceversa.

-- Registrar ante el ASIC los usuarios interesados en prestar el servicio de DDV.

-- Registrar la frontera del tipo DDV asociándola a la frontera del usuario en el Mercado Mayorista registrada ante el ASIC.

-- Verificar que los medidores registrados para la DDV puedan ser interrogados remotamente.

-- Verificar que funcione la medida en las fronteras durante el periodo que se active el mecanismo.

-- El Comercializador que represente una o varias fronteras DDV de un usuario, deberá informar al ASIC todas las fronteras comerciales que se encuentren asociadas al mismo predio del usuario.

Del ASIC

-- Administrar la base de datos con la información de los participantes del mecanismo: generadores y comercializadores con sus fronteras.

-- Publicar en un medio electrónico de fácil consulta, la información de la demanda desconectable voluntaria no comprometida en contratos bilaterales para cada uno de los comercializadores con DDV.

-- Verificar que los contratos de DDV cumplan las condiciones de registro para participar en el mecanismo establecidas por la regulación. En caso de que un contrato no cumpla tales condiciones el ASIC no lo registrará.

-- Verificar que las fronteras con línea base de consumo cumplan con el modelo definido por la CREG. En caso de que una frontera no cumpla ese requisito el ASIC no la registrará.

-- Registrar las medidas de las fronteras de DDV y realizar la verificación de cumplimiento de la DDV.

-- Determinar la cantidad de DDV asignada e informar a las partes del contrato.

-- Verificar que para un mismo período de tiempo t, la frontera que se registra solamente tenga asociado un contrato. En caso de que un contrato no cumpla este requisito el ASIC no lo registrará.

-- Enviar la información de la cantidad de DDV por día al agente generador y al comercializador.

Del CND

-- Incluir en sus análisis y en el despacho la demanda desconectable voluntaria en la operación del sistema.

(Fuente: R CREG 063/10, art. 7) (Fuente: R CREG 069/20, art. 4) (Fuente: R CREG 203/13, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.8.6.1.2.5. CONTRATOS DE DDV. Mediante los Contratos de Demanda Desconectable Voluntaria un usuario o grupo de usuarios, representados por un comercializador, se obligan a reducir su consumo de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional a cambio de un precio que se obliga a pagar el generador. La DDV se acordará mediante contratos celebrados bilateralmente entre el comercializador que representa al usuario o grupo de usuarios y un generador.

La forma, contenido, garantías y condiciones de los contratos de la DDV se pactarán libremente entre las partes y deberán contener, como mínimo, la información referente a la identificación del generador y el comercializador, la identificación del usuario, el recurso de generación asociado, la frontera comercial, la cantidad diaria de DDV negociada en el contrato, expresada en kilovatios hora día, y el término de duración del contrato.

PARÁGRAFO 1o. El incumplimiento en los contratos podrá implicar la ejecución de las garantías, según se pacte entre las partes.

PARÁGRAFO 2o. La frontera comercial de un usuario solo puede tener asociado un contrato de DDV ya sea con medición directa o con línea base de consumo.

(Fuente: R CREG 063/10, art. 8)

ARTÍCULO 2.19.8.6.1.2.6. REGISTRO DE CONTRATOS PARA LA DDV. Todos los Contratos de DDV deberán registrarse ante el ASIC en la forma como este lo establezca. El registro deberá cumplir como mínimo con lo siguiente:

1. El comercializador que representa las fronteras DDV, deberá especificar cada una de las fronteras DDV que se encuentran asociadas al contrato.

2. Se deberá especificar en el registro del contrato, que el agente generador acepta al comercializador como el agente responsable ante las pruebas de las fronteras DDV. De lo contrario, el agente responsable será el generador.

3. Para efectos de que el CND pueda determinar la desconexión objetivo para las pruebas de disponibilidad de la DDV, se deberá registrar la curva horaria de desconexión para cada tipo de día y para cada frontera DDV asociada en el contrato, donde se identifique la desconexión máxima de cada período horario, de tal manera que la suma de los 24 períodos horarios sea igual a la desconexión diaria de la frontera DDV registrada en el contrato, según el tipo de día. Así mismo, el agente responsable ante las pruebas deberá indicar cuáles serán los cuatro (4) períodos horarios consecutivos para la prueba DDV de cada frontera, según el tipo de día.

4. El plazo mínimo de registro será de tres (3) días antes de la fecha de inicio de operación comercial del contrato.

(Fuente: R CREG 063/10, art. 9) (Fuente: R CREG 069/20, art. 5)

ARTÍCULO 2.19.8.6.1.2.7. CESIÓN DE CONTRATOS DE DDV. Los contratos de DDV solamente se podrán ceder a agentes generadores o comercializadores inscritos en el mercado mayorista, que cumplan con la normatividad vigente para su participación en el mismo.

(Fuente: R CREG 063/10, art. 10)

ARTÍCULO 2.19.8.6.1.2.8. EQUIPO DE MEDIDA. La frontera de DDV deberá cumplir con los requisitos exigidos para las fronteras de los usuarios no regulados, definidos en el código de medida vigente.

Además deberán permitir la lectura o interrogación remota de la información y de los parámetros del medidor. Si el equipo de medición del usuario o su frontera comercial no permite la interrogación remota, el comercializador deberá realizar los ajustes para que esta se pueda hacer.

PARÁGRAFO 1o. El registro de las fronteras comerciales deberá cumplir con los procedimientos establecidos en la regulación para fronteras comerciales.

PARÁGRAFO 2o. El Operador de Red, el generador y el comercializador tendrán acceso a la lectura remota.

PARÁGRAFO 3o. Los plazos para el registro de Fronteras de DDV serán los mismos establecidos en la regulación para las fronteras comerciales.

(Fuente: R CREG 063/10, art. 11) (Fuente: R CREG 203/13, art. 4)

ARTÍCULO 2.19.8.6.1.2.9. FUNCIONAMIENTO DE LA DDV. A continuación se establece, paso a paso, las reglas que se deben aplicar para el funcionamiento de la DDV.

Paso 1: El comercializador informará a los usuarios sobre el mecanismo de Demanda Desconectable Voluntaria, y les hará saber expresamente que cada usuario puede decidir libremente si participa o no en dicho mecanismo y que para tener acceso al servicio público de energía eléctrica y celebrar el respectivo contrato servicios públicos no es obligatorio, ni una condición necesaria, participar en dicho mecanismo. Corresponderá al Comercializador demostrar el cumplimiento de este requisito y su omisión dará lugar a la indemnización de los perjuicios que se causen al usuario.

Paso 2: El comercializador realizará todas las gestiones técnicas pertinentes para adecuar la frontera comercial, ya sea para la DDV con medidor o para las que tienen línea base de consumo (estimar la línea base de consumo). Los medidores deberán reunir los requisitos exigidos en el código de medida.

Paso 3: El comercializador registrará al usuario y la frontera como demanda desconectable voluntaria ante el ASIC, para lo cual diligenciará los formatos que para tal fin disponga el Administrador. Estos formatos tendrán como mínimo la información del nombre del agente comercializador, el código SIC de la frontera del usuario, la fechas de vigencia del contrato y la cantidad de demanda desconectable diaria del usuario.

El ASIC revisará que una frontera de DDV únicamente se encuentre registrada con un contrato para el periodo de la vigencia del mismo. De encontrar un registro o un trámite adicional de inscripción, el ASIC informará a las partes que el contrato no se puede registrar.

Paso 4: El ASIC publicará diariamente en un aplicativo WEB la información del nombre del comercializador y la cantidad de DDV (kWh-día) no comprometida en contratos.

Paso 5: El Agente generador consultará el mencionado aplicativo para saber qué comercializadores ofrecen este servicio y realizará las gestiones pertinentes para firmar un contrato bilateral en los términos establecidos en esta resolución.

Paso 6: El generador registrará el contrato ante el ASIC y este último verificará que cumpla con los requisitos establecidos en esta resolución.

Paso 7: El generador activará el mecanismo y avisará al comercializador con quien tiene el contrato firmado.

El comercializador coordinará con los usuarios a los que se les activará la demanda desconectable.

Paso 8: El comercializador verificará los sistemas de medida de DDV interrogando la medida una hora antes de la activación, e informará al ASIC, CND y al generador el estado del sistema de medida.

Paso 9: El ASIC realizará la liquidación teniendo en cuenta lo establecido en esta resolución.

Paso 10: El ASIC informará a los generadores la cantidad de demanda desconectada voluntariamente, reportada por los comercializadores.

(Fuente: R CREG 063/10, art. 12) (Fuente: R CREG 203/13, art. 5)

Tipos de fronteras de DDV

ARTÍCULO 2.19.8.6.1.3.1. FRONTERAS DE DDV CON LÍNEA BASE DE CONSUMO (LBC). Son aquellas fronteras en las que el consumo de los usuarios tiene frecuencia y poca variabilidad y que corresponden a las que tienen un error no mayor al 5% respecto a la estimación efectuada con el modelo establecido en el anexo de esta resolución.

Para el caso de estas fronteras se considerará que hay reducción de demanda cuando la medida sea menor que el valor de la línea base de consumo menos el error.

Dentro de los cinco primeros días del mes siguiente al registro de la frontera el comercializador deberá actualizar el cálculo de la LBC con los datos más recientes. En caso de no efectuar esta actualización, vencido el plazo de los cinco días se entenderá que el comercializador ha retirado la frontera de DDV del Sistema de Intercambios Comerciales.

Una vez actualizada la frontera después del registro, el comercializador deberá actualizar el cálculo de la LBC cada 105 días. En caso de no efectuar esta actualización vencido el plazo de los 105 días, se entenderá que el comercializador ha retirado la frontera de la DDV del Sistema de Intercambios Comerciales.

PARÁGRAFO. Si se tiene registrada más de una frontera comercial en un mismo predio o inmueble, el cálculo de la línea base de consumo se hará considerando la sumatoria de los consumos de cada una de las fronteras asociada al predio o inmueble. 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.

(Fuente: R CREG 063/10, art. 13) (Fuente: R CREG 011/15, art. 24)

ARTÍCULO 2.19.8.6.1.3.2. FRONTERAS CON MEDICIÓN DIRECTA DDV. Son fronteras con medidores para la DDV instalados por el usuario, las cuales no podrán tener asociado más de un contrato de DDV para el mismo período t.

Las fronteras con medición directa de DDV operarán cuando la frontera comercial y la frontera de DDV puedan ser interrogadas remotamente, y no esté reportada la frontera comercial ante el ASIC en falla o limitación de suministro.

Las fronteras con medición directa de DDV deberán corresponder a cualquiera de las siguientes situaciones:

1. DDV con Plantas de emergencia. Cuando el usuario utiliza una planta de emergencia para disminuir o suprimir los requerimientos de energía del SIN.

Para participar como DDV, el usuario deberá colocar un medidor de DDV a la salida de cada una de las plantas que vaya a utilizar.

2. DDV con medición independiente. Cuando el usuario tiene definido el consumo de un proceso de producción que utiliza diariamente, y puede desconectarlo en cualquier momento.

En este caso, se deberá instalar una medida independiente y registrar la curva de consumo de la frontera. El comercializador que represente la frontera DDV deberá enviar diariamente la medida en los mismos plazos en que los agentes comercializadores envían la información de demanda al ASIC de acuerdo con la regulación vigente. En caso de que el comercializador que representa la frontera DDV no envíe la información de la medición diaria en los términos establecidos, se entenderá que el día de consumo de la frontera es de un valor igual a cero (0).

Una vez se tenga un histórico de 105 días consecutivos correspondientes a la medición del consumo de la frontera DDV con medición independiente, sin considerar los días en los cuales se presentó activación de DDV o pruebas de disponibilidad de DDV, la curva de consumo registrada no será tenida en cuenta para la verificación de desconexión efectiva de la DDV que se define en el artículo 16 de la presente resolución.

PARÁGRAFO. Si se tiene registrada más de una frontera comercial en un mismo predio o inmueble, el consumo se hará considerando la sumatoria de los consumos de cada una de las fronteras asociadas al predio o inmueble. 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.

(Fuente: R CREG 063/10, art. 14) (Fuente: R CREG 069/20, art. 6) (Fuente: R CREG 011/15, art. 25)

Verificación de la desconexión de la demanda

ARTÍCULO 2.19.8.6.1.4.1. FRONTERAS CON LÍNEA BASE DE CONSUMO (LBC). La verificación de la desconexión de la demanda efectivamente desconectada, la realizará el ASIC teniendo en cuenta la línea base de consumo (LBC) reportada por el comercializador, el error y la medida diaria de la frontera comercial.

Si el consumo en la frontera comercial es inferior al consumo de la LBC menos el error, se entenderá que la frontera tiene demanda desconectable, en el caso contrario su demanda desconectable será igual a cero. Si la reducción es mayor a la pactada contractualmente, se considerará esta última para todos los efectos de la liquidación.

Donde:

DDVVP_j,d	=	Demanda desconectable voluntaria verificada del usuario j, en el día d y que se considerará para calcular la demanda desconectable definitiva del comercializador que agrega la DDV.
LBCj,d	=	Cantidad de energía informada en la línea base de consumo para el usuario j, para el tipo de día d.
Me_j,h,d	=	Cantidad de energía medida para el usuario j en el día d.
e	=	Error permitido, que será igual al 5%.

Si el consumo de la frontera comercial es mayor o igual que el consumo estimado en la LBC, se considerará que la DDVV del usuario es igual a cero.

(Fuente: R CREG 063/10, art. 15) (Fuente: R CREG 098/18, art. 8) (Fuente: R CREG 203/13, art. 8)

ARTÍCULO 2.19.8.6.1.4.2. FRONTERAS CON MEDICIÓN DIRECTA DE DDV. La verificación de la desconexión efectiva de la demanda se realizará dependiendo de la situación a la que corresponda la DDV.

1. DDV con plantas de emergencia. Para DDV con plantas de emergencia se utilizará la medida de la salida de la(s) planta(s) de emergencia que se registrará en el medidor de la DDV, así:

Donde:

DDVVP_j,d Demanda desconectable voluntaria verificada parcial, reducida por el usuario j en el día d, y que se considerará para calcular la demanda desconectable verificada.

Total de generación de las plantas de emergencia del usuario j para el día d.

Se considera que hubo DDV cuando el consumo real medido en la frontera comercial cumple la condición de la siguiente ecuación. Si no se cumple la condición la DDVV_j,d=0:

Donde:

CR_j,d Consumo medido en la frontera comercial para el usuario j en el día d.

PC_j,td Promedio del consumo medido en la frontera comercial para el usuario j, según el tipo de día td, de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado (código 1 al 6) y los domingos y festivos (código 7). Se excluirán del conteo los días en los cuales se haya presentado una activación, o una prueba de disponibilidad de DDV.

Donde:

DDVV_j,d Demanda desconectable voluntaria verificada del usuario j para el día d.

Si el consumo real medido en la frontera comercial del usuario cumple la condición anterior, la demanda DDVV_j,d será igual a la DDVVP_j,d.

En el caso de que un usuario con frontera DDV con planta de emergencia, desee registrarse como autogenerador para entregar excedentes, según lo establecido en la Resolución CREG 024 de 2015 o la que la modifique o sustituya, su registro aplicará 60 días calendario después de su solicitud.

2. DDV con medición independiente: Para frontera(s) DDV con medición independiente se utilizará la medida de las fronteras DDV, así:

Donde:

DDVVP_j,d Demanda desconectable voluntaria verificada parcial, reducida por el usuario j, en el día d y que se considerará para calcular la demanda desconectable verificada.

PDDV_j,td Promedio del consumo medido en la frontera comercial de DDV para el usuario j en el tipo de día td, de los últimos 105 días, o la información de la curva de consumo indicada al momento de registro de la frontera DDV, cuando aplique. Los tipos de día serán lunes a sábado (1-6) y domingos y festivos (7).

MeDDV_j,d Cantidad de energía medida en la frontera DDV para el usuario j del día d.

n Total de n fronteras DDV con medición independiente del usuario j

Se considerará que hubo desconexión de demanda cuando el consumo real medido en la frontera comercial del usuario cumple la condición de la siguiente ecuación. Si no la cumple la DDVV_jd =0:

Donde:

CR_j,d Consumo real medido en la frontera comercial del usuario j en el día d.

PC_j,td Promedio del consumo medido en la frontera comercial del usuario j, según el tipo de día td, de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado (código 1 al 6) y los domingos y festivos (código 7). Se excluirán del conteo los días en los cuales se haya presentado una activación o una prueba de disponibilidad de DDV.

Donde:

DDVV_j,d Demanda desconectable voluntaria verificada del usuario j para el día d.

(Fuente: R CREG 063/10, art. 16) (Fuente: R CREG 069/20, art. 7) (Fuente: R CREG 098/18, art. 9) (Fuente: R CREG 203/13, art. 9)

ARTÍCULO 2.19.8.6.1.4.3. VERIFICACIÓN DE DESCONEXIÓN DE DEMANDA AGREGADA DEL COMERCIALIZADOR QUE REPRESENTA Y AGREGA FRONTERAS CON LÍNEA BASE DE CONSUMO DDV Y/O FRONTERAS CON MEDICIÓN DIRECTA DE DDV. La verificación de la desconexión de la demanda agregada efectivamente desconectada por los usuarios del comercializador que los representa y agrega, la realizará el ASIC de la siguiente manera:

Donde:

DDVV_c,d	Demanda desconectable voluntaria verificada del comercializador c para el día d.
CDDV_c,d	Contrato de demanda desconectable voluntaria del comercializador c para el día d.
	Suma de demanda desconectable verificada de los usuarios j en el día d, representados y agregados por el comercializador c

PARÁGRAFO 1. Esta verificación de desconexión de demanda también aplica para los casos en que el comercializador representa una sola frontera DDV en un contrato de demanda desconectable voluntaria.

PARÁGRAFO 2. Las medidas de la DDV deben ser enviadas por el comercializador en los mismos plazos, en que los agentes generadores envían la información de generación de acuerdo con la regulación vigente.

PARÁGRAFO 3. Las transacciones de energía en las fronteras de DDV deberán ser registradas en forma horaria, en el primer minuto de cada hora, de forma tal que permitan el cálculo de la energía movilizada en la hora.

PARÁGRAFO 4. Para los casos en que las medidas de las fronteras DDV no sean enviadas, se considerará que no hubo desconexión.

(Fuente: R CREG 063/10, art. ADICIONADO) (Fuente: R CREG 098/18, art. 10)

Liquidación

ARTÍCULO 2.19.8.6.1.5.1. OTRAS CONSIDERACIONES. El Centro Nacional de Despacho informará a los operadores de red de las fronteras de DDV registradas en sus respectivos sistemas.

(Fuente: R CREG 063/10, art. 21)

Modelo de estimación la línea base de consumo (Anexo)

ARTÍCULO 2.19.8.6.1.6.1. Modelo de estimación la línea base de consumo (Anexo). El método es una adaptación de los métodos de descomposición y representa el consumo diario de la frontera, Ct, mediante unas componentes no observables que representan la componente de tendencia, Tt, la componente estacional, Et, y la componente del error ut.

C_t = T_t X E_t XU_t

La componente de tendencia indicará cómo es el comportamiento a largo plazo de la serie. La componente estacional estará determinada por un índice para cada uno de los siete días de la semana, E1, E2,..., E7 que representa el valor de la fluctuación estacional en cada día de la semana e indicará qué tanto por encima o por debajo de la tendencia se encuentran en promedio las observaciones del día.

En lo que sigue se utilizará la siguiente convención: los subíndices i del conjunto 1, 2,...,7 corresponderán a los días lunes, martes,..., domingo.

La metodología aísla y estima cada una de las componentes y luego pronostica una semana. Esto se lleva a cabo mediante cuatro etapas que se realizarán en forma secuencial.

1. Etapa 1. Captura y depuración de datos.

1.1. Captura de datos y transformación de valores atípicos e iguales a cero: Se realizará de acuerdo con el Procedimiento para Determinar Valores Atípicos de Modelo de Estimación LBC publicado en la Circular CREG 020 de 2014.

1.2. Transformación de valores para los días en que se hayan presentado desconexiones o reducciones de energía en cumplimiento del mecanismo de demanda desconectable voluntaria, DDV, y/o cualquier otro programa de reducción de demanda que defina la regulación: El valor se cambiará por el promedio de los cinco días anteriores que tengan el mismo subíndice siempre y cuando corresponda con valores típicos de consumo u ajustados con este procedimiento.

En el caso de no encontrarse la totalidad de los datos para los cinco días anteriores, se calculará el promedio con los días anteriores disponibles que tenga el mismo subíndice siempre y cuando corresponda con valores típicos de consumo o ajustados.

2. Etapa 2. Estimación de los índices E1, E2,..., E7.

2.1. Calcular promedios móviles centrados de longitud 7 (una semana):

2.2. Hallar el cociente Ct/PMt, t = 4,5,6,.... Este cociente será aproximadamente igual a:

2.3. Promediar todos los valores anteriores correspondientes al mismo día para obtener unos índices preliminares:

2.4. Ajustar los 7 índices preliminares de forma que:

3. Etapa 3: Estimación de la tendencia

3.1. Desestacionalizar los datos dividiendo C entre su índice estacional E.

3.2. Con los datos desestacionalizados, D, se estimará una tendencia lineal, T, mediante regresión lineal.

4. Etapa 4: Pronósticos para una semana

Si N es el instante de la última observación, y esta cae en domingo, se pronosticará para los días siguientes, lunes, martes,..., domingo, mediante la ecuación.

PARÁGRAFO. Para los efectos previstos en este anexo se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, los domingos y festivos.

(Fuente: R CREG 063/10, ANEXO) (Fuente: R CREG 011/15, art. 26)

Normas para regular las pruebas de disponibilidad de la demanda desconectable voluntaria y se adoptan otras disposiciones relativas a los anillos de seguridad del cargo por confiabilidad

ARTÍCULO 2.19.8.6.2.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se adoptan las normas para regular las pruebas de disponibilidad del anillo seguridad del Cargo por Confiabilidad denominado demanda desconectable voluntaria.

(Fuente: R CREG 098/18, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.8.6.2.2. PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD A LAS FRONTERAS DE DEMANDA DESCONECTABLE VOLUNTARIA. Todas las fronteras DDV asociadas a los contratos de DDV registrados en la semana s, semana que inicia el día sábado y termina el viernes siguiente, que no hayan tenido pruebas, tendrán una prueba de desconexión en la primera semana en que el contrato DDV inicia operación comercial.

Para esto, el último día de la semana anterior a la de inicio de operación comercial del contrato, el CND ejecutará un proceso aleatorio de igual probabilidad, para elegir el día de la semana en que se hará la prueba de las fronteras del contrato DDV.

En cualquier caso, el CND programará la prueba de las fronteras DDV en el despacho económico, antes de que finalice la vigencia de los contratos. El CND podrá escoger el día de la prueba de forma aleatoria en uno de los días antes de la finalización del contrato. En caso de que la vigencia del contrato sea de un día, la prueba deberá ser programada para ese día de vigencia.

PARÁGRAFO 1o. Para la realización de las pruebas de las fronteras DDV, el CND tendrá en cuenta la programación de los períodos horarios registrados para pruebas.

PARÁGRAFO 2o. El CND programará una prueba a una frontera DDV, de las que trata este artículo, cada vez que cumpla con al menos una de las siguientes condiciones, y utilizando para ello la mejor información disponible que se disponga en cada caso:

a) Si la frontera se encuentra asociada en un CDDV vigente, y el valor máximo horario de desconexión registrado en el CDDV, considerando las 24 horas del día, es mayor a la desconexión objetivo horaria de la última prueba que haya realizado, o;

b) Si la frontera DDV es con LBC o con medición directa con medición independiente y, se encuentra asociada en un CDDV vigente y lleva un total de 90 días o más, acumulados en días de vigencia en contratos registrados de CDDV, desde la última vez que presentó una prueba exitosa, o desde la última vez que tuvo una desconexión horaria asociada a una DDV, mayor o igual en un 110% a la desconexión objetivo horaria para pruebas, o;

c) Si la frontera DDV es con medición directa con plantas de emergencia y, se encuentra asociada en un CDDV vigente y lleva un total de 90 días o más acumulados en días de vigencia en contratos registrados de CDDV, desde la última vez que presentó una prueba exitosa, o desde la última vez que tuvo una desconexión horaria asociada a una DDV, mayor o igual a la desconexión objetivo horaria para pruebas.

PARÁGRAFO 3o. El ASIC no considerará una frontera DDV en los contratos que se encuentren en operación comercial, cuando la frontera DDV se encuentre en alguno de los siguientes eventos. Esta disposición tendrá efecto desde la misma fecha de registro del contrato:

a) La primera y segunda prueba realizada no sean exitosas.

b) La primera prueba realizada no sea exitosa y el agente, dentro de la vigencia del mismo, no haya solicitado repetirla en el plazo establecido.

c) Si el CND no puede programar la segunda prueba dentro de la vigencia del contrato de DDV.

En caso de que el ASIC haya emitido factura del mes, realizará los ajustes a la facturación mensual a los que haya lugar en el marco de lo establecido en la Resolución CREG 084 de 2007 y aquellas que adicionen, modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO 4o. No se reconocerá el costo de las pruebas de las fronteras DVV asociadas en un CDDV del presente artículo. Se entiende que cualquier costo asociado por los anillos de seguridad ha sido tenido en cuenta por el generador al tomar sus OEF.

(Fuente: R CREG 098/18, art. 4) (Fuente: R CREG 069/20, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.8.6.2.3. PROCEDIMIENTO DE LAS PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD A LAS FRONTERAS DE DDV. Las pruebas de disponibilidad de las fronteras de DDV se regirán por el siguiente procedimiento:

1. Notificación de la prueba. El CND notificará el día en que se realizará la prueba de la frontera DDV al agente, el día anterior al día de operación donde se reali zará la prueba de la frontera DDV, una vez haya publicado el despacho económico. Lo anterior, mientras el generador no haya activado el respaldo de DDV para el día de la prueba.

2. Duración. La prueba de desconexión tendrá una duración de cuatro (4) horas consecutivas. El inicio y la finalización de la prueba deberán ocurrir dentro del mismo día.

3. Desconexión objetivo: La desconexión objetivo horaria de la DDV para cada una de las cuatro (4) horas de la prueba según el tipo de día, la determinará el CND como el máximo valor horario de desconexión de la DDV considerando las 24 horas del día, registradas en el contrato según el tipo de día.

En el caso de que la desconexión de los cuatro (4) períodos horarios supere la DDV diaria registrada en el contrato, el CND deberá determinar el número de períodos horarios mayor o igual a uno (1) y menor a cuatro (4), que sumen una desconexión menor o igual a la DDV diaria.

El CND programará el valor de la desconexión objetivo en el despacho económico y en los redespachos. Sin embargo, podrá modificar la desconexión objetivo para cumplir con las condiciones de seguridad y confiabilidad del SIN.

4. Calificación de exitosa: Una prueba será considerada como exitosa cuando la frontera DDV tenga una desconexión total durante la duración de la prueba, igual o superior a la desconexión objetivo. La verificación de desconexión se realizará de acuerdo con lo dispuesto en la Resolución CREG 063 de 2010.

PARÁGRAFO 1o. La prueba deberá ser declarada ante el CND, según corresponda, como exitosa o no, por el agente que representa las fronteras de DDV que fueron seleccionadas para prueba de disponibilidad de DDV. Esta declaración deberá realizarse a más tardar en las doce (12) horas siguientes a la finalización de la prueba.

En caso de no realizarse la declaración en el tiempo señalado, el CND considerará que la prueba no fue exitosa y, si la misma corresponde a la primera prueba, el agente podrá solicitar una segunda prueba hasta el día siguiente al vencimiento del plazo de doce (12) horas establecido en este parágrafo.

Si el agente declara la primera prueba como no exitosa, podrá solicitar una segunda prueba hasta el día siguiente de la declaración.

El ASIC realizará la verificación del cumplimiento de la desconexión objetivo de la prueba de disponibilidad a las fronteras DDV. En caso de que la verificación arroje como resultado una calificación no exitosa, el ASIC considerará la declaración como no exitosa, y le informará a las partes del contrato DDV. Si la verificación corresponde a la primera prueba, el agente podrá solicitar una segunda prueba al CND hasta el día siguiente a la verificación, siempre y cuando el contrato DDV se encuentre vigente.

Para todos los casos en los cuales no se pueda realizar la segunda prueba dentro de la vigencia del contrato, el ASIC dará aplicación a lo establecido en el Parágrafo 3 del artículo 4o de la presente resolución.

Si el agente solicita una segunda prueba de DDV, el CND programará el día de la prueba de forma aleatoria, dentro de los 10 días siguientes a la solicitud, mientras que dicha programación no supere lo que resta de la vigencia del contrato en el que está asociada la frontera DDV. En caso de que, por tiempos, no pueda ser programada la segunda prueba desde el despacho económico, y siempre y cuando el contrato se encuentre vigente, el agente podrá solicitar al CND la programación de la segunda prueba en el redespacho, cumpliendo con los tiempos de redespacho de acuerdo con la reglamentación vigente, y el CND podrá programarla para los períodos que clasifique, siempre y cuando no afecte la seguridad y confiabilidad del SIN. En todo caso, el CND programará la segunda prueba con la desconexión objetivo de la prueba que fue incumplida.

PARÁGRAFO 2o. Si el generador activó el respaldo de DDV en el marco de la Resolución CREG 063 de 2010 para el día de la prueba. Las fronteras DDV que hayan tenido una desconexión verificada, mayor o igual a la desconexión objetivo registrada para pruebas, se entenderá que dichas fronteras tienen una prueba exitosa, de lo contrario, el ASIC informará al agente correspondiente sobre esta condición, y se entenderá que la prueba fue no exitosa, en cuyo caso aplicará lo definido en este artículo.

PARÁGRAFO 3o. El CND podrá modificar o cancelar, la primera o la solicitud de la segunda prueba de la frontera DDV, por condiciones de seguridad y confiabilidad del SIN, y podrá reprogramar la prueba dentro del plazo que resta de la vigencia del contrato en el que está asociada la frontera DDV. Si la vigencia finaliza y la frontera no logró presentar la primera prueba, le aplicará lo definido en esta resolución cuando la frontera se encuentre asociada en un nuevo contrato de DDV.

Cuando el CND cancele la segunda prueba de la frontera DDV por condiciones de seguridad y confiabilidad del SIN, y la misma no pueda ser efectuada dentro de la vigencia del contrato, el agente que representa la frontera DDV deberá solicitar al CND la segunda prueba cuando la frontera se encuentre asociada en un nuevo contrato de DDV. Si el agente no solicita la segunda prueba dentro de la vigencia del nuevo contrato, el ASIC dará aplicación a lo establecido en el parágrafo 3 del artículo 4o de la presente resolución.

Para la programación de la segunda prueba solicitada por el agente, el CND programará la prueba con el máximo valor entre: la desconexión objetivo de la prueba cancelada por el CND, y la desconexión objetivo registrada en el nuevo contrato. Además, se tendrá en cuenta lo siguiente:

a) Si el resultado de la verificación y la declaración de esta prueba es exitosa, se entenderá que, tanto la prueba asociada con la cancelación como la prueba asociada al nuevo contrato, fueron exitosas. En caso contrario, se entenderán que no fueron exitosas.

b) Si la desconexión total durante la duración de la prueba es inferior a la desconexión objetivo programada, el agente podrá indicar, dentro de la declaración de la que trata el parágrafo 1 del presente artículo, si con la desconexión total cumple con la desconexión objetivo asociada a la prueba cancelada por el CND, o si cumple con la desconexión objetivo asociada al nuevo contrato. Ambas pruebas serán tratadas de forma independiente, y aplicará para cada una de ellas todo lo dispuesto en esta resolución, según sea el caso.

PARÁGRAFO 4o. La frontera comercial asociada a la DDV que en un período de doce (12) meses anteriores sume tres (3) desconexiones no exitosas por pruebas, no podrá ser registrada nuevamente por el ASIC como frontera DDV, e inmediatamente el ASIC deberá cancelar la frontera DDV y excluirla de los contratos DDV vigentes.

Cumplido un año a partir de la entrada en vigencia de la Resolución CREG 098 de 2018, el ASIC empezará a verificar esta condición el primer día de la semana s de cada mes.

PARÁGRAFO 5o. El ASIC publicará en su página web los resultados de las pruebas de la frontera asociada al usuario del contrato de la DDV, así como las fronteras DDV que hayan tenido cancelación de pruebas de DDV por parte del CND por condiciones de seguridad y confiabilidad del SIN.

El ASIC realizará los ajustes a la facturación mensual a los que haya lugar en el marco de lo establecido en la Resolución CREG 084 de 2007 y aquellas que adicionen, modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 098/18, art. 5) (Fuente: R CREG 069/20, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.8.6.2.4. INCUMPLIMIENTO DE LA DDV. Cuando un contrato DDV que respalda a una planta o unidad de generación, incumple la verificación de la CDDV de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 063 de 2010, el CND programará el día siguiente, una prueba a las fronteras DDV asociadas en el contrato DDV, siempre que el contrato DDV se encuentre vigente, bajo los criterios establecidos en esta resolución. El ASIC informará a las partes interesadas la ocurrencia de este hecho.

En caso de que el CND no pueda, dentro de la vigencia que resta del contrato, programar la primera prueba DDV a las fronteras, o la segunda prueba que solicite el agente, se entenderá que hay una prueba DDV no exitosa en las fronteras que no fueron probadas, ya sea en la primera o en la segunda prueba.

Para el caso de las fronteras con pruebas DDV no exitosas, el ASIC descontará de la remuneración del Cargo por Confiabilidad del agente generador un valor igual a la remuneración del Cargo por Confiabilidad equivalente a la energía respaldada con la DDV de estas fronteras, desde el día en que se incumplió la activación de la DDV y hasta tanto dicha planta:

1. Solicite al CND una prueba de generación real durante cuatro horas consecutivas, sin considerar rampas de entrada y salida, o

2. Tenga una generación real durante cuatro horas consecutivas, sin considerar rampas de entrada y salida.

Ambas opciones se entenderán cumplidas, siempre y cuando se presenten, como mínimo, en las mismas condiciones de las pruebas DDV no exitosas originalmente programadas.

(Fuente: R CREG 098/18, art. 6) (Fuente: R CREG 069/20, art. 3)

Figura de cesión de obligaciones de energía firme para plantas existentes y en construcción

ARTÍCULO 2.19.8.7.1. PLANTAS QUE PUEDEN RECIBIR CESIONES DE OEF. Las plantas de generación que puede recibir cesiones de OEF deben cumplir las siguientes características:

i. Plantas existentes o plantas en construcción que no tengan atraso reportado por el auditor.

ii. Plantas con Enficc no comprometida. El agente deberá reportar al ASIC las ventas en contratos o declaraciones de respaldo registrados que comprometen Enficc de la planta.

(Fuente: R CREG 114/14, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.8.7.2. CESIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME, (OEF), DE PLANTAS EXISTENTES. Los agentes generadores con plantas existentes con Obligaciones de Energía Firme (OEF), podrán ceder sus Obligaciones de Energía Firme (OEF), a otras plantas de propiedad de agentes generadores diferentes al que cede la obligación, cuando se cumpla lo siguiente:

i. Cuando se presente una de las siguientes condiciones:

1. Previo estudio de la CREG, en el año t se establece que no hay condiciones para la realización de una subasta de reconfiguración de las que trata la Resolución CREG 051 de 2012, para el período diciembre 1 del año t a noviembre 30 del año t+1.

2.Cuando se haya adelantado subasta de reconfiguración de venta para el período diciembre 1o del año t a noviembre 30 del año t+1, en la que haya participado el agente que representa a la planta y la asignación de OEFV obtenida en dicha subasta es igual a cero o menor a la OEF de la misma planta.

ii. La cesión de las Obligaciones de Energía Firme (OEF), tiene que hacerse para un periodo de 1 año comprendido entre diciembre 1 del año t y noviembre 30 del año t+1.

(Fuente: R CREG 114/14, art. 2) (Fuente: R CREG 130/16, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.8.7.3. PROCEDIMIENTO DE CESIÓN DE OEF DE PLANTAS EXISTENTES. Una planta existente con asignación de Obligaciones de Energía Firme y que cumpla los requisitos señalados en el artículo 2o, podrá adelantar el siguiente procedimiento para ceder sus Obligaciones de Energía Firme:

i. Celebrar y entregar al ASIC por el periodo de 1 año, un contrato de cesión de la OEF asignada. El cesionario deberá tener una planta o plantas con Enficc no comprometida y asumir con esa o esas plantas la OEF. El ASIC verificará que el contrato de cesión cumpla estas condiciones.

ii. Dicho contrato será con uno o varios agentes diferentes al cedente de la OEF.

iii. Registrar ante el ASIC el contrato de cesión de Obligaciones de Energía Firme máximo un mes antes del inicio de las OEF. Si el contrato no cumple con los requisitos establecidos en los numerales anteriores, el contrato no puede ser registrado y no tendrá efecto alguno.

PARÁGRAFO. El registro del contrato de cesión se hará a través del formato y medio que para tal fin establezca el ASIC.

(Fuente: R CREG 114/14, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.8.7.4. CONSECUENCIAS DE LA CESIÓN DE LAS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME DE PLANTAS EXISTENTES. Un agente generador que represente a una planta existente con asignación de Obligaciones de Energía Firme y cumpla con los requisitos señalados en el artículo 2o, al ceder sus Obligaciones de Energía Firme (OEF), tendrá el siguiente tratamiento:

i. Para el cálculo del IHF de la planta, la variable ñ tomará el valor definido en la descripción de dicha variable en el numeral 3.4.1 del anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006 para plantas existentes que hagan cesión de OEF según lo definido en la presente resolución.

ii. Puede participar como planta existente en asignaciones de OEF para periodos futuros que se realicen durante el periodo de cesión.

(Fuente: R CREG 114/14, art. 4)

ARTÍCULO 2.19.8.7.5. MODIFICACIÓN DEL TÉRMINO Ñ DE LA VARIABLE CMTT_P DEL NUMERAL 3.4.1 DEL ANEXO 3 DE LA RESOLUCIÓN CREG 071 DE 2006. El término de la variable CmttP del numeral 3.4.1 del anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006 quedará así:

": variable que toma un valor de 20% para plantas operando con gas o combustibles líquidos, 30% cuando es carbón u otro combustible diferente a los nombrados específicamente y 15% cuando es hidráulica. Para plantas con información de operación insuficiente, los valores anteriores se multiplican por 5/12.

En caso de que la planta haya hecho uso de la cesión de OEF para plantas existentes de que trata la Resolución CREG 114 de 2014, la variable para plantas operando con cualquier tipo de combustible se calcula de la siguiente forma:

Donde:

NDC:	Número de días con mantenimiento programado del periodo comprendido entre octubre 1o del año t hasta septiembre 30 del año t+1 cubiertos con cesión de OEF.
NDP:	Número de días del periodo comprendido entre octubre 1o del año t hasta septiembre 30 del año t+1".

(Fuente: R CREG 114/14, art. 5)

ARTÍCULO 2.19.8.7.6. CESIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME -OEF- PARA PLANTAS EN CONSTRUCCIÓN. Un agente generador que represente a una planta en construcción que tenga Obligaciones de Energía Firme -OEF-, asignadas mediante subasta de las que trata la Resolución CREG 071 de 2006, podrá ceder sus Obligaciones de Energía Firme -OEF-, para el período diciembre 1 del año t a noviembre 30 del año t+1, siempre y cuando se cumplan los siguientes requisitos:

i. Cuando se presente una de las siguientes condiciones:

1. Previo análisis de la CREG, a más tardar en el año t, se establece que no hay condiciones para la realización de una subasta de reconfiguración de las que trata la Resolución CREG 051 de 2012 para el período diciembre 1 del año t a noviembre 30 del año t+1. Bajo esta condición, la cesión de las obligaciones de la planta en el periodo señalado se podrá hacer a plantas existentes de propiedad de agentes diferentes al que cede la obligación.

2. La CREG convoca una subasta de reconfiguración de venta para el período diciembre 1 del año t a noviembre 30 del año t+1, y el agente que representa la planta participa en la subasta y obtiene el siguiente resultado: la asignación de OEFV de la planta en la subasta es igual a cero, bien sea porque no quedó asignado o porque la CREG canceló la subasta en la que se encontraba participando; o la asignación de OEFV es menor a la OEF de la misma planta. Bajo esta condición, el agente que cede las obligaciones de la planta en el periodo señalado podrá hacerlo a plantas existentes de su propiedad y/o de agentes diferentes.

ii. El proyecto en ejecución, certificado por el auditor, cumple lo siguiente:

1. Si el tiempo de ejecución de las actividades declaradas en el cronograma de construcción es igual o mayor a 36 meses, que el avance de la curva S estimado por el auditor para el Inicio del Período de Vigencia de Obligación (IPVO) es al menos del 80%.

2. Si el tiempo de ejecución de las actividades declaradas con el cronograma de construcción es menor a 36 meses, que el avance de la curva S estimado por el auditor para el Inicio del Período de Vigencia de Obligación (IPVO) es al menos del 30%, y se evidencia una fecha de puesta de orden de compra de los equipos de generación de energía que sea al menos 12 meses antes de la nueva fecha de IPVO de la planta.

3. El certificado del auditor puede corresponder al último informe semestral o trimestral, o el agente que cede las OEF puede solicitar al CND que el auditor realice la actualización del porcentaje de avance del proyecto. Los costos que se generen por la actualización del avance del proyecto serán cubiertos por el agente solicitante.

iii. La cesión de las Obligaciones de Energía Firme -OEF- se debe hacer para el período de 1 año comprendido entre diciembre 1 del año t y noviembre 30 del año t+1.

(Fuente: R CREG 114/14, art. 6) (Fuente: R CREG 176/21, art. 1) (Fuente: R CREG 130/16, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.8.7.7. PROCEDIMIENTO DE CESIÓN DE OEF DE PLANTAS EN CONSTRUCCIÓN. Un agente generador que represente a una planta en construcción que tengan Obligaciones de Energía Firme (OEF) y que cumpla con los requisitos señalados en el artículo 6o, podrá adelantar el siguiente procedimiento para ceder sus Obligaciones de Energía Firme:

i. Celebrar y entregar al ASIC por el período de 1 año, un contrato de cesión de la OEF asignada. El cesionario deberá tener una planta o plantas con Enficc no comprometida y asumir con esa o esas plantas la OEF. El ASIC verificará que el contrato de cesión cumpla estas condiciones.

ii. Dicho contrato será con uno o varios agentes diferentes al cedente de la OEF.

iii. Registrar ante el ASIC el contrato de cesión de Obligaciones de Energía Firme máximo un mes antes del inicio de las OEF. Si el contrato no cumple con los requisitos indicados en los numerales anteriores, el contrato no puede ser registrado y no tendrá efecto alguno.

PARÁGRAFO. El registro del contrato de cesión se hará a través del formato y medio que para tal fin establezca el ASIC.

(Fuente: R CREG 114/14, art. 7)

ARTÍCULO 2.19.8.7.8. CONSECUENCIAS DE LA CESIÓN DE LAS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME DE PLANTAS EN CONSTRUCCIÓN. Al agente generador que cumpla con todas las siguientes condiciones:

1. Represente una planta en construcción que tengan Obligaciones de Energía Firme (OEF). 2. Cumpla los requisitos señalados en el artículo 6o anterior.

3. haga una cesión de sus Obligaciones de Energía Firme (OEF) y

4. La suma de la cantidad de OEF de la cesión más la cantidad de energía comprada en el mecanismo de subasta de reconfiguración de venta de que trata la Resolución CREG 051 de 2012, para esta planta, es mayor o igual a la OEF de la planta; se le aplicarán las siguientes reglas:

i. Se aplazará un año el Inicio de Periodo de Vigencia de la Obligación, solamente para efectos de la fecha de entrada de referencia del cumplimiento de puesta en operación del proyecto y de las garantías que apliquen.

ii. La fecha de finalización del período de vigencia de las obligaciones no tendrá ningún cambio con respecto al establecido en el momento de la asignación OEF.

(Fuente: R CREG 114/14, art. 8) (Fuente: R CREG 130/16, art. 3)

Programa de respuesta de la demanda para el mercado diario en condición crítica

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.19.8.8.1.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se adoptan las normas para regular el programa de respuesta de la demanda, RD, para el mercado diario en condición crítica.

Las normas de esta resolución hacen parte integrante del Reglamento de Operación que regula el funcionamiento del Mercado Mayorista de Energía.

(Fuente: R CREG 011/15, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.8.8.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a los comercializadores que representan a los usuarios interesados en participar voluntariamente en el programa de respuesta de la demanda, así como a la liquidación y recaudo de las transacciones asociadas a dicho programa, que operará dentro de la Bolsa de Energía del Mercado Mayorista.

(Fuente: R CREG 011/15, art. 2)

Características del programa de respuesta de la demanda, RD

ARTÍCULO 2.19.8.8.2.1. PRODUCTO. Será la cantidad de demanda de energía reducida en MWh, con respecto a los consumos de energía del usuario o grupo de usuarios que son representados por parte de un comercializador. Esta reducción de energía será ofertada al Mercado Mayorista de Energía por parte del comercializador de acuerdo con las metodologías definidas en esta resolución.

(Fuente: R CREG 011/15, art. 4)

ARTÍCULO 2.19.8.8.2.2. PARTICIPANTES. En el RD participarán como vendedores los comercializadores, estos últimos en representación de un usuario o un grupo de usuarios interesados en participar en este programa.

Cada usuario deberá tener su frontera comercial con reporte al ASIC. El Centro Nacional de Despacho (CND), y el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), tendrán a su cargo la coordinación operativa y las transacciones comerciales derivadas del programa, respectivamente.

El usuario podrá elegir su representación en el programa de RD con un comercializador que puede ser diferente de aquel que lo atiende para el suministro de energía.

PARÁGRAFO 1o. El comercializador que representa a la demanda en el programa de RD también podrá ser un agente comercializador que agrega carga para participar en los programas de reducción o desconexión de energía en el Mercado de Energía Mayorista (MEM).

PARÁGRAFO 2. El comercializador que representa al usuario que participa en el programa de RD, deberá tener nivel de acceso 1 a las mediciones realizadas de la frontera comercial del usuario, de acuerdo con lo establecido en el artículo 17 de la Resolución CREG número 038 de 2014, y el representante de dicha frontera deberá asegurar el acceso de acuerdo con lo establecido en el artículo 22 de la Resolución CREG número 038 de 2014 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

En los casos que el comercializador que representa al usuario en el programa de la RD, requiera realizar una revisión del sistema de medición solicitará una visita de revisión conjunta al agente representante de la frontera comercial quien deberá dar acceso al sistema de medida, para lo cual se aplicará lo establecido en el artículo 47 de la Resolución CREG número 156 de 2014 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 011/15, art. 5)

ARTÍCULO 2.19.8.8.2.3. OFERTA DE RD. El comercializador deberá enviar en representación de un usuario o de forma agregada por un grupo de usuarios al CND, una única oferta de precio para las 24 horas (expresadas en valores enteros de $/MWh) y la declaración de la reducción de energía (expresada en valores enteros en MW para cada periodo horario), en el formato que disponga el CND.

Dicho formato contendrá como mínimo la siguiente información: la identificación de la frontera o fronteras de los usuarios que participan en el RD, la cantidad de energía horaria a reducir y la oferta de precio diaria de reducción de energía.

PARÁGRAFO. Este formato se enviará al CND en los mismos plazos establecidos en la regulación para las plantas despachadas centralmente.

(Fuente: R CREG 011/15, art. 6)

ARTÍCULO 2.19.8.8.2.4. DEBERES DE LOS AGENTES Y OPERADORES. Los agentes y operadores que participen en el programa de RD deberán cumplir los siguientes deberes:

a) Comercializador

1. Garantizar que los medidores que se utilicen cumplan con los requisitos establecidos en el Código de Medida.

2. Informar al usuario los tipos de fronteras DDV utilizadas en el programa RD y verificar que el usuario cumpla con los requisitos del tipo de frontera que escoja.

3. Informar al usuario las condiciones de RD, dejando claro que el programa de RD no es condición necesaria para la firma de un contrato de compraventa o suministro de energía y viceversa.

4. Informar al ASIC los usuarios interesados en prestar el servicio de RD.

5. Informar que la frontera comercial del usuario que se encuentra registrada ante el ASIC en el Mercado Mayorista, será utilizada como frontera DDV con línea base de consumo para el programa de RD.

6. Registrar la frontera como DDV con medición directa asociándola a la frontera de consumo del usuario registrada ante el ASIC en el Mercado Mayorista.

7. Informar a los operadores de red de las fronteras DDV registradas en el ASIC.

8. Solicitar al ASIC el cálculo de la línea base de consumo de un usuario de acuerdo con la información disponible que este tenga.

9. Verificar que los medidores registrados para RD puedan ser interrogados remotamente.

10. Ofrecer disponibilidad las 24 horas de todos los días del año y contar con los medios de comunicación que defina el CND.

11. Verificar que funcione la medida en las fronteras durante el periodo que se active el programa.

12. Notificar al operador de red cuando se activen los programas de RD de sus usuarios.

b) ASIC

1. Administrar la base de datos con la información de los agentes comercializadores con sus fronteras.

2. Verificar que las fronteras comerciales con línea base de consumo cumplan con el modelo de estimación de la Línea Base de Consumo definido en el Anexo de esta resolución. En caso de que una frontera comercial no cumpla ese requisito, el ASIC informará al comercializador representante de los usuarios participantes del programa de RD, en la forma y medios que el ASIC defina para tal fin.

3. Revisar las medidas de las fronteras DDV de medición directa si es el caso y realizar la verificación de cumplimiento de la reducción de demanda.

4. Verificar que para un mismo período de tiempo t, si la frontera tiene asociado un compromiso de RD y un contrato de DDV, cumpla con cada uno de los requisitos de verificación de RD y DDV, en caso de no ser así, el ASIC no considerará que hubo reducción de demanda RD.

c) CND

1. Verificar la cantidad de consumo de energía que se puede reducir con el programa de RD en el día en cual el precio de bolsa horario del predespacho ideal sea mayor o igual al 108% del precio de escasez de activación.

2. Incluir en sus análisis y en el despacho la reducción de demanda de RD en la operación del sistema.

3. Determinar la cantidad de RD asignada e informar al comercializador que se compromete a reducir demanda.

(Fuente: R CREG 011/15, art. 7) (Fuente: R CREG 140/17, art. 21) (Fuente: R CREG 212/15, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.8.8.2.5. COMPROMISOS DE RD. Mediante los compromisos de RD el usuario o grupo de usuarios representados por el comercializador, se comprometen a reducir su consumo de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional, a cambio de recibir la diferencia del precio de bolsa y el precio de escasez ponderado por la energía reducida.

(Fuente: R CREG 011/15, art. 8) (Fuente: R CREG 140/17, art. 22) (Fuente: R CREG 212/15, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.8.8.2.6. EQUIPO DE MEDIDA. El equipo de medida del usuario que participa en el programa de RD, deberá cumplir con los requisitos exigidos para las fronteras de los usuarios no regulados.

Además deberán permitir la lectura o interrogación remota de la información y de los parámetros del medidor. Si el equipo de medición del usuario o su frontera comercial no permite la interrogación remota, el comercializador que representa al usuario deberá gestionar los ajustes necesarios para que esta se pueda hacer.

PARÁGRAFO 1o. El registro de las fronteras comerciales deberá cumplir con los procedimientos y plazos establecidos en la regulación para fronteras comerciales.

PARÁGRAFO 2o. El operador de red y el comercializador tendrán acceso a la lectura remota.

(Fuente: R CREG 011/15, art. 9)

ARTÍCULO 2.19.8.8.2.7. FUNCIONAMIENTO DE RD. A continuación se establecen, paso a paso, las reglas que se deben aplicar para el funcionamiento de RD.

Paso 1: El comercializador informará a los usuarios sobre el programa de RD y les hará saber expresamente que cada usuario puede decidir libremente si participa o no en dicho programa y que para tener acceso al servicio público de energía eléctrica y celebrar el respectivo contrato de servicios públicos no es obligatorio, ni una condición necesaria, participar en dicho programa. Corresponderá al comercializador demostrar el cumplimiento de este requisito y su omisión dará lugar a la indemnización de los perjuicios que se causen al usuario.

Paso 2: Una vez el usuario haya aceptado participar en el programa RD y las partes hayan acordado las condiciones, el comercializador adoptará las medidas para que se hagan todas las gestiones técnicas pertinentes para adecuar la frontera comercial DDV, ya sea con medición directa o con línea base de consumo, según los requisitos que deba cumplir.

Paso 3: El comercializador registrará al usuario y la frontera como DDV, cuando corresponda ante el ASIC, para lo cual diligenciará los formatos que para tal fin disponga el ASIC. Estos formatos tendrán como mínimo la información del nombre del agente comercializador, el código SIC de la frontera del usuario y la cantidad máxima de demanda horaria a reducir del usuario para el despacho diario.

Paso 4: El comercializador enviará al CND la oferta de precio de reducción de energía y la declaración de reducción de energía horaria de acuerdo con el formato de activación. Esta oferta de precio está sujeta a la confidencialidad de la información establecida en la Resolución CREG 138 de 2010 o la que la sustituya o modifique, igual como aplica para las ofertas de precio de los generadores en el mercado mayorista.

El envío de ofertas y declaración de reducción de energía se hará en los mismos plazos en que las plantas despachadas centralmente envían sus ofertas y declaran su disponibilidad.

Paso 5: Una vez finalizado el plazo de envío de ofertas y declaración de reducción de energía, el CND calculará el predespacho ideal incluyendo la RD. Para despachar cada RD se debe cumplir la siguiente condición:

Donde:

MPO_N,h,d,m	Máximo precio de oferta del predespacho ideal para atender demanda nacional en la hora h del día d del mes m
PEa_m	Precio de escasez de activación en el mes m
Pof_RD,c,d,m	Oferta de precio de reducción de energía de la RD del comercializador c, en el día d del mes m

Las ofertas de reducción de energía se tendrán en cuenta de menor a mayor precio en el predespacho ideal. En caso de presentarse empates en las ofertas de precio de RD, el CND definirá un proceso aleatorio equiprobable para determinar el orden de mérito de dichas ofertas.

El umbral del 8% establecido en la condición de despacho de la RD podrá ser ajustado por la CREG de acuerdo con las variaciones observadas entre los valores estimados y los reales. Para tal fin el ASIC informará en la última semana de cada mes a la CREG, los valores estimados y los valores reales del mes anterior de cada una de las variables involucradas.

Paso 6: Cuando el valor de energía a reducir de RD sea mayor a cero, el CND avisará al comercializador la activación del programa, quien coordinará con los operadores de red y los usuarios a los que se les activará la RD.

El CND informará a los comercializadores que participan en el programa de RD, la activación de RD del día siguiente en los mismos plazos en que se le informa el despacho a las plantas despachadas centralmente.

Paso 7: El comercializador se encargará de que los sistemas de medida de RD puedan ser interrogados desde una hora antes de la activación. En caso de no poderse efectuar esta interrogación, se considerará que no hubo reducción de demanda. Para lo anterior, el comercializador deberá informarlo oportunamente al ASIC, en la forma y medios que el ASIC defina para tal fin.

Paso 8: El ASIC realizará las verificaciones de las reducciones de energía de RD, aplicando lo establecido en esta Resolución para ese fin.

Paso 9: El ASIC realizará la liquidación aplicando lo establecido en esta resolución.

PARÁGRAFO. El Centro Nacional de Despacho propondrá a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, el procedimiento que utilizará para realizar la activación de las RD en el predespacho ideal, para que la Comisión lo evalúe y lo adopte mediante resolución.

(Fuente: R CREG 011/15, art. 10) (Fuente: R CREG 140/17, art. 23) (Fuente: R CREG 212/15, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.8.8.2.8. TIPOS DE FRONTERAS. Para el programa RD se aplicarán los mismos tipos de fronteras DDV definidos en los artículos 13 y 14 de la Resolución CREG número 063 de 2010.

(Fuente: R CREG 011/15, art. 11)

Procedimiento adoptado por el Centro Nacional de Despacho para activar el programa de la RD en el predespacho ideal

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.19.8.8.3.1.1. OBJETO. La presente resolución tiene como objetivo reglamentar los siguientes procedimientos:

1. La activación del programa de la respuesta de la demanda para el mercado diario en condición crítica, RD, en el predespacho ideal.

2. El ajuste de la verificación horaria del programa de la Demanda Desconectable Voluntaria (DDV).

3. El procedimiento transitorio que flexibiliza la medición de los programas de la DDV y la RD, con el objeto de incentivar la participación de la demanda en estos programas.

(Fuente: R CREG 025/16, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.8.8.3.1.2. PROCEDIMIENTO QUE UTILIZARÁ EL CENTRO NACIONAL DE DESPACHO (CND), PARA LA ACTIVACIÓN DE LA RD EN EL PREDESPACHO IDEAL. El procedimiento de la activación de la RD que utilizará el CND, será el que se encuentra establecido en el anexo "Procedimiento CND para la Activación de RD" de esta resolución.

(Fuente: R CREG 025/16, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.8.8.3.1.3. FLEXIBILIZACIÓN TRANSITORIA DE LA MEDICIÓN DE LOS PROGRAMAS DE LA DDV Y RD. Con el objeto de incentivar la participación de demanda en los programas de desconexión o reducción de energía de la DDV y RD, se establecen los siguientes numerales que flexibilizan los requisitos de participación para aquellos usuarios no regulados interesados.

1. Equipo de medida. El equipo de medida exigido en los artículos 11 y 9 de las Resoluciones CREG 063 de 2010 y 011 de 2015 respectivamente, solo tendrá las siguientes exigencias.

1.1. La frontera comercial del usuario que se registre como DDV, deberá cumplir con los requisitos exigidos para las fronteras de los usuarios no regulados definidos en el código de medida vigente.

1.2. El medidor de la energía generada por la planta de emergencia como mínimo deberá cumplir los requisitos del tipo de punto de medición número 5 definido en el artículo 9o de la Resolución CREG 038 de 2014 del Código de Medida, o el que lo modifique o sustituya.

2. Funcionamiento de la DDV. Los pasos de funcionamiento definidos en el artículo 12 de la Resolución CREG 063 de 2010, se definirá a partir de los siguientes.

Paso 1: El comercializador registrará la frontera comercial del usuario interesado como frontera DDV ante el ASIC, para lo cual diligenciará los formatos que para tal fin disponga el Administrador. Estos formatos tendrán como mínimo la información del nombre del agente comercializador, el código SIC de la frontera del usuario, la fechas de vigencia del contrato y la cantidad de demanda desconectable mensual del usuario.

Paso 2: El ASIC publicará diariamente en un aplicativo WEB la información del nombre del comercializador y la cantidad de DDV (kWh/día) no comprometida en contratos.

Paso 3: El Agente generador consultará el mencionado aplicativo para saber qué comercializadores ofrecen este servicio y realizará las gestiones pertinentes para firmar un contrato bilateral en los términos establecidos en esta resolución.

Paso 4: El generador registrará el contrato ante el ASIC y este último verificará que cumpla con los requisitos establecidos en esta resolución.

Paso 5: El generador activará el mecanismo y avisará al comercializador con quien tiene el contrato firmado.

El comercializador coordinará con los usuarios a los que se les activará la demanda desconectable.

Paso 6: El comercializador reportará al ASIC la medida mensual de consumo de energía en la frontera comercial el siguiente día calendario del mes de reporte.

Paso 7: El ASIC realizará las verificaciones de las reducciones de energía de DDV, aplicando lo establecido en el Anexo 2 de esta resolución para ese fin.

Paso 8: El ASIC realizará la liquidación teniendo en cuenta lo establecido en la Resolución CREG 063 de 2010.

Paso 9: El ASIC informará a los generadores la cantidad de DDV que se le verificó a los comercializadores.

3. Funcionamiento de RD. Los pasos de funcionamiento del artículo 10 de la Resolución CREG 011 de 2015, se definirán a partir de los siguientes.

Paso 1: Una vez el usuario interesado en participar en el programa RD y haya acordado las condiciones con el comercializador que lo representa, este último registrará al usuario y la frontera comercial como DDV, para lo cual diligenciará los formatos que para tal fin disponga el ASIC.

Estos formatos tendrán como mínimo la información del nombre del agente comercializador, el código SIC de la frontera del usuario y la cantidad máxima de demanda mensual a reducir del usuario para el despacho diario.

Paso 2: El comercializador enviará al CND la oferta de precio de reducción de energía y la declaración de reducción de energía horaria de acuerdo con el formato de activación.

Esta oferta de precio está sujeta a la confidencialidad de la información establecida en el artículo 2o de la Resolución CREG 138 de 2010, o la que la sustituya o modifique, igual como aplica para las ofertas de precio de los generadores en el mercado mayorista.

El envío de ofertas y declaración de reducción de energía se hará en los mismos plazos en que las plantas despachadas centralmente envían sus ofertas y declaran su disponibilidad.

Paso 3: Una vez finalizado el plazo de envío de ofertas y declaración de reducción de energía, el CND calculará el predespaho ideal incluyendo la RD. Para despachar cada RD se debe cumplir la siguiente condición:

Donde:

MPO_N,h,d,m	Máximo precio de oferta del predespacho ideal para atender demanda total doméstica en la hora h del día d del mes m.

PE_m	Precio de escasez en el mes m.

Pof_RD,c,d,m	Oferta de precio de reducción de energía de la RD del comercializador c, en el día d del mes m.

Paso 4: Cuando el valor de energía a reducir de RD sea mayor a cero, el CND avisará al comercializador la activación del programa, quien coordinará con los operadores de red y los usuarios a los que se les activará la RD.

Paso 5: El comercializador informará al ASIC el programa diario de reducción de energía horaria de la RD y la generación horaria de la planta de emergencia del usuario que representa, esto, en los mismos plazos en que los comercializadores reportan la información de sus fronteras comerciales registradas con reporte al ASIC. Lo anterior, en la forma y medios que el ASIC defina para tal fin.

Paso 6: El comercializador reportará al ASIC la medida mensual de consumo de energía en la frontera comercial del usuario el siguiente día calendario del mes de reporte.

Paso 7: El ASIC realizará las verificaciones de las reducciones de energía de RD, aplicando lo establecido en el Anexo 2 de esta resolución.

Paso 8: El ASIC realizará la primera liquidación de la RD con la información que el comercializador reporta en el paso 5. Y la liquidación final de la RD de acuerdo con la verificación definida en el numeral 2 del Anexo 2 de la presente resolución y aplicando lo establecido en la Resolución CREG 011 de 2015.

4. Flexibilización transitoria del valor a cargo del CERE en la RD. El valor a cargo del programa de la RD debido al recaudo del CERE que se encuentra establecido en el artículo 15 de la Resolución CREG 011 de 2015, no aplicará cuando:

Donde:

PB_N,h,d,m	Precio de bolsa para atender demanda total doméstica en la hora h del día d en el mes m.

PE_m	Precio de escasez en el mes m.

CERE_M	Costo Equivalente Real en Energía en el mes m.

En caso de darse la condición anterior, la variable RDV no será tenida en cuenta para el cálculo del CERE del anexo 8 de la Resolución CREG 071 de 2006.

(Fuente: R CREG 025/16, art. 4) (Fuente: R CREG 042/16, art. 2)

Procedimiento CND para la activación de RD (Anexo 1)

ARTÍCULO 2.19.8.8.3.2.1. 1. PROCEDIMIENTO CND PARA LA ACTIVACIÓN DE RD. 1. Oferta de RD

El CND pondrá a disposición de los agentes comercializadores un sistema para el ingreso de la oferta RD; como medio alterno ante la indisponibilidad del aplicativos, se debe enviar el formato "FORMATO DE ACTIVACIÓN RD" a través del correo electrónico que el CND defina.

La información solicitada por el aplicativo y por el formato, para la oferta de RD, será como mínimo:

a) Agente comercializador. Agente que tiene registrada(s) la(s) frontera(s) comercial(es) como frontera(s) DDV-RD;

b) Usuario o Grupo de Usuarios. Frontera(s) comercial(es) tipo DDV-RD utilizada(s) para medir los consumos de la demanda a reducir de un usuario o grupo de usuarios para el programa de respuesta de la demanda, RD;

c) Precio de oferta. Valor diario en enteros $/MWh;

d) Barra(s) operativa(s). Debe relacionarse las barras operativas del pronóstico de demanda donde se encuentran o se ven reflejadas las reducciones de demanda del usuario o grupo de usuarios que participan en la RD;

e) Energía a reducir. Debe indicarse la energía horaria máxima a reducir en cada barra operativa en valores en MWh (permitiéndose dos decimales).

Para el caso de envío de oferta de un Usuario, este debe tener asociada una frontera DDV-RD para la cual se realiza el precio de oferta. La(s) barra(s) operativa(s) utilizada(s) en la oferta de este usuario deben estar relacionadas en el momento del registro de la frontera DDV-RD y la energía a reducir entre las barras operativas de la frontera en cada periodo debe corresponder a un valor entero en MWh.

Para el caso de envío de oferta de un grupo de usuarios, este debe tener asociadas varias fronteras DDV-RD para la cual se realiza un único precio de oferta que agrupa todas estas fronteras. La(s) barra(s) operativa(s) utilizada(s) en la oferta deben estar relacionadas en el momento del registro de las fronteras DDV-RD y la energía a reducir entre las barras operativas de todas las fronteras en cada periodo debe corresponder a un valor entero en MWh.

Las ofertas de RD no serán sujetas a recuperación de última oferta valida, deben ser activadas diariamente en los plazos establecidos en la regulación para las plantas despachadas centralmente. El CND solo considerará para el despacho de un día, el usuario o grupo de usuarios de los que reciba oferta para ese día.

2. Activación de RD

El procedimiento de activación de RD se basará en el modelo del predespacho ideal definido en el artículo 5o de la Resolución CREG 076 de 2009. El cual considerará, adicional a las ofertas de los generadores, las ofertas de Reducción de Demanda que se ajustarán de acuerdo con lo siguiente.

a) Las ofertas de Reducción de Demanda RD antes de ingresar a este procedimiento deben ser ajustadas de la siguiente forma:

Donde:

Pofrdaju_k,t	Precio de oferta ajustado del usuario o grupo de usuarios k para el periodo t
Pofrd_k,t	Precio de oferta del usuario o grupo de usuarios k para el periodo t enviada por el agente comercializador
PEsc_t	Precio de escasez de activación en el periodo t
Disprdajubarra_k,l,t	Disponibilidad de energía ajustada en la barra l en el periodo t del usuario o grupo de usuarios k
Disprdbarra_k,l,t	Disponibilidad de energía ofertada a reducir en la barra l en el periodo t del usuario o grupo de usuarios k
DemRemBarra_l,t	Demanda remanente de la barra l en el periodo t
PromBarra_l,t	Pronóstico de demanda de la barra l en el periodo t
LSSBarra_l,t	Limitación de suministro programado en la barra l en el periodo t
RACBarra_l,t	Racionamiento programado en la barra l en el periodo t
DDVBarra_l,t	Demanda Desconectable Voluntaria DDV programada en la barra l en el periodo t
DNABarra_l,t	Demanda No Atendida en la barra l en el periodo t

El precio de oferta ajustado del usuario o grupo de usuarios k es el precio de oferta que será considerado en el proceso de desempate de precios en conjunto con las ofertas de generación.

b) El procedimiento que considera las ofertas de RD y determina cuales se activan es el siguiente.

El CND encontrará para las 24 horas sin tener en cuenta las inflexibilidades de las unidades y/o plantas de generación y sin considerar las Restricciones del SIN, la activación de las RD a partir del modelo tal que:

Sujeto a:

Donde:

i	Indexa a los generadores
k	Indexa a los usuarios y a los grupos de usuarios de reducción de demanda
l	Indexa las barras de consumo de demanda
t	Indexa las horas del día
Pof	Precio de oferta a la bolsa de energía de los generadores
Pofrdaju	Precio de oferta ajustado de las reducciones de demanda
Par	Precio de arranque-parada de los generadores
d	Demanda de energía del SIN
Q	Generación asignada [Variable]
RD	Reducción de demanda activada [Variable]

Una vez activadas las RD, el CND publicará en el horario establecido para la publicación del despacho, un archivo en donde se indicará qué ofertas de RD fueron activadas para el día siguiente y el programa de reducción de demanda que deben cumplir en cada barra operativa. Adicionalmente considerará las RD activadas para todos los efectos del predespacho ideal y del despacho coordinado.

(Fuente: R CREG 025/16, art. ANEXO 1) (Fuente: R CREG 140/17, art. 27)

Verificación diaria y horaria de los programas DDV y RD (Anexo 2)

ARTÍCULO 2.19.8.8.3.3.1. 2. VERIFICACIÓN DIARIA Y HORARIA DE LOS PROGRAMAS DDV Y RD.

Para establecer los valores de reducción de energía de cada uno de los usuarios que participan en el programa de la DDV y/o la RD en condición crítica, el ASIC calculará el valor de reducción diaria y horaria a través de los procedimientos de los siguientes numerales.

1. El ASIC verificará la desconexión de energía de cada usuario que participa en el programa de la DDV, a partir de la siguiente expresión:

Donde:

DDVVP_j,m	Demanda desconectable voluntaria verificada parcial reducida por el usuario j, en el mes m y que se considerará para calcular la demanda desconectable definitiva
CME_j	Consumo mensual de energía del usuario j, expresado en kWh. Este será el consumo de referencia elegido en el numeral 1.2
e	Error permitido que será igual al 0.05
Me_j,m	Cantidad de energía medida en la frontera comercial del usuario j en el mes m.

Si el consumo de la frontera comercial del usuario es menor que el CME, se considerará que hubo DDVV, de lo contrario se asumirá DDVV igual a cero para efectos de la liquidación y el cumplimiento de la OEF del generador.

Si el consumo real medido en la frontera comercial cumple la condición anterior, la demanda DDVV_j,m será la siguiente:

Donde:

DDVV_j,m	Demanda desconectable voluntaria verificada y efectivamente reducida por el usuario j, en el mes m
CDVV_j,m	Demanda desconectable voluntaria contratada por el usuario j para el mes m

1.1 El ASIC determinará el valor diario de la DDV a partir de la siguiente expresión:

Donde:

DDVV_j,d,m	=	Demanda desconectable voluntaria verificada del usuario j para el día d en el mes m.
CDDV_j,d,m	=	Demanda desconectable voluntaria declarada en el programa de desconexión horaria para el usuario j en el día d del mes m Suma total de demanda desconectable voluntaria declarada en el programa de desconexión horaria para el usuario j en el mes m.
CDDV_j,m	=	Suma total de demanda desconectable voluntaria declarada en el programa de desconexión horaria parel usuario j en el mes m.
DDVV_j,m	=	Demanda desconectable voluntaria verificada y efectivamente reducida por el usuario j, en el mes m.

1.2. El ASIC para verificar y determinar los valores diarios de DDVV utilizará como referencia el valor de consumo mensual de energía, CME, que el usuario j elegirá de acuerdo con las siguientes opciones:

1.2.1. El consumo mensual del usuario j presentado en el mes m-12, es decir, el consumo mensual del año anterior, expresado en kWh.

1.2.2. El consumo promedio mensual del usuario j presentado en los últimos tres meses, expresado en kWh.

1.2.3. El consumo mensual del usuario j presentado en el mes m-1, es decir, el consumo mensual del mes anterior, expresado en kWh.

En el caso de presentarse valores de desconexión y/o reducción DDVV y/o RDV dentro del periodo de consumo mensual de referencia definidos anteriormente, los valores DDVV y/o RDV serán sumados al consumo mensual de referencia.

2. El ASIC verificará la reducción de energía de cada usuario que participa en el programa de la RD, a partir de la siguiente expresión:

Donde:

RVP_j,m	Reducción verificada parcial por el usuario j, en el mes m y que se considerará para calcular la RD definitiva

CME_j	Consumo mensual de energía del usuario j, expresado en kWh. Este será el consumo de referencia elegido en el numeral 2.2

e	Error permitido que será igual al 0.05

Me_j,m	Cantidad de energía medida en la frontera comercial del usuario j en el mes m.

Si el consumo que se registra en la frontera comercial del usuario es menor que el consumo CME, se considerará que hubo RDV, de lo contrario la RDV será igual a cero para efectos de la liquidación.

Si el consumo real medido en la frontera comercial cumple la condición anterior, la demanda RDV_j,m será la siguiente:

Donde:

RVD_j,m	RD verificada del usuario j en el mes m
DRD_j,d,m	Suma total de declaración de RD del usuario j en cada uno de los periodos horarios y que fueron activados en el mes m
DDVV_t,m	Demanda desconectable voluntaria verificada del el usuario j, en el mes m

Primero se verificará los contratos que se hayan activado de la demanda desconectable voluntaria, DDV, establecida en la Resolución CREG 063 de 2010 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Una vez realizado lo anterior, se realizará la verificación de reducción de energía del programa de RD.

2.1. El ASIC determinará el valor diario de la RD a partir de la siguiente expresión:

Donde:

RDV_j,d,m	RD verificada del usuario j para el día d en el mes m.
DRD_j,d,m	Suma total de declaración de RD horaria del usuario j y activada en el predespacho ideal en el día d del mes m.
DRD_j,m	Suma total de declaración de RD horaria del usuario j y activada en el predespacho ideal en el mes m.
RDV_j,d,m	RD verificada del usuario j en el mes m.

2.2. El ASIC determinará el valor horario de la RD a partir de la siguiente expresión:

Donde:

RDV_j,h,d,m	RD verificada del usuario j en la hora h del día d en el mes m.
DRD_j,h,d,m	Declaración de RD horaria del usuario j y activada en el predespacho ideal para la hora h del día d en el mes m, expresada en kWh.
DRD_j,d,m	Suma diaria de los periodos horarios de declaración de RD del usuario j y activados en el día d en el mes m, expresada en kWh.
RDV_j,d,m	RD verificada del usuario j en el día d en el mes m.

Para efectos de la liquidación de cada comercializador c, la RD verificada, RDV_c,h,d,m, será igual a la suma de RD verificada de cada uno de los usuarios, RDV_j,h,d,m, que cada comercializador c representó en el mes m.

2.3. El ASIC determinará el valor horario de la RD a partir de la siguiente expresión:

Donde:

RDV_j,h,d,m	RD verificada del usuario j en la hora h del día en el mes m
DRD_j,h,d,m	Declaración de RD del usuario j y activada para la hora h del día d en el mes m, expresada en kWh
DRD_j,d,m	Suma diaria de los periodos horarios de declaración de RD del usuario j y activados en el día d en el mes m, expresada en kWh
RDV_j,d,T,m	RD verificada del usuario j en el día d del tipo T, en el mes m

PARÁGRAFO 1o. El reporte de la medida mensual de energía de la frontera de comercial o de comercialización del usuario, debe ser enviada por el comercializador que lo representa el siguiente día calendario del mes que se reportará.

PARÁGRAFO 2o. Para los casos en que las medidas de las fronteras DDV no sean enviadas, se considerará que no hubo desconexión.

(Fuente: R CREG 025/16, art. ANEXO 2) (Fuente: R CREG 049/16, art. 4) (Fuente: R CREG 049/16, art. 3) (Fuente: R CREG 049/16, art. 2) (Fuente: R CREG 042/16, art. 3) (Fuente: R CREG 042/16, ANEXO)

Verificación de la reducción de energía del programa de RD

ARTÍCULO 2.19.8.8.4.1. FRONTERAS CON LÍNEA BASE DE CONSUMO (LBC). La verificación de la reducción o desconexión efectiva de energía del programa de respuesta de la demanda, RD, del usuario con frontera DDV con línea base de consumo, LBC, la realizará el ASIC teniendo en cuenta la LBC reportada por el comercializador, el error y la medida diaria de la frontera comercial.

Una vez reportada la LBC por el comercializador, este tendrá la responsabilidad de reportar en la LBC la curva típica de carga por tipo de día para poderse realizar la verificación de reducción de consumo horario de la RD. Esta curva típica de carga deberá ser registrada y actualizada dentro los mismos términos de la LBC, tal y como se encuentra establecido en el artículo 13 de la Resolución CREG 063 de 2010 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

En caso de que el comercializador no haya reportado la curva típica de carga del usuario que representa, no se considerará la RD.

Si el consumo diario en la frontera comercial es inferior al consumo de la LBC menos el error, se entenderá que el comercializador ha cumplido con reducción de demanda, en el caso contrario su reducción verificada será igual a cero. Si la reducción es mayor a la comprometida, entendida como la suma de la DDVV y el compromiso de RD, solo se considerará para el programa de respuesta de la demanda, la reducción comprometida o la contratada para todos los efectos de la liquidación.

Donde:

RVP_j,d,m	Reducción verificada parcial reducida por el usuario j en el día d del mes m, que se considerará para calcular la RD definitiva.
LBC_j,td,m	Cantidad de energía informada en la línea base de consumo para el usuario j, en el tipo de día td para el mes m. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos.
Me_j,d,m	Cantidad de energía o consumo medido para el usuario j en el día d del mes m.
e	Error permitido, que será igual al 5%.

Donde:

RDV _j,d,m	RD verificada y efectivamente reducida por el usuario j, en el día d del mes m.
CRD _j,d,m	Compromiso de RD por el usuario j para el día d del mes m.
DDVV_j,d,m	Demanda desconectable voluntaria verificable del usuario j para el día d en el mes m.

Si el consumo que se registra en la frontera comercial es mayor o igual que el consumo estimado en la LBC, considerando el error permitido, o la RDV es menor a cero, se considerará que la RDV es igual a cero para efectos de la liquidación.

Las medidas de RD deberán ser enviadas por el comercializador en los mismos plazos y forma en que los agentes generadores envían la información de generación de acuerdo con la regulación vigente.

Las transacciones de energía en las fronteras DDV utilizadas para RD deberán ser registradas horariamente, de forma tal que permitan el cálculo de la energía reducida en la hora, las cuales se denotaran como RDV_c,h,d,m.

Para los casos en que las medidas de las fronteras DDV no sean enviadas, se considerará que no hubo reducción de energía.

Para efectos de la liquidación de cada comercializador c, la RD verificada, RDV_c,h,d,m, será igual a la suma de RD verificada de cada uno de los usuarios, RDV_j,h,d, que cada comercializador c representó en el mes m.

PARÁGRAFO 1o. Para determinar la RDV_c,h,d,m_, el ASIC aplicará el siguiente procedimiento:

1. A la LBC_j,td,m se resta la DDVV_j,d,m, si el resultado es positivo, la LBC_j,td,m a considerar para la RD en el resto del procedimiento será el resultado de esta diferencia. En caso contrario, se considerará que la RDV es igual a cero para efectos de la liquidación.

2. Para el tipo de día, definir la LBC_j,h,td,m a nivel horario, para lo cual se asignará la LBC_j,td,m diaria en proporción a la energía horaria de la curva típica de carga del usuario j respecto de la energía diaria de dicha curva.

3. Para los periodos horarios en los cuales se presentó por parte del Comercializador, conforme lo establecido en el Artículo 6o, una declaración de reducción de energía de RD, diferente de cero (0), se aplicará:

3.1. Para los periodos horarios en que el consumo horario fue inferior a la LBC_j,h,td,m horaria, se calculará la diferencia entre LBC_j,h,td,m horaria y el consumo horario.

3.2. Si la suma de las diferencias calculadas en el numeral 3.1., resulta menor o igual a RDV_j,d,m diaria, la RDV_c,h,d,m horaria será igual a la diferencia calculada en el numeral 3.1. para cada hora.

3.3. Si la suma de las diferencias calculadas en el numeral 3.1., resulta mayor a RDV_j,d,m diaria, la RDV_c,h,d,m horaria será el resultado de asignar en cada hora la RDV_j,d,m en proporción a dichas diferencias.

PARÁGRAFO 2o. Las medidas de RDV se deberán afectar por los factores de pérdidas para referir la medida al STN.

(Fuente: R CREG 011/15, art. 12) (Fuente: R CREG 212/15, art. 4)

ARTÍCULO 2.19.8.8.4.2. FRONTERAS CON MEDICIÓN DIRECTA DE REDUCCIÓN DE ENERGÍA. La verificación de la reducción o desconexión efectiva de energía del programa RD del usuario con frontera DDV de medición directa se realizará dependiendo de la situación a la que corresponda la RD, así:

A. RD con plantas de emergencia. Para RD con plantas de emergencia se utilizará la medida de la salida de la(s) planta(s) de emergencia que se registrará en el medidor de la frontera.

Se considerará que hubo RD cuando el consumo real medido en la frontera comercial cumple la siguiente condición:

Donde:

CR_j,h,d	Consumo real medido en la frontera comercial para el usuario j en la hora h del día d.
CP_j,j,td	Consumo promedio medido en la frontera comercial para el usuario j, según el tipo de día td, de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos. Para los días en que se haya efectuado una activación de la DDV o de RD del usuario j y que haga parte de los 105 días, se remplazarán por el promedio de los últimos cinco días del mismo tipo de día td en que no se haya efectuado ninguna de las activaciones mencionadas.
GPE_j,h,d	Generación de la planta de emergencia del usuario j para la hora h del día d.

Si el consumo real medido en la frontera comercial cumple la condición anterior, la reducción de energía RDV_j,h,d será la siguiente:

Donde:

RDV_j,h,d	RD verificada del usuario j en la hora h del día d.
CRD_j,h,d	Compromiso de RD del usuario j para la hora h del día d.
GPE_j,h,d	Generación de la planta de emergencia del usuario j para la hora h del día d.
GPE_j,d	Generación de la planta de emergencia del usuario j en el día d.
DDVV_j,d	Demanda desconectable voluntaria verificable del usuario j del día d.

Si la RD verificada con plantas de emergencia es menor a cero, se considerará que la RDV es igual a cero para efectos de la liquidación.

B. RD con medición independiente: Se considerará que hubo reducción de energía cuando el consumo real medido en la frontera cumple la siguiente condición:

Donde:

CR_j,h,d	Consumo real medido en la frontera comercial del usuario j en la hora h del día d.
CP_j,h,td	Consumo promedio medido en la frontera comercial del usuario j según el tipo de día td de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos. Para los días en que se haya efectuado una activación de la DDV o de RD del usuario j y que hagan parte de los 105 días, se remplazarán por el promedio de los últimos cinco días del mismo tipo de día td en que no se haya efectuado ninguna de las activaciones mencionadas.
PRD_j,h,td	Promedio del consumo medido en la frontera comercial de medición independiente de reducción de energía del usuario j para la hora h del tipo de día td de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos.

Si el consumo real medido en la frontera comercial cumple la condición anterior, la reducción de energía RDV_j,h,d será:

Donde:

RDV_j,h,d	RD verificada y efectivamente reducida por el usuario j en la hora h del día d.
CRD_j,h,d	Compromiso de RD del usuario j para la hora h del día d.
PRD_j,h,td	Promedio del consumo medido en la frontera comercial de medición independiente del usuario j para la hora h del tipo de día td de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos.
PRD_j,td	Promedio del consumo medido en la frontera comercial de medición independiente del usuario j para el tipo de día td de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos.
DDVV_j,d	Demanda desconectable voluntaria verificable del usuario j para el día d.

Si la RD verificada con medición independiente es menor a cero, se considerará que la RDV es igual a cero para efectos de la liquidación.

Antes de realizar la verificación de reducción de energía del programa de RD, se tendrá como prioridad verificar los contratos que se hayan activado de la demanda desconectable voluntaria, DDV, establecida en la Resolución CREG 063 de 2010.

Las medidas de RD deberán ser enviadas por el comercializador en los mismos plazos en que los agentes generadores envían la información de generación de acuerdo con la regulación vigente.

Para los casos en que las medidas de las fronteras DDV no sean enviadas, se considerará que no hubo reducción de energía.

Para efectos de la liquidación de cada comercializador c, la RD verificada, RDV_c,h,d,m, será igual a la suma de RD verificada de cada uno de los usuarios, RDV_j,h,d, que cada comercializador c representó en el mes m.

PARÁGRAFO 1o. Las medidas de RDV se deberán afectar por los factores de pérdidas para referir la medida al STN.

PARÁGRAFO 2o. El ASIC antes de realizar la liquidación horaria de la RD de las fronteras con medición directa; RD con plantas de emergencia y RD con medición independiente. Considerará que hubo RD si se cumple la condición de la siguiente ecuación:

Donde:

CR_j,d,m	Consumo medido en la frontera comercial para el usuario j en el día d del mes m.
CP_j,td	Consumo promedio medido en la frontera comercial para el usuario j, según el tipo de día td, de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos. Para los días en que se haya efectuado una activación de la DDVV o de RD del usuario j y que hagan parte de los 105 días, se remplazarán por el promedio de los últimos cinco días del mismo tipo de día td en que no se haya efectuado ninguna de las activaciones mencionadas.
CRD_j,d,m	Suma de los compromisos de RD en los periodos horarios de declaración de reducción de energía de RD del comercializador en representación del usuario j para el día d en el mes m, conforme lo establecido en el artículo 6o.
DDVV_j,d,m	Demanda Desconectable Voluntaria Verificada del usuario j para el día d en el mes m.

(Fuente: R CREG 011/15, art. 13) (Fuente: R CREG 025/16, art. 3) (Fuente: R CREG 212/15, art. 5)

ARTÍCULO 2.19.8.8.4.3. CONSUMOS A TENER EN CUENTA EN LA VERIFICACIÓN DE REDUCCIÓN DE ENERGÍA EN EL PROGRAMA RD. Para la estimación de la línea base de consumo, LBC, y del promedio de consumo en las fronteras con medición directa en las fechas entre el 16 de diciembre y el 15 de enero y semana santa, se ajustará la estimación del consumo en la LBC y el promedio de consumo de las fronteras con medición directa con los valores de consumo diario medido del último año, de la siguiente forma:

1. Para las fechas 24, 25 y 31 de diciembre y 1o de enero, se tomará el mismo valor de consumo diario de estas fechas del último año. Para las otras fechas descritas, se tomará el promedio de consumo diario del tipo de día del último año.

2. Para las fechas de semana santa, se tomará los valores de consumo diario de estos mismos días del último año.

En caso de que la información descrita en los numerales 1 y 2 no se encuentre disponible, se tomará para estas fechas un consumo diario de valor igual a cero.

(Fuente: R CREG 212/15, art. 6)

Liquidación

ARTÍCULO 2.19.8.8.5.1. VALORES A FAVOR DE LOS USUARIOS QUE PARTICIPAN EN EL PROGRAMA DE RD. El valor a favor de los usuarios por la participación en el programa de RD será entregado al comercializador, quien será el encargado de pasar a sus usuarios los incentivos de la RD, el valor será el que resulta de aplicar la siguiente expresión:

Donde:

VF_RD_c,h,d,m	Valor a favor del comercializador c por la reducción de demanda del programa de RD en la hora h del día d del mes m
RDV_c,h,d,m	RD verificada del comercializador c en la hora h del día d del mes m
PB_N,h	Precio de bolsa para atender demanda nacional en la hora h del día d en el mes m que supera el precio de escasez de activación
PEp_m	precio de escasez ponderado en el mes m

PARÁGRAFO. El costo de la comercialización del programa de RD será asumido por el usuario, el cual será acordado entre el usuario y el comercializador que lo representa.

(Fuente: R CREG 011/15, art. 14) (Fuente: R CREG 140/17, art. 24) (Fuente: R CREG 212/15, art. 7)

ARTÍCULO 2.19.8.8.5.2. VALORES A CARGO DE LOS USUARIOS QUE PARTICIPAN EN EL PROGRAMA DE RD. De acuerdo con el valor del CERE que sea incluido en el precio de oferta del comercializador que representa a los usuarios que participen en el programa de RD, se producirá por parte del SIC un cobro al comercializador que representa a dichos usuarios, calculado mediante la siguiente expresión:

Donde:

VC_ RD_c,h,d,m	Valor a cargo del comercializador c por la reducción de demanda del programa de RD en la hora h del día d del mes m.
RDV_c,h,d,m	RD verificada del comercializador c en la hora h del día d del mes m.
CERE_m	Costo Equivalente Real en Energía en el mes m.

Este valor será destinado al pago de la remuneración del Cargo por Confiabilidad de las plantas o unidades de generación que trata el Anexo 8 de la Resolución CREG 071 de 2006.

(Fuente: R CREG 011/15, art. 15) (Fuente: R CREG 212/15, art. 8)

ARTÍCULO 2.19.8.8.5.3. REMUNERACIÓN DEL PROGRAMA DE RD PARA CONDICIÓN CRÍTICA. La remuneración del programa de la RD se realiza través de los siguientes literales:

a) Se calcula el delta de ajuste de remuneración RD de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

DRem_c,h,d,m	Desviación por remuneración de la RD que el comercializador c, en la hora h del día d del mes m, no alcanza a recibir de acuerdo con su precio de oferta
RDV_c,h,d,m	RD verificada del comercializador c, en la hora h del día d del mes m
Pof_RD,c,d,m	Oferta de precio del comercializador c para el programa de la RD en el día d del mes m
PB_N,h	Precio de bolsa para atender demanda nacional en la hora h del día d del mes m que supera el precio de escasez de activación
PEp_m	Precio de escasez ponderado para el mes m
_RD,h,d,m	Delta de ajuste de remuneración RD en la hora h del día d del mes m
DDOEF_j,d,m	Desviación diaria de obligaciones de energía firme menor a cero del agente j en el día d del mes m. Valor que es resultado de aplicar el Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006 y que es tomado en valor absoluto
DNC_d,m	Demanda no cubierta en el día d del mes m, Calculada de acuerdo con el Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006
C	Número total C de comercializadores que participan en el programa de la RD en el día d del mes m
d	Número total M de agentes generadores que tienen desviaciones negativas de sus obligaciones de energía firme como resultado de aplicar el Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006

b) Todos los agentes generadores que hayan tenido Desviación Diaria de la Obligación de Energía Firme negativa y/o demanda no cubierta de acuerdo con el Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006, tendrán los siguientes valores a cargo:

Donde:

VC __{RD ,j ,d ,m}	Valor a cargo del agente j en la hora h del día d del mes m. Valor debido al delta de ajuste de remuneración de RD.
_{RD ,h ,d ,m}	Delta de ajuste de remuneración de RD en el día d del mes m.
Val_{j,d ,m}	Valor de desviación negativa DDOEF_j,d,m que haya presentado el agente j y/o DNC_d,m en el día d del mes m. Lo anterior, como resultado de aplicar el Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006.

c) La remuneración de cada comercializador que participa en el programa de la RD se obtendrá de los saldos que resulten de aplicar el Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006 asociados a la RD, cumpliendo lo definido en el artículo 14 de la Resolución CREG 011 de 2015 y en el literal b) de este artículo. Para los comercializadores que no logran recibir su remuneración completa de acuerdo con su oferta de precio, tendrán a favor el siguiente valor:

Donde:

Rem_ RD_c,d,m	Remuneración de la RD del comercializador c, en el día d del mes m, que no alcanza a recibir del Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006 de acuerdo con su oferta de precio.
DRem_c,h,d,m	Desviación por remuneración de la RD que el comercializador c, en la hora h del día d del mes m, no alcanza recibir de acuerdo con su oferta de precio.

(Fuente: R CREG 011/15, art. 16) (Fuente: R CREG 140/17, art. 25) (Fuente: R CREG 212/15, art. 9)

ARTÍCULO 2.19.8.8.5.4. PLAZO DE LA LIQUIDACIÓN DEL PROGRAMA DE RESPUESTA DE LA DEMANDA, RD, PARA EL MERCADO DIARIO EN CONDICIÓN CRÍTICA PREVISTO EN LA RESOLUCIÓN CREG 011 DE 2015. El ASIC tendrá plazo máximo para la implementación de la liquidación de la RD hasta la fecha de la facturación del mes en el cual aplique por primera vez el programa de respuesta de la demanda para el mercado diario en condición crítica previsto en la Resolución CREG 011 de 2015.

(Fuente: R CREG 212/15, art. 14)

Modelo de estimación de la línea base de consumo (Anexo)

ARTÍCULO 2.19.8.8.6.1. MODELO DE ESTIMACIÓN DE LA LÍNEA BASE DE CONSUMO. El método es una adaptación de los métodos de descomposición y representa el consumo diario de la frontera, Ct, mediante unas componentes no observables que representan la componente de tendencia, Tt, la componente estacional, Et, y la componente del error ut.

En lo que sigue se utilizará la siguiente convención: los subíndices i del conjunto 1, 2,...,7 corresponderán a los días lunes, martes,..., domingo.

La metodología aísla y estima cada una de las componentes y luego pronostica una semana. Esto se lleva a cabo mediante cuatro etapas que se realizarán en forma secuencial.

1. Etapa

1. Captura y depuración de datos.

2. Etapa 2. Estimación de los índices E1, E2,..., E7.

2.1. Calcular promedios móviles centrados de longitud 7 (una semana):

2.2. Hallar el cociente Ct/PMt, t = 4,5,6,.... Este cociente será aproximadamente igual a:

2.3. Promediar todos los valores anteriores correspondientes al mismo día para obtener unos índices preliminares:

2.4. Ajustar los 7 índices preliminares de forma que:

3. Etapa 3: Estimación de la tendencia

3.1. Desestacionalizar los datos dividiendo C entre su índice estacional E.

3.2. Con los datos desestacionalizados, D, se estimará una tendencia lineal, T, mediante regresión lineal.

4. Etapa 4: Pronósticos para una semana

Si N es el instante de la última observación, y esta cae en domingo, se pronosticará para los días siguientes, lunes, martes,..., domingo, mediante la ecuación.

PARÁGRAFO. Para los efectos previstos en este anexo se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, los domingos y festivos.

(Fuente: R CREG 011/15, ANEXO)

Medidas transitorias al anillo de seguridad de demanda desconectable voluntaria DDV y a las pruebas de DDV

ARTÍCULO 2.19.8.9.1. SUSPENSIÓN TRANSITORIA DEL ERROR DE PRONÓSTICO DE LAS FRONTERAS DDV CON LÍNEA BASE DE CONSUMO, LBC, DE QUE TRATA EL ARTÍCULO 13 DE LA RESOLUCIÓN CREG 063 DE 2010. A la frontera DDV con LBC que realice la actualización de que trata el artículo 13 de la Resolución CREG 063 de 2010, y que su error de pronóstico sea mayor al 5%, no le aplicará el retiro del sistema de intercambios previsto. Respecto a la LBC actualizada, le aplicará lo siguiente:

1. En el caso de que la nueva actualización de la LBC resulte en un valor menor de consumo al de la anterior LBC, se tomará el valor actualizado.

2. En el caso de que la nueva actualización de la LBC resulte en un valor mayor de consumo al de la anterior LBC, no se tomará el valor actualizado y la LBC permanecerá en el valor anterior.

Esta suspensión transitoria no aplica a fronteras DDV nuevas.

PARÁGRAFO 1o. Las fronteras DDV que hayan sido retiradas por haber presentado errores de pronóstico mayor al 5% durante la emergencia sanitaria, podrán solicitar nuevamente registro con la aplicación de la medida transitoria del presente artículo.

PARÁGRAFO 2o. La suspensión transitoria del retiro por error de pronóstico de que trata este artículo estará vigente durante la emergencia sanitaria declarada por el Ministerio de Salud, y hasta 105 días calendario después de la finalización de la emergencia sanitaria.

(Fuente: R CREG 17A/20, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.8.9.2. MEDIDA TRANSITORIA PARA LAS PRUEBAS DE DEMANDA DESCONECTABLE VOLUNTARIA, DDV, DE QUE TRATA LA RESOLUCIÓN CREG 098 DE 2018. Las pruebas de disponibilidad de DDV, de que trata la Resolución CREG 098 de 2018 y todas aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan, no se aplicarán a las fronteras DDV cuyos usuarios estén sujetos a las medidas de aislamiento preventivo obligatorio decretadas por el Gobierno nacional debido a la emergencia sanitaria.

PARÁGRAFO 1o. Para la aplicación de la medida transitoria del presente artículo, el comercializador informará al ASIC en el formato y medio que este disponga, la razón por la cual a la frontera DDV que representa le aplica la medida transitoria dispuesta en este artículo y hasta qué fecha. Para lo anterior, se deberá cumplir con el siguiente procedimiento:

1. El ASIC, dentro de los siguientes cuatro (4) días calendario contados a partir de la vigencia de la presente resolución, definirá el formato y el medio para el reporte de esta información.

2. El comercializador deberá realizar el reporte de la información en un plazo de tres (3) días hábiles posteriores a la fecha en que el ASIC haya definido el formato y el medio para el reporte de esta. En caso de que el ASIC no reciba reportes en los plazos y medios definidos, se entenderá que a la frontera no le aplica la medida transitoria dispuesta en este artículo.

3. El comercializador que registre una nueva frontera DDV deberá informar, al momento del registro, si al usuario de dicha frontera le aplica la medida transitoria dispuesta en este artículo, en caso de no informarlo se entenderá que a la frontera no le aplica dicha medida.

4. Cuando el usuario de la frontera DDV deje de estar sujeto a las medidas de aislamiento dispuestas por el Gobierno nacional, el comercializador que lo representa deberá informar inmediatamente al ASIC dicha novedad, para que este último excluya la frontera DDV de la medida transitoria a partir del día siguiente a la declaración.

5. El comercializador será responsable de la veracidad de la información reportada al ASIC y de mantener la información actualizada, así como de atender los requerimientos que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios realice sobre lo dispuesto en este artículo.

PARÁGRAFO 2o. La medida transitoria del presente artículo no aplicará a las fronteras DDV con contratos suscritos y que tengan cumplimiento durante el período de aislamiento preventivo obligatorio decretado por el Gobierno, por tanto, dichas fronteras continuarán sujetas a las pruebas de disponibilidad de que trata la Resolución CREG 098 de 2018 y todas aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO 3o. La medida transitoria del presente artículo estará vigente durante la emergencia sanitaria declarada por el Ministerio de Salud.

(Fuente: R CREG 17A/20, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.8.9.3. ACTUALIZACIÓN DE REGISTRO DE CONTRATOS DDV. Para los contratos de DDV que tengan asociadas fronteras DDV con línea base de consumo y a las cuales les aplique lo estipulado en el artículo 1o. de la presente resolución, el comercializador representante de las fronteras que hacen parte del contrato DDV deberá ajustar la cantidad de energía del contrato de acuerdo con el valor en que disminuyó la nueva LBC actualizada de las fronteras DDV correspondientes.

PARÁGRAFO 1o. La actualización de que trata el presente artículo aplicará a las fronteras DDV con contratos suscritos que tengan cumplimiento durante la vigencia del presente artículo, tal y como se indica en su parágrafo 3o.

PARÁGRAFO 2o. Para la aplicación de la actualización de que trata el presente artículo, se deberá cumplir con el siguiente procedimiento:

1. El comercializador deberá actualizar la cantidad que puede respaldar cada frontera DDV, según lo dispuesto en el artículo 1o. de la presente resolución, y actualizar la cantidad del contrato DDV afectado por la actualización de la LBC de fronteras asociadas al contrato.

2. Para la actualización ante el ASIC del numeral anterior, el comercializador tendrá un plazo de tres (3) días hábiles posteriores a la actualización de la LBC según lo dispuesto en el artículo 1o. de la presente resolución.

3. Dentro de los tres (3) días hábiles posteriores a la actualización del numeral anterior, el ASIC reflejará dicha actualización en el registro del contrato DDV correspondiente.

4. En caso de que se dé una actualización de la LBC según lo dispuesto en el artículo 1o. de la presente resolución, y el comercializador no realice la correspondiente actualización de contratos de acuerdo con los numerales 1 y 2 del presente parágrafo, el ASIC informará a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios sobre dicho incumplimiento para lo de su competencia.

5. En todo caso, para efectos de liquidación de contratos DDV, el ASIC tendrá en cuenta el valor de la cantidad contratada afectado por la disminución de la nueva LBC de las fronteras DDV asociadas a los contratos, según lo dispuesto en el artículo 1o. de la presente resolución.

PARÁGRAFO 3o. La actualización de que trata el presente artículo estará vigente durante la emergencia sanitaria declarada por el Ministerio de Salud, y hasta 105 días calendario después de la finalización de la emergencia sanitaria.

(Fuente: R CREG 17A/20, art. 3)

Disposiciones finales

ARTÍCULO 2.19.9.1. RECONCILIACIÓN POSITIVA POR PRUEBAS DE GENERACIÓN. La energía generada correspondiente a las pruebas de que trata la presente resolución, que sean declaradas como exitosas, será objeto de Reconciliación Positiva, de conformidad con las disposiciones contenidas en la Resolución CREG- 034 de 2001, o aquellas que la sustituyan, modifiquen o adicionen, incluyendo las horas de inflexibilidad asociadas a dicha prueba.

PARÁGRAFO. Para establecer el valor de la variable GSA prevista en la Resolución CREG- 034 de 2001, se considerará, para efectos de este artículo, la totalidad de la generación asociada con la prueba, es decir, la generación real.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 91)

ARTÍCULO 2.19.9.2. ASIGNACIÓN DE COSTOS HORARIOS DE LA RECONCILIACIÓN POSITIVA. Los costos horarios de la Reconciliación Positiva asociada con las pruebas de generación de que trata la presente resolución, serán asignados a los comercializadores del SIN, a prorrata de su demanda comercial, y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación.

La energía generada correspondiente a las pruebas que sean declaradas como no exitosas, será remunerada de conformidad con la regulación vigente al momento de realización de las pruebas solicitadas por el agente, aplicando las disposiciones contenidas en la Resolución CREG- 121 de 1998 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o adicionen.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 92)

ARTÍCULO 2.19.9.3. RECONCILIACIÓN NEGATIVA ASOCIADA CON PRUEBAS DE GENERACIÓN. La Reconciliación Negativa asociada con la realización de las pruebas de generación de que trata la presente resolución se efectuará de conformidad con las disposiciones contenidas en la Resolución CREG- 034 de 2001, o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 93)

ARTÍCULO 2.19.9.4. Las disposiciones contenidas en la presente resolución no aplican para las pruebas que sean realizadas en virtud de lo establecido en la Resolución CREG- 121 de 1998 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o adicionen.

(Fuente: R CREG 071/06, art. 94)

Obligaciones de energía firme (Anexo 1)

Determinación de la obligación de energía firme durante cada mes del período de vigencia de la obligación

ARTÍCULO 2.19.10.1.1. Determinación de la obligación de energía firme durante cada mes del período de vigencia de la obligación. La Obligación Mensual de Energía Firme respaldada por cada plantas y/o unidad de generación representada comercialmente por el agente generador j se determinará mediante la siguiente expresión:

donde:

OMEFR_i,j,m	Obligación Mensual de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el mes m.
EA_i,j	ENFICC asignada al generador j en la Subasta o en el mecanismo que haga sus veces y respaldada con la planta o unidad de generación i .
D_m	Demanda Objetivo del mes m.
D_j	Demanda Objetivo para el primer año del Período de Vigencia de la Obligación asignada al generador j.

Para cada agente generador j la Obligación Mensual de Energía Firme (OMEF_j) será igual a la suma de las Obligaciones Mensuales de Energía Firme respaldadas por cada una de las plantas o unidades de generación de su propiedad o que representa comercialmente.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 1 Num. 1.1)

Determinación de la obligación diaria de energía firme

ARTÍCULO 2.19.10.2.1. Determinación de la obligación diaria de energía firme. Para efectos de facturación y liquidación, la Obligación de Energía Firme Diaria respaldada por cada una de las plantas o unidades de generación representadas comercialmente por el generador j, se determinará mediante la siguiente expresión:

Donde:

ODEFR_i,j,d,m	Obligación diaria de energía firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el día d del mes m.
OMEFR_i,j,m	Obligación mensual de energía firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el mes m.
DC_d,m	Demanda comercial total doméstica del sistema para el día d del mes m.
DDVV_d,m	Demanda desconectable voluntaria verificada en el día d del mes m.
RDV_d,m	RD verificada en el día d del mes m
PGR_d,m	Programa de racionamiento verificado en el día d del mes m
DC_m	Demanda comercial total doméstica del sistema para el mes m
DDVV_m	Demanda desconectable voluntaria verificada en el mes m
RDV_m	Reducción de energía verificada del programa RD en el mes m
PGR_m	Programa de racionamiento verificado en el mes m
DDVV_i,j,d,m	Demanda desconectable voluntaria verificada, asociada a la planta o unidad de generación i del generador j en el día d del mes m.
RDV_c,h,d,m	Reducción de energía del programa de RD asociada al comercializador c en la hora h del día d del mes m.
PGR_h,d,m	Programa de racionamiento verificado en la hora h del día d del mes m
k	Número de plantas y/o unidades de generación
n	Número de días del mes m
Nc	Número de comercializadores

Para cada agente generador j la Obligación Diaria de Energía Firme (ODEF_j,m,d) será igual a la suma de las Obligaciones Diarias de Energía Firme respaldadas por cada una de las plantas o unidades de generación de su propiedad o que representa comercialmente, descontando las OEFV diarias que haya adquirido el agente j para sus plantas en una subasta de reconfiguración.

Para la Segunda Liquidación se realizará una estimación de la Obligación de Energía Firme Diaria del generador j, así:

Donde:

ODEFR_i,j,T,m	Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en los días de tipo T del mes m.
OMEFR_i,j,m	Obligación Mensual de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el mes m.
DC_T,m-1	Demanda Comercial Doméstica total del sistema para el día de tipo T del mes m-1.
DDVV_i,j,T,m-1	Demanda desconectable voluntaria verificable asociada a la planta o unidad de generación i del generador j para el día de tipo T del mes m-1.
RDV_T,m-1	Reducción de energía verificada del programa de RD en el día tipo T del mes m-1
PGR_T,m-1	Programa de racionamiento verificado en el día tipo T del mes m-1.
DC_m-1	Demanda Comercial total Doméstica del sistema para el mes m-1.
DDVV_m-1	Demanda desconectable voluntaria verificable en el mes m-1
RDV_m-1	Reducción de energía verificada del programa de RD en el mes m-1
PGR_m-1	Programa de racionamiento verificado en el mes m-1.
ND_T,m-1	Número de días del tipo T en el mes m-1 Para los efectos que trata el presente anexo, los tipos de día (T) corresponden a: Domingos y festivos; sábados; y días ordinarios.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 1 Num. 1.2) (Fuente: R CREG 011/15, art. 17) (Fuente: R CREG 203/13, art. 10) (Fuente: R CREG 124/12, art. 1)

Determinación de la obligación horaria de energía firme

ARTÍCULO 2.19.10.3.1. Determinación de la obligación horaria de energía firme. La Obligación de Energía Firme Horaria se determinará así:

donde:

OEFT_d,m,h:	Obligación de Energía Firme Total para la hora h del día d del mes m.
ODEF_j,m,d:	Obligación Diaria de Energía Firme para el agente j en día d del mes m.
DC_m,d:	Demanda Comercial total del sistema para el día d del mes m.
DC_d,m,h:	Demanda Comercial total del sistema para la hora h del día d del mes m.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 1 Num. 1.3)

Precio de escasez

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.19.10.4.1.1. Disposiciones generales. El precio de escasez será el que resulte de aplicar la siguiente fórmula:

Donde:

PE_m:	Precio de Escasez Total vigente para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh).
	Precio de Escasez Parte Combustible vigente para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh.). Este valor se actualizará mensualmente de acuerdo con el del numeral 1.4.1 de este anexo.

El valor actualizado se convertirá a $/kWh con la TRM oficial del día en que se efectúe el cálculo, publicada por la Superintendencia Financiera.

COM_m:

Parte variable del costo de operación y mantenimiento para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), será de diez pesos con seiscientos sesenta y siete milésimas de peso de junio de 2006 por kilovatio hora ($10.667/kWh). Este costo se actualizará mensualmente, con la última variación mensual del IPC, publicado por el DANE, en el momento del cálculo.

OCV_m-1:

Suma de los siguientes costos variables asociados al SIN calculados por el ASIC con la mejor información al momento del cálculo y expresados en pesos por kilovatio hora ($/kWh): i) CEE, ii) FAZNI, iii) Aportes Ley 99 de 1993, y iv) el valor total del servicio de AGC descontando la parte correspondiente de la reconciliación negativa, según se define en el artículo 3o de la Resolución CREG 063 de 2000, del último mes con facturación dividido por la demanda de energía comercial nacional de ese mes.

La actualización del PEm y sus componentes se hará dos (2) días calendario antes del primer día del mes m y el PEm actualizado estará vigente durante todos los días del mes m.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 1 Num. 1.4) (Fuente: R CREG 207/15, art. 1) (Fuente: R CREG 070/14, art. 3) (Fuente: R CREG 022/10, art. 2) (Fuente: R CREG 022/10, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.10.4.1.2. INDEXACIÓN DEL PRECIO DE ESCASEZ PARTE COMBUSTIBLE. El Precio de Escasez correspondiente a la Parte Combustible se indexará mensualmente a partir de la entrada en vigencia de la resolución, para lo cual se aplicará la siguiente fórmula:

INDICE _m-1:	Promedio aritmético del precio de cierre diario Platts US Gulf Coast Residual Fuel No 6 1.0% sulfur fuel oil, de los últimos 30 días con datos a la fecha de cálculo.
INDICE_dic2013:	Promedio aritmético del precio de cierre diario Platts US Gulf Coast Residual Fuel No 6 1.0% sulfur fuel oil, en el mes diciembre 2013.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 1 Num. 1.4.1) (Fuente: R CREG 070/14, art. 3) (Fuente: R CREG 197/11, art. 1) (Fuente: R CREG 162/10, art. 1) (Fuente: R CREG 022/10, art. 1)

Medidas para garantizar la prestación del servicio público de energía eléctrica ante la ocurrencia de situaciones extraordinarias que lo ponen en riesgo

ARTÍCULO 2.19.10.4.2.1. OPCIÓN PARA PLANTAS TÉRMICAS QUE OPEREN CON COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DURANTE LA CONDICIÓN CRÍTICA. <Vigencia no prorrogada por la Resolución 52 de 2016> La opción para plantas térmicas que operen con combustibles líquidos durante la condición crítica tiene las siguientes características:

i) Aplica a plantas térmicas que operan con combustibles líquidos que tienen Obligaciones de Energía Firme (OEF) asignadas.

ii) Los agentes generadores con plantas térmicas con combustibles líquidos que quieran acogerse a la opción y a cumplir con la generación durante el período crítico, según las necesidades del sistema, deberán manifestarlo por escrito remitiendo comunicación firmada por el representante legal a la CREG con copia a XM S.A. E.S.P.

iii) El valor diario de la opción para una planta térmica que opere con combustible líquido para las horas en que opera será igual a la diferencia, siempre que sea estrictamente positiva de la siguiente ecuación: VDOd,j= (CRd,j - PEd ) X Gr,j - P d,j

VDOd,j: Valor de la opción para el día d de la planta j.

CRd,j: Costo de Referencia que corresponde al mínimo entre $470.66/kWh y los costos variables calculados con el primer término de la metodología PR definida en el artículo 1 de la Resolución CREG 034 de 2001 "Precio de reconciliación positiva para un generador térmico", sin considerar los costos arranque-parada. Es decir, los costos variables son iguales a la suma de los términos CSC, CTC, COM y OCV, según los define esa resolución en el artículo 1o.

PEd: Precio de Escasez para el día d ($/kWh)

Gr,j: Generación de la planta j generando que opera con combustible líquido en kWh. La generación será la parte de generación ideal que se remunera a precio de escasez, sin que supere la generación real ni la Obligación de Energía Firme Diaria (ODEFR) definida en el Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006 multiplicadas por el factor de ajuste (FA) definido en la Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006.

Pd,j: Pagos en $ diferentes al precio de escasez y reconciliación positiva que reciba la planta j el día d por aplicación de la Resolución CREG 051 de 2009.

iv) El valor mensual de la opción es la suma de los valores diarios de cada planta térmica.

El cálculo del valor de la opción lo hará el ASIC para los períodos señalados.

El valor VDO para cada planta térmica que opere con combustible líquido, lo reportará diariamente el ASIC al Ministerio de Minas y Energía (MME), a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) y a la Comisión de Regulación de Energía Gas (CREG).

(Fuente: R CREG 178/15, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.10.4.2.2. TRASLADO DEL COSTO DE LA OPCIÓN A COMERCIALIZADORES. <Vigencia no prorrogada por la Resolución 52 de 2016> El costo mensual de la opción en pesos será dividido e incluido en partes iguales en la facturación de los treinta y seis (36) meses siguientes al mes ejecución de la opción como un mayor valor de las restricciones.

La tasa que se utilizará para actualizar los saldos mensuales y será el Índice de Precios al Consumidor (IPC) publicado por el DANE.

El traslado mensual del dinero de la opción a los agentes generadores que representan la planta térmica que opera con combustible líquido, para cada uno de los 36 meses, se realizará a prorrata del valor de la opción obtenida en el mes que estos fueron causados.

(Fuente: R CREG 178/15, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.10.4.2.3. CÁLCULO DE LAS GARANTÍAS POR COSTOS DE RESTRICCIONES POR LA OPCIÓN PARA PLANTAS QUE OPERAN CON COMBUSTIBLES LÍQUIDOS. <Vigencia no prorrogada por la Resolución 52 de 2016> Para el cálculo de la componente de restricciones "REST." de que trata el literal B del Anexo "Procedimiento de Cálculo de Garantías Financieras y Mecanismos Alternativos para Cubrir Transacciones en el Mercado de Energía Mayorista" de la Resolución CREG 019 de 2006, no se incluirán los montos establecidos en el artículo 3o de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 178/15, art. 4)

ARTÍCULO 2.19.10.4.2.4. EFECTOS DEL TRASLADO DE LA OPCIÓN A COMERCIALIZADORES. Los efectos del traslado del costo de la opción a comercializadores de que trata el artículo 3o de la Resolución CREG 178 de 2015 y causados durante la vigencia de esta, así como la garantía por costos de restricciones por la opción para plantas que operen con combustibles líquidos de que trata el artículo 4 de la precitada Resolución, permanecerán vigentes hasta la extinción del traslado mensual del dinero de la opción a los agentes generadores que representan la planta térmica que opera con combustible líquido.

(Fuente: R CREG 052/16, art. 2)

Precio marginal de escasez

ARTÍCULO 2.19.10.4.3.1. PRECIO MARGINAL DE ESCASEZ (PME). El ASIC calculará el precio marginal de escasez mensualmente aplicando el siguiente procedimiento:

a) Se consideran las plantas de generación con asignaciones de Obligaciones de Energía Firme (OEF) para el mes m, mes para el cual se determina el precio marginal de escasez.

b) Se determinan los costos variables de las plantas de generación térmica con OEF utilizando la siguiente ecuación:

Donde:

CVi,j,m:	Costo Variable de la planta i con el combustible j en el mes m expresado en COP/kWh.
HRi,j:	Heat Rate de la planta i con el combustible j expresado en MBTU/ MWh. Corresponde al último valor declarado en los parámetros del Cargo por Confiabilidad.
C.Referenciaj,m:	Costos de referencia para el combustible j para el mes m expresados en COP/MBTU.
COMj,m:	Costos de operación y mantenimiento para el combustible j para el mes m, expresados en COP/kWh. Corresponde al valor definido en el artículo 1 de la Resolución CREG 034 de 2001.
OCVm:	Otros costos variables para el mes m expresados en COP/kWh. Corresponde al valor definido en el artículo 1o de la Resolución CREG 034 de 2001

c) En caso de que una planta térmica opere con varios combustibles, se calculará el costo variable para cada combustible con la ecuación señalada en el literal b). Las OEF de la planta se repartirán en forma proporcional a la energía reportada para cada combustible para el mes m.

d) Se determina el costo variable de las plantas de generación que operan con recursos renovables con OEF (hidráulicas, eólicas, solares, entre otros) como el valor de la variable OCVm descrita en el literal b).

e) Se conforma la curva de oferta agregada ordenando las plantas de menor a mayor costo variable de generación.

f) A cada una de las plantas ordenadas en el literal e) se les calculará el porcentaje de participación de sus OEF, como la relación entre la OEF respaldada por la planta y las OEF totales asignadas en el sistema para el mes m.

g) A partir de la curva de oferta definida en el literal e) y empezando con la planta de costo variable más costoso, se acumula el porcentaje de participación en las OEF hasta llegar al 2%. La primera planta que supere el 2% se identifica.

h) El costo variable de la planta identificada en el literal g) será el precio marginal de escasez para el mes m (PMEm).

El precio marginal de escasez aplicará a las asignaciones de OEF que se hagan con posterioridad a la publicación de esta resolución.

PARÁGRAFO 1o. En caso que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) tome posesión de un agente con OEF y ordene la suspensión de pagos de las obligaciones causadas, incluidas las OEF, el cálculo del precio marginal de escasez se continuará haciendo como si las obligaciones no hubiesen sido suspendidas.

PARÁGRAFO 2o. El ASIC remitirá mensualmente las memorias de cálculo del precio marginal de escasez a la SSPD y a la SIC, para lo de su competencia y a la CREG a título informativo.

PARÁGRAFO 3o. El procedimiento definido en este artículo lo deberá implementar y auditar el ASIC para publicar el primer precio marginal de escasez, el cual se utilizará para determinar el menú de corto y largo plazo, de que tratan los artículos 5o. y 6o. de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 140/17, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.10.4.3.2. PERIODICIDAD DEL CÁLCULO DEL PRECIO MARGINAL DE ESCASEZ (PME). El ASIC hará el cálculo del PMEm a más tardar dos (2) días calendario antes del primer día del mes m y el PMEm estará vigente durante todos los días del mes m.

El precio marginal de escasez deberá ser publicado mensualmente por el ASIC en su página web.

(Fuente: R CREG 140/17, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.10.4.3.3. COSTO DE REFERENCIA PARA EL COMBUSTIBLE (C.REFERENCIA). El costo de referencia para el combustible j para el mes m se determinará aplicando el siguiente procedimiento:

a) Todos los generadores térmicos deberán declarar mensualmente al ASIC, los valores de los costos de suministro de combustible y costo de transporte de combustible por planta o unidad expresados en COP/MBTU. Para el cálculo del costo de referencia para el combustible se considerarán los costos reportados por los agentes para el mes m. En el caso de declarar gas natural se deberán reportar los costos de suministro de combustible (CSC) y el costo de transporte de combustible (CTC), cuando aplique. El costo de combustible para gas natural es la suma de las componentes CSC y CTC. En el caso de combustibles diferentes al gas natural, el CSC incluye el costo variable del transporte.

b) El costo de referencia del combustible j para el mes m será el promedio simple de todos los costos del combustible j reportados.

La declaración mensual de los costos de combustibles de los agentes con OEF deberá hacerse antes de las 9:30 horas del quinto día hábil anterior a la finalización del mes m-1 o se entenderá por no hecha.

Los costos reportados por los agentes deberán ser fidedignos y estar debidamente soportados y podrán ser auditados, so pena de las sanciones que corresponda imponer a la autoridad de vigilancia y control.

PARÁGRAFO 1o. Los agentes con OEF asignadas deberán hacer la primera declaración de costos al ASIC, el 7 de noviembre de 2017. Por su parte, el ASIC calculará y publicará en un plazo de cinco (5) días hábiles, siguientes a esta fecha, el precio marginal de escasez para la estimación del menú de corto plazo.

La primera declaración será utilizada para el primer mes de aplicación del precio marginal de escasez. Es decir, el mes siguiente al del proceso de selección del menú de corto plazo por parte de los agentes.

PARÁGRAFO 2o. Los agentes deberán declarar los costos de los combustibles contratados de menor a mayor costo hasta cubrir las necesidades de combustible para respaldar las OEF de la planta o unidad. Se deberá informar las cantidades de cada combustible que respaldan su OEF y la suma de dichas cantidades no podrá superar la OEF respalda por la planta.

En caso de declarar una cantidad superior a la OEF respaldada para el cálculo del precio marginal de escasez, el ASIC utilizará los valores declarados de menor costo hasta la OEF respaldada.

De no existir declaración, el ASIC utilizará los últimos valores declarados por el agente. De no existir declaración previa, el ASIC asumirá como valores declarados el promedio simple de los valores declarados para ese mes por las otras plantas, para el combustible que utiliza la planta. En caso de que no exista declaración de otras plantas para el mismo combustible se asumirá un valor de cero.

PARÁGRAFO 3o. El ASIC pondrá a disposición de los agentes los medios para que hagan la declaración de los costos de combustibles y definirá los formatos correspondientes.

PARÁGRAFO 4o. A partir del mes siguiente de la entrada en operación comercial de la infraestructura de importación de gas del Pacífico, el costo de referencia del combustible (C. Referencia) para plantas que operan con combustibles líquidos será el del GNI, para las plantas que cumplan los siguientes requisitos:

i) Plantas que han operado con gas natural.

ii) Plantas conectadas a la infraestructura de regasificación disponible en el país a través del Sistema Nacional de Transporte.

PARÁGRAFO 5o. Anualmente el ASIC contratará un estudio de los costos de combustibles reportados por los agentes utilizados para el cálculo del precio marginal de escasez, en donde se incluirá una comparación de dichos costos con los precios de mercado de los diferentes combustibles y demás análisis que sean pertinentes para evaluar la veracidad de la información reportada. Dicho estudio se deberá remitir a la SSPD, SIC y la CREG.

PARÁGRAFO 6o. Dentro de los seis (6) meses siguientes a la expedición de la presente resolución, la CREG definirá mediante resolución el esquema para adelantar las auditorias referidas en este artículo.

(Fuente: R CREG 140/17, art. 4)

ARTÍCULO 2.19.10.4.3.4. MENÚ DE LARGO PLAZO PARA OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME ASIGNADAS QUE FINALIZAN EN PERÍODO POSTERIOR AL 2018-2019. Los agentes de generación que tengan asignaciones de OEF que finalizan en período posterior al 2018-2019, podrán optar por cambiarse al menú de largo plazo, en el cual el Cargo por Confiabilidad será el que resulte de aplicar el procedimiento del Anexo 1 de la presente resolución y el precio de escasez será el precio marginal de escasez.

Para optar por el menú de largo plazo, el agente generador deberá cumplir los siguientes pasos:

i) Los Cargos por Confiabilidad del menú de largo plazo correspondiente a las diferentes asignaciones, los determinará el ASIC aplicando el procedimiento definido en el Anexo 1 de la presente resolución y utilizando el valor resultante del cálculo del primer precio marginal de escasez. Los resultados deberán ser publicados el 15 de diciembre de 2017.

ii) Surtido el paso i) mediante comunicación suscrita por el representante legal, la empresa informará a la CREG y al ASIC, en un plazo máximo de siete (7) días hábiles, que acepta el cambio a la pareja Cargo por Confiabilidad del menú de largo plazo y precio marginal de escasez, señalando el nombre de la(s) planta(s) a las cuales aplica. Para quienes acepten el menú, su aplicación iniciará en el mes siguiente de remitida esta comunicación.

Cumplido el plazo quienes no hayan manifestado expresa e inequívocamente su voluntad de acogerse al menú se entenderá que no se acogieron a este y ya no podrán hacerlo.

iii) Terminado el proceso anterior, el ASIC considerará las parejas de Cargo por Confiabilidad del menú de largo plazo y precio marginal de escasez, para los efectos del Cargo por Confiabilidad de las plantas declaradas conforme al numeral ii) por el agente, para todo el período restante de las OEF de dicha(s) planta(s) o unidad(es).

(Fuente: R CREG 140/17, art. 6)

ARTÍCULO 2.19.10.4.3.5. AJUSTES A LA FACTURACIÓN. Los ajustes al proceso de facturación con motivo de la presente resolución deberán estar listos a más tardar el 1o de febrero de 2018 y el ASIC podrá, de ser necesario, hacer los ajustes a la liquidación y facturación de los meses transcurridos de aplicación de la norma.

(Fuente: R CREG 140/17, art. 29)

ARTÍCULO 2.19.10.4.3.6. 1. PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR EL CARGO POR CONFIABILIDAD DEL MENÚ DE CORTO O LARGO PLAZO CON EL PRECIO MARGINAL DE ESCASEZ. El procedimiento para determinar el Cargo por Confiabilidad del menú de corto o largo plazo con el precio marginal de escasez es el siguiente:

1. Se considera un horizonte análisis de sesenta (60) meses, de los cuales se activa el cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme (OEF), en los últimos seis (6) meses.

2. Se considera que el 20% de la demanda compra la energía en la bolsa. Es decir, dicha demanda paga el precio de escasez cuando se activa el cumplimiento de las OEF.

3. Se calcula el valor presente neto de los sesenta (60) pagos mensuales (VNAi) con el Cargo por Confiabilidad inicial que es el resultado del producto mensual de las OEF (MWh/mes) por el Cargo por Confiabilidad asignado originalmente (USD/ MWh) más los pagos de las compras en bolsa en periodo crítico a precio de escasez. Este valor presente neto se descuenta con una tasa (ñ) del 0.797% mes, es decir, se aplica la siguiente ecuación:

Donde:

VNA_i:	Valor presente neto con el cargo por confiabilidad asignado originalmente.
OEF_m:	Sumatoria de las OEF respaldas mensuales del mes m del periodo cargo 2017-2018 según al Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006. Este valor aplica con independencia del precio del Cargo por Confiabilidad asignado originalmente.
CxCi:	Precio del Cargo por Confiabilidad asignado originalmente. Para cada valor del precio del Cargo por Confiabilidad se debe calcular un menú.
PEi:	Precio de escasez de la Resolución CREG 071 de 2006 vigente para el mes de cálculo, expresado en USD/MWh
P:	Tasa de descuento mensual
:	Variable que toma el valor de 1 en los últimos 6 meses de los 60 meses de evaluación. Para el resto del horizonte el valor será 0.

4. Se plantea el valor presente de los sesenta (60) pagos mensuales (VNAn) con el Cargo por Confiabilidad del menú, como el valor presente neto de los productos mensuales de las OEF (MWh/mes) por el Cargo por Confiabilidad del menú (USD/MWh) más el valor de las compras en bolsa con el precio marginal de escasez, asumiendo nuevamente que el 20% de la OEF (MWh/mes) para los últimos seis (6) meses, período crítico, se compran en bolsa, con una tasa de descuento (ñ) del 0.797% mes, es decir:

Donde:

VNA_n:	Valor presente neto con el Cargo por Confiabilidad del menú.
OEF_m:	Sumatoria de las OEF respaldas mensuales del mes m del periodo cargo 2017-2018, según al Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006. Este valor aplica con independencia del precio del Cargo por Confiabilidad asignado originalmente.
CxC_n:	Cargo por Confiabilidad del menú. Variable a encontrar.
PME:	Primer precio marginal de escasez, expresado en USD/MWh.
P:	Tasa de descuento mensual
:	Variable que toma el valor de 1 en los últimos 6 meses de los 60 meses de evaluación. Para el resto del horizonte el valor será 0

Para convertir los pesos colombianos (COP) del precio de escasez a dólares americanos (USD), se debe tomar la tasa representativa del mercado (TRM) del día de cálculo.

5. Se debe encontrar el precio del cargo por confiabilidad del menú (CxCn), como el valor que permita igualar el VNAi con el VNAn. Con una tolerancia de +/- 0.001

entre los VNA.

6. El cargo por confiabilidad correspondiente al menú corto o largo plazo en USD/MWh será el encontrado en el paso 5.

(Fuente: R CREG 140/17, art. ANEXO 1)

Contratación de la auditoría para plantas o unidades de generación nuevas o especiales

ARTÍCULO 2.19.10.5.1. Contratación de la auditoría para plantas o unidades de generación nuevas o especiales. Para la contratación de la auditoría del cumplimiento de las obligaciones contenidas en el artículo 8o de esta resolución, el Administrador de la Subasta definirá los Términos de Referencia de acuerdo con lo establecido en esta resolución y observando, como mínimo, las siguientes condiciones:

1. El auditor será elegido mediante selección objetiva.

2. La contratación de la auditoría para todas las plantas nuevas, especiales o existentes con obras, que resulten con asignaciones de Obligaciones de Energía Firme en la Subasta, deberá iniciarse una vez publicado el resultado de la subasta y surtirse a la brevedad posible, de tal forma que el primer informe del auditor se entregue a más tardar seis (6) meses después de la expedición de la certificación de asignaciones de OEF de que trata el artículo 32 de la Resolución CREG 071 de 2006.

3. El costo de la auditoría será pagado por quien tenga asignada la Obligación de Energía Firme, de acuerdo con las condiciones establecidas en el Reglamento de Garantías y en los Términos de Referencia.

4. El auditor estará obligado a rendir cada seis (6) meses al Ministerio de Minas y Energía, a la CREG, al CND y a la UPME un informe de avance del proyecto y un informe final a su culminación. El auditor estará obligado a rendir informe cada tres (3) meses durante el año anterior a la fecha original de inicio del período de vigencia de la obligación asignada y en adelante, hasta tanto inicie su operación comercial o pierda las obligaciones de energía firme, de conformidad con lo previsto en la regulación.

La entrega de los informes de auditoría deberá realizarse como máximo tres (3) meses después de la fecha de corte del período a auditar. Será obligación de los agentes suministrar en forma oportuna la información completa que requiera el auditor para elaborar el informe.

5. En su actuación el auditor deberá ser diligente en la incorporación de toda la información relevante para sus análisis y conclusiones, además de la señalada en el numeral 6. Los informes de auditoría deben ser claros, precisos y detallados dentro de una actuación en el establecimiento de:

a) El incumplimiento grave e insalvable de la puesta en operación de la planta o unidad de generación.

b) El retraso en el cronograma de construcción o de repotenciación, o de la puesta en operación de la planta o unidad de generación, y de la Curva S.

6. El auditor verificará que la Curva S de ejecución real sea elaborada utilizando los mismos parámetros (tales como los factores de ponderación de las diferentes actividades del proyecto), usados en la elaboración de la Curva S declarada por el interesado, en cumplimiento de la Resolución CREG 071 de 2006 y las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

7. El auditor, para el primer informe de que trata el numeral 2, deberá considerar en sus evaluaciones la fecha de conexión que establezca la UPME en el concepto de conexión del generador para la alternativa seleccionada por el desarrollador. En caso de que el informe del auditor evidencie que el desarrollador, debido al concepto de conexión de la UPME, ha propuesto acciones de recuperación tendientes a cumplir con el IPVO y la fecha de entrada en operación, estas acciones deberán haber sido incorporadas para seguimiento en el cronograma y la Curva S al momento de presentación del primer informe, sin modificar la fecha de entrada de operación.

8. No se admitirán informes de auditoría ambiguos.

9. En los informes de auditoría se explicarán y relacionarán todos los antecedentes, estudios, métodos, memorias de cálculo, exámenes, experimentos e investigaciones que sirvieron de base para dictaminar respecto de determinadas plantas o unidades, alguno de los eventos señalados en el numeral 5 de este título. Explícitamente se deberá indicar el número de días de desviación comparando la Curva S de ejecución real con la declarada por el interesado. Con este mismo número de días el auditor estimará la nueva fecha de puesta en operación.

10. El auditor calculará la ENFICC de la planta o unidad de generación utilizando los parámetros reales de la planta, estimados con base en los protocolos y los procedimientos definidos en el Anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006 y las nomas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

11. Previamente a la entrega de los informes, el auditor validará sus conclusiones con el agente interesado, dando acceso a la documentación técnica reunida y permitiéndole contradecir el proyecto de informe y formular solicitudes de complementación o aclaración que se resolverán en el informe periódico y en el informe final, según corresponda.

12. Una vez rendido el informe del Auditor y ante un incumplimiento del cronograma, el agente podrá solicitar, a su costo y dentro de los seis (6) meses siguientes, la realización de una nueva auditoría, la cual debe ser efectuada por el mismo auditor.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 1 Num. 1.5) (Fuente: R CREG 029/19, art. 1) (Fuente: R CREG 002/19, art. 5) (Fuente: R CREG 103/18, art. 4) (Fuente: R CREG 061/07, art. 17)

Retiro de agentes del mercado mayorista de energía

ARTÍCULO 2.19.10.6.1. RETIRO DE AGENTES QUE TIENEN ASIGNADAS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. El retiro de un agente del Mercado que tiene asignadas Obligaciones de Energía Firme solamente se podrá hacer efectivo después de haber cumplido las siguientes condiciones:

1. Que el Administrador del Sist ema de Intercambios Comerciales haya aceptado las garantías que debe otorgar el agente cesionario, si ese fuera el caso.

2. Que el agente haya notificado a la CREG y al CND la cesión efectuada.

3. Que haya cedido los contratos de energía a largo plazo que tenga suscritos en el Mercado Mayorista.

4. Que esté a paz y salvo por todo concepto con el Mercado, y

5. Cumplir los trámites establecidos en el artículo 12 de la Resolución CREG-024 de 1995.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 1 Num. 1.6.1)

ARTÍCULO 2.19.10.6.2. RETIRO DE AGENTES DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA QUE NO TIENEN ASIGNADAS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Modificación del artículo 12 de la Resolución CREG-024 de 1995. El artículo 12 de la Resolución CREG-024 de 1995, quedará así:

"Retiro del Mercado Mayorista de Energía de agentes que no tengan Obligaciones de Energía Firme asignadas. Son causales para el retiro del mercado mayorista de los agentes que no tengan Obligaciones de Energía Firme asignada, las siguientes:

1. Por retiro voluntario del agente, previo cumplimiento de todas sus obligaciones con el mercado mayorista.

2. Por dejar de cumplir sus requisitos como agente del mercado mayorista, definidos en el artículo 6o de la presente resolución.

3. Por haber entrado en proceso de liquidación.

4. Por sanción impuesta por la Superintendencia, ante las causas graves que determine la CREG.

PARÁGRAFO 4o. El retiro de un agente del mercado mayorista, no lo exime de las deudas que tuviese en el mercado mayorista; por lo tanto, el Administrador del SIC debe continuar con la acción de cobro mientras existan deudas por los actos y contratos efectuados por medio de él".

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 1 Num. 1.6.2)

Asignación de obligaciones de energía firme en subasta

Oef de los periodos: 2019-2020, 2020-2021 y 2021-2022

ARTÍCULO 2.19.10.7.1.1. CARGO POR CONFIABILIDAD QUE APLICARÁ PARA LAS OEF DE LOS PERIODOS: 2019-2020, 2020-2021 Y 2021-2022. El Cargo por Confiabilidad con el que se remunerará la energía firme comprometida en las OEF que se asignan para los periodos: 2019-2020, 2020-2021 y 2021-2022 será el resultante de aplicar la metodología expuesta en el anexo 1 de la Resolución CREG 140 de 2017, en donde se determina el Cargo por Confiabilidad del menú de corto plazo con el precio marginal de escasez.

El cálculo del Cargo por Confiabilidad del que trata este artículo deberá ser calculado por el ASIC utilizando:

i) Para la variable denominada Precio del Cargo por Confiabilidad asignado originalmente, el valor actualizado del Cargo por Confiabilidad de la última subasta realizada, utilizando la fórmula de indexación definida en el artículo 29 de la Resolución CREG 071 de 2006.

ii) Para la variable OEFm, se tomará la sumatoria de las OEF respaldadas mensuales del mes m del periodo comprendido entre: diciembre 1 de 2018 a noviembre 30 de 2019.

iii) Y para la variable PME, el precio marginal de escasez vigente para el mes de cálculo.

iv) Las demás variables tomarán los valores definidos en el anexo 1 de la Resolución CREG 140 de 2017.

El Cargo por Confiabilidad que aplicará para las OEF de los periodos: 2019-2020; 2020-2021 y 2021-2022 deberá ser publicado por el ASIC, en su página web, conforme al cronograma definido en el anexo de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 083/18, art. 6)

ARTÍCULO 2.19.10.7.1.2. PERÍODO DE VIGENCIA DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME (OEF) DE COMPRA QUE SE ASIGNARÁN EN LAS DOS SUBASTAS DE RECONFIGURACIÓN DE COMPRA. El período de vigencia de OEF de Compra que se asignará en cada una de las dos subastas será de un año, siendo la primera el período entre el 1 de diciembre de 2020 y el 30 de noviembre de 2021, y la segunda el período entre el 1 de diciembre de 2021 y el 30 de noviembre de 2022.

PARÁGRAFO. Para el Período de Vigencia de Obligación de cada subasta no aplicará lo establecido en los numerales i), ii) y iii) del artículo 5o de la Resolución CREG 071 de 2006, modificado por el artículo 2o de la Resolución CREG 139 de 2011.

(Fuente: R CREG 117/19, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.10.7.1.3. ASIGNACIÓN DE OEF A GENERADORES O PROMOTORES QUE REPRESENTEN UNA PLANTA O UNIDAD DE GENERACIÓN QUE NO SE ENCUENTRA EN OPERACIÓN COMERCIAL. A la planta o unidad de generación que no se encuentre en operación comercial al momento de realizar la subasta de reconfiguración de compra, SRCFC, y resulte con asignación de OEF, le aplicarán las siguientes condiciones:

i. Puede participar una planta a la que se le asignó OEF para el período 2022-2023, pero, si sale asignada, no podrá acceder al incentivo a la entrada temprana establecido en el artículo 8o de la Resolución CREG 104 de 2018.

ii. Deberá entregar una garantía que respalde la puesta en operación de la planta. Dicha garantía deberá ser igual a la prevista para respaldar la construcción de nuevos proyectos de generación según la Resolución CREG 061 de 2007.

iii. El ASIC adelantará un proceso de contratación de auditoría, de tal forma que el auditor esté seleccionado ocho (8) meses antes del Inicio del Período de Vigencia de la Obligación (IPVO), en los términos establecidos en el numeral 1.5 del Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006, con el propósito de que un auditor verifique el avance de la puesta en operación comercial de la planta. El informe del auditor deberá presentarse a más tardar seis (6) meses antes del IPVO.

iv. El auditor seleccionado deberá tener en cuenta toda la información relevante del proyecto.

v. En caso de verificarse por parte del auditor que el proyecto entra en fecha posterior al IPVO, habrá lugar a la pérdida de la OEF y a la ejecución automática de la garantía por parte de XM S. A. E.S.P., sin lugar al procedimiento administrativo de que trata el parágrafo del artículo 9o de la Resolución CREG 071 de 2006.

(Fuente: R CREG 117/19, art. 6)

ARTÍCULO 2.19.10.7.1.4. VERIFICACIÓN DE ENFICC NO COMPROMETIDA. El CND hará la verificación de ENFICC no comprometida teniendo en cuenta lo siguiente:

i. Determina la ENFICC no comprometida aplicando el procedimiento definido en el artículo 1o de la Resolución CREG 002 de 2019.

ii. Compara la declaración de ENFICC no comprometida declarada por el agente y la determinada por el CND.

iii. Si la ENFICC no comprometida declarada es superior a la determinada por el CND, la ENFICC no comprometida verificada será la determinada por el CND. En caso contrario, es decir, la ENFICC no comprometida declarada es inferior a la determinada por el CND, la ENFICC no comprometida verificada es la declarada por el agente.

(Fuente: R CREG 117/19, art. 7)

Oef del periodo diciembre 1 de 2022 a noviembre 30 de 2023

ARTÍCULO 2.19.10.7.2.1. PERÍODO DE VIGENCIA DE LAS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME QUE SE ASIGNARÁN EN LA SUBASTA. El período de vigencia de las OEF que se asignarán en la subasta que trata esta resolución será el comprendido entre diciembre 1 de 2022 a noviembre 30 de 2023.

Los propietarios o quienes representen comercialmente plantas o unidades de generación que tengan la calidad de nuevas, especiales o existentes con obras, podrán optar por un periodo de vigencia de la obligación, de acuerdo con lo establecido en el artículo 5o la Resolución número CREG 071 de 2006 y demás normas que la modifican y adicionan. En estos casos, la finalización del período de vigencia de la obligación asignada será la informada por el agente, siempre que se ajuste a la regulación vigente.

PARÁGRAFO. Quienes pretendan clasificar en la categoría de plantas existentes con obras o especiales que no hayan iniciado las obras, podrán participar en la subasta, con la energía firme adicional a las OEF previamente asignadas y los contratos de respaldo para el período 2022-2023.

El período de vigencia de la asignación corresponderá a la categoría de la planta.

La remuneración de la energía firme adicional asignada será el precio de cierre de la subasta.

(Fuente: R CREG 104/18, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.10.7.2.2. VALOR DEL PARÁMETRO CE. De conformidad con lo previsto en el Anexo 2 de la Resolución número CREG 071 de 2006, se establece el siguiente valor para el componente CE, que se deberá utilizar en la Subasta:

CE = 15.4 US$/MWh

(Fuente: R CREG 104/18, art. 5)

ARTÍCULO 2.19.10.7.2.3. ESQUEMA DE INCENTIVOS A LA ENTRADA TEMPRANA. Las plantas o unidades de generación existentes con obras, especiales o nuevas, que resulten con asignación de OEF como resultado de la subasta de que trata esta resolución y que entren en operación comercial antes del 1 de diciembre de 2022, podrán optar por los siguientes incentivos, según sea el caso:

i. Si la planta o unidad de generación inicia operación comercial entre el 1 de diciembre de 2021 y el 30 de noviembre de 2022, el agente que la representa podrá anticipar el inicio del periodo de vigencia de la OEF que le fue asignada en el proceso de subasta.

En tal caso, la fecha de inicio del periodo de vigencia de la OEF corresponderá a la fecha de entrada en operación comercial declarada por el agente. Esta anticipación del inicio del periodo de vigencia no modificará la fecha de finalización del periodo de vigencia de las OEF asignadas como resultado de la subasta.

En este caso, el Cargo por Confiabilidad que remunerará la energía firme comprometida en la OEF será igual al precio de cierre de la subasta de que trata esta resolución.

ii. Si la planta o unidad de generación inicia operación comercial antes del 1 de diciembre de 2021, el agente que la representa podrá anticipar el inicio del periodo de vigencia de la OEF que le fue asignada en el proceso de subasta y obtener una remuneración adicional.

En este caso, la fecha de inicio del periodo de vigencia de la OEF corresponderá a la fecha de entrada de operación comercial declarada por el agente. Esta anticipación del inicio del periodo de vigencia no modificará la fecha de finalización del periodo de vigencia de las OEF asignadas como resultado de la subasta.

El Cargo por Confiabilidad que remunerará la energía firme comprometida en la OEF durante el periodo comprendido entre la fecha de inicio de operación comercial y el 30 de noviembre de 2022 será igual al precio de cierre de la subasta de que trata esta resolución más dos (2) dólares americanos por megavatio hora (USD/MWh). A partir del 1 de diciembre de 2022, el Cargo por Confiabilidad que remunerará la energía firme comprometida en la OEF será el precio de cierre de la subasta antes referida.

Dado que el inicio del periodo de vigencia de las OEF de quienes opten por el esquema de incentivos será igual a la fecha de entrada en operación comercial, estos deberán cumplir con todas las obligaciones que se derivan de las OEF y se encuentren en la Resolución número CREG 071 de 2006.

Los agentes que opten por el esquema de incentivos deberán informar al ASIC como mínimo siete (7) días antes a la fecha de entrada en operación comercial declarada por el agente, a través del formato que éste último disponga, durante la etapa de pruebas previa a la entrada en operación comercial de la planta o unidad de generación, la decisión de optar por el esquema de incentivos i o ii de este artículo, según corresponda.

El ASIC deberá verificar si se aplica el esquema de incentivos i o ii de este artículo, según la fecha de inicio de operación comercial de la planta o unidad de generación.

Una vez la planta o unidad de generación entre en operación comercial, el ASIC deberá realizar los ajustes en la liquidación del Cargo por Confiabilidad y todos los que sean necesarios, para que los incentivos descritos en este artículo sean efectivamente recibidos por las plantas o unidades nuevas, especiales o existentes con obras que hayan cumplido con los requisitos establecidos en los numerales i o ii de este artículo. La aplicación de este esquema de incentivos no modificará las OEF asignadas previamente en subastas o el mecanismo que haga sus veces.

El ASIC deberá informar a la CREG los nombres de la planta o unidad de generación que inició operación comercial y optó por los incentivos descritos en este artículo.

(Fuente: R CREG 104/18, art. 8)

OEF para los períodos 2020-2021 y 2021-2022

Convocatoria de la subasta de reconfiguración de compra de OEF

ARTÍCULO 2.19.10.7.3.1.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se establece el cronograma para que el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales del Mercado de Energía Mayorista, ASIC, lleve a cabo una Subasta de Reconfiguración de Compra de OEF para los períodos de vigencia de obligaciones de energía firme que se definen en la presente resolución.

(Fuente: R CREG 099/20, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.10.7.3.1.2. CONVOCATORIA A PARTICIPAR EN LA SUBASTA DE RECONFIGURACIÓN DE COMPRA DE OEF, SRCFC. La Comisión de Regulación de Energía y Gas convoca a participar en las dos Subastas de Reconfiguración de Compra de OEF, SRCFC, que se realizarán para los períodos de vigencia de obligaciones definidos en el artículo 3o de la presente resolución, a todos los agentes con plantas o unidades de generación que se encuentran en operación comercial y que tienen ENFICC no comprometida para los períodos 2020-2021 y 2021-2022, y a los agentes o promotores con proyectos de generación que, al momento de realizar las subastas, no se encuentren en operación comercial en el mercado de energía mayorista, sean nuevos, especiales o existentes con obras.

PARÁGRAFO 1o. Las plantas que no se encuentren en operación comercial y que vayan a presentarse a la subasta de reconfiguración de compra, deberán cumplir con lo definido en el artículo 3o de la Resolución CREG 139 de 2011 y aquellas que la modifiquen o sustituyan.

La variable del costo promedio de referencia del combustible, CPC, que trata el artículo mencionado, corresponderá al último publicado o último calculado por el ASIC.

PARÁGRAFO 2o. Las plantas no despachadas centralmente que participen en cada una de las asignaciones de OEF de la subasta de reconfiguración de compra y salgan ganadoras, deberán cumplir con el requisito de ser despachadas centralmente al Inicio del Período de Vigencia de la Obligación (IPVO).

(Fuente: R CREG 099/20, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.10.7.3.1.3. PERÍODO DE VIGENCIA DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME (OEF), DE COMPRA QUE SE ASIGNARÁN EN LAS DOS SUBASTAS DE RECONFIGURACIÓN DE COMPRA. El período de vigencia de OEF de Compra que se asignará en cada una de las dos subastas será de un año, siendo la primera el período entre el 1 de diciembre de 2020 y el 30 de noviembre de 2021, y la segunda el período entre el 1 de diciembre de 2021 y el 30 de noviembre de 2022.

(Fuente: R CREG 099/20, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.10.7.3.1.4. CRONOGRAMA PARA EL REPORTE DE INFORMACIÓN DE LOS AGENTES QUE DESEEN PARTICIPAR EN LAS SUBASTAS DE RECONFIGURACIÓN DE COMPRA. El cronograma para el reporte de información de los agentes o promotores que deseen participar en las Subastas de Reconfiguración de Compra, será el establecido en el Anexo 1 de esta resolución.

PARÁGRAFO. Los plazos establecidos en el Anexo 1 de la presente resolución vencerán a las 17:00 horas del respectivo día, según la hora legal para Colombia. Los agentes o promotores que no cumplan los plazos y requisitos establecidos en el Anexo 1, no serán considerados en la Subasta de Reconfiguración de Compra para la cual están participando. Esta hora límite no aplicará para el día en el que se realice la apertura y asignación de las OEF de compra definido en el Anexo 1 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 099/20, art. 4)

ARTÍCULO 2.19.10.7.3.1.5. ASIGNACIÓN DE OEF A GENERADORES O PROMOTORES QUE REPRESENTEN UNA PLANTA O UNIDAD DE GENERACIÓN EXISTENTE O QUE NO SE ENCUENTRA EN OPERACIÓN COMERCIAL. A la planta o unidad de generación existente o que no se encuentre en operación comercial al momento de realizar la subasta de reconfiguración de compra, SRCFC, y resulte con asignación de OEF, le aplicarán las siguientes condiciones según corresponda:

1. Puede participar con ENFICC no comprometida la planta a la que se le haya asignado OEF para el período 2022-2023, y si sale asignada, la nueva asignación será remunerada al precio de cierre de la subasta de reconfiguración de compra.

Se entenderá que la ENFICC comprometida corresponde al valor de la OEF adquirida para el período 2022-2023.

2. Deberá entregar una garantía que respalde la puesta en operación de la planta. Dicha garantía deberá ser igual a la prevista para respaldar la construcción de nuevos proyectos de generación según la Resolución CREG 061 de 2007.

3. Para el período 2020-2021, a los contratos que entreguen los agentes generadores o promotores con plantas o unidades de generación que utilizan combustible líquido o gas licuado de petróleo, no les aplicará la auditoría de al menos seis (6) meses antes del IPVO de que trata el artículo 4o de la Resolución CREG 181 de 2010.

4. Para el período 2020-2021, en caso de verificarse que el proyecto entra en operación en fecha posterior al IPVO, habrá lugar a la pérdida de la OEF y a la ejecución automática de la garantía por parte de XM S.A. E.S.P.

5. Para el período 2021-2022, los agentes generadores o promotores con plantas o unidades de generación que utilizan combustible líquido o gas licuado de petróleo, podrán acogerse a la opción ii) del artículo 13 de la Resolución CREG 085 de 2010, así el período de planeación sea menor a dos años. Para esto, el representante de la planta o unidad de generación deberá enviar la manifestación escrita al ASIC en los términos de la etapa de entrega de contratos y/o garantías del cronograma previsto en la presente resolución.

6. Para el período de vigencia de la obligación 2021-2022, el CND adelantará un proceso de contratación de auditoría, de tal forma que el auditor esté seleccionado ocho (8) meses antes del Inicio del Período de Vigencia de la Obligación (IPVO), en los términos establecidos en el numeral 1.5 del Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006, con el propósito de que este auditor verifique el avance de la puesta en operación comercial de la planta. El informe del auditor deberá presentarse a más tardar seis (6) meses antes del IPVO.

El auditor seleccionado deberá tener en cuenta toda la información relevante del proyecto.

7. Para el período 2021-2022, en caso de verificarse por parte del auditor que el proyecto entra en fecha posterior al IPVO, es decir, un retraso mayor a un día del IPVO, se entenderá que es un incumplimiento grave e insalvable y habrá lugar a la pérdida de la OEF, sin lugar al cubrimiento de la OEF de los días de retraso con anillos de seguridad del cargo por confiabilidad. Con el propósito de establecer plenamente la existencia del incumplimiento, determinar sus consecuencias y garantizar el derecho de defensa de los afectados, la CREG agotará el trámite previsto en los artículos 106 y ss. de la Ley 142 de 1994 y, en lo no previsto en ellos, aplicará las normas de la parte primera del Código Contencioso Administrativo que sean compatibles. En firme la decisión definitiva sobre la actuación, y determinada la existencia del incumplimiento grave e insalvable, se comunicará la decisión a XM S.A. E.S.P. en su función de Administrador de Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, y este adoptará las medidas correspondientes, de acuerdo con la Resolución CREG 071 de 2006 y las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 099/20, art. 5)

ARTÍCULO 2.19.10.7.3.1.6. REGLA DE PREFERENCIA DE ASIGNACIÓN DE OEF PARA EL PERÍODO 2021-2022. Para el proceso de asignación del período 2021-2022, se aplicará la siguiente regla:

1. Las plantas de generación que hayan tenido asignación de OEF para el período 2020-2021, que hayan presentado oferta para el período 2021-2022, y que hayan manifestado interés en acogerse a la regla de preferencia de que trata el presente artículo, se les podrá asignar OEF para el período 2021-2022, en una cantidad en kWh/día que podrá ser hasta un 30% adicional a lo asignado en el período 2020-2021, siempre que el agente así lo haya manifestado.

2. Si hay una o varias plantas, se asignará primero con la que haya ofertado menor precio, en la subasta para el período 2020-2021, después con la siguiente, y así sucesivamente, hasta que queden todas asignadas, o hasta que se agote la cantidad a asignar del período 2021-2022, lo que ocurra primero.

3. Si ocurre el agotamiento de la cantidad a asignar del período 2021-2022, tal como se señala en el numeral ii., a la última planta asignada se le asignará la cantidad remanente, siempre que sea igual o superior a la cantidad mínima entregada en el sobre para el período 2021-2022. Se entiende que la cantidad remanente es la diferencia entre la cantidad a asignar y las cantidades asignadas hasta la penúltima planta.

4. El precio de asignación a las plantas seleccionadas en los numerales i., ii. y iii., será el precio de asignación de la subasta para el período 2020-2021.

5. En caso de que la cantidad a comprar para el período 2021-2022 no se cubra con el procedimiento señalado en los numerales i., ii., y iii., se procede a aplicar el procedimiento de asignación de que trata el artículo 17 de la Resolución CREG 051 de 2012 para la cantidad faltante.

6. En el procedimiento del numeral v. se tomarán todas las ofertas realizadas para el período 2021-2022. En el caso de las plantas que recibieron asignación en los numerales i., ii. y iii., la cantidad máxima de energía a considerar de cada planta será la diferencia entre la cantidad máxima declarada en el sobre, menos las asignaciones. La cantidad mínima se considerará igual a cero.

PARÁGRAFO. Las plantas que se quieran acoger a la regla de preferencia que trata el presente artículo, lo deben manifestar por escrito con carta firmada por el representante legal, en la fecha de declaración de ENFICC, según el cronograma del Anexo 1. En caso de que en la manifestación no se diga el porcentaje (%) adicional, se tomará el 30%.

En caso de no adjuntar la manifestación escrita para la fecha señalada en el formato o aplicativo que disponga el CND, se entiende que no se acoge a la regla de preferencia.

(Fuente: R CREG 099/20, art. 6)

ARTÍCULO 2.19.10.7.3.1.7. VERIFICACIÓN DE ENFICC NO COMPROMETIDA. El CND hará la verificación de ENFICC no comprometida teniendo en cuenta lo siguiente:

1. Determina la ENFICC no comprometida aplicando el procedimiento definido en el artículo 1o de la Resolución CREG 002 de 2019.

2. Compara la declaración de ENFICC no comprometida declarada por el agente y la determinada por el CND.

3. Si la ENFICC no comprometida declarada es superior a la determinada por el CND, la ENFICC no comprometida verificada será la determinada por el CND. En caso contrario, es decir, si la ENFICC no comprometida declarada es inferior a la determinada por el CND, la ENFICC no comprometida verificada será la declarada por el agente o promotor.

(Fuente: R CREG 099/20, art. 7)

Cronograma para reporte de información por parte de quienes deseen participar en las subastas de reconfiguración de compra

ARTÍCULO 2.19.10.7.3.2.1. Cronograma para reporte de información por parte de quienes deseen participar en las subastas de reconfiguración de compra. Cronograma para reporte de información por parte de quienes deseen participar en las subastas de reconfiguración de compra para los períodos 2020-2021 y 2021-2022

(Fuente: R CREG 099/20, ANEXO 1)

ARTÍCULO 2.19.10.7.3.2.2. Salvo por la oferta prevista en la Etapa 16, los documentos de que trata el Anexo 1 de la Resolución CREG 099 de 2020, podrán entregarse dentro de los plazos allí señalados por medios electrónicos. La documentación deberá presentarse en original, cuando así lo señale el Anexo 1, dentro de los 10 días hábiles siguientes a la fecha indicada en él.

(Fuente: R CREG 132/20, art. 1)

Carta modelo pra declaración de interés Subasta de Reconfiguración de Compra

ARTÍCULO 2.19.10.7.3.3.1. Carta modelo pra declaración de interés Subasta de Reconfiguración de Compra. Carta modelo pra declaración de interés Subasta de Reconfiguración de Compra período 2020-2022

(Fuente: R CREG 099/20, ANEXO 2)

Subasta para la asignacion de obligaciones de energía firme (Anexo 2)

ARTÍCULO 2.19.11.1. FUNCIÓN DE DEMANDA DE ENERGÍA. La función de Demanda de Energía que será cubierta mediante las Obligaciones de Energía Firme resultantes de la subasta se definirá de acuerdo con lo establecido en el Reglamento de la Subasta contenido en el Anexo 10 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 2 Num. 2.1) (Fuente: R CREG 101/07, art. 6)

ARTÍCULO 2.19.11.2. PASOS DEL PERÍODO DE PRECALIFICACIÓN DE LA SUBASTA. Durante el Período de Precalificación de la Subasta se ejecutarán las actividades definidas en el cronograma de que trata el artículo 18 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 2 Num. 2.2) (Fuente: R CREG 101/07, art. 6)

ARTÍCULO 2.19.11.3. SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. La Asignación de Obligaciones de Energía Firme se llevará a cabo mediante una subasta de sobre cerrado acuerdo con lo establecido en el Reglamento de la Subasta, contenido en el Anexo 10 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 2 Num. 2.3) (Fuente: R CREG 103/18, art. 5) (Fuente: R CREG 101/07, art. 6)

ARTÍCULO 2.19.11.4. ACTUALIZACIÓN DEL COSTO DEL ENTRANTE. Cuando concluya la Subasta habiéndose cumplido todo el proceso establecido en el numeral 2.3 anterior, el Costo del Entrante (CE) para la siguiente subasta será igual al 70% del CE de la última Subasta, más el 30% del Precio de Cierre de la misma. En caso contrario el CE para la siguiente subasta no será modificado.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 2 Num. 2.4)

Cálculo de la energía firme para el cargo por confiabilidad (Anexo 3)

Metodología de cálculo de la ENFICC de una planta hidráulica

ARTÍCULO 2.19.12.1.1. Metodología de cálculo de la ENFICC de una planta hidráulica. La Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC) de una planta hidráulica se calculará como se establece a continuación:

En cada mes m del período de análisis, se debe cumplir la siguiente ecuación de balance hídrico:

donde:

e_m:	Volumen del embalse al final del mes m, expresado en millones de metros cúbicos (Mm³).
a_m:	Aportes en el mes m, expresado en millones de metros cúbicos (Mm³).
t_m:	Turbinado en el mes m, expresado en millones de metros cúbicos (Mm³).
v_m:	Vertimientos durante el mes m, expresado en millones de metros cúbicos (Mm³).

Para la evaluación de la ENFICC se empleará un modelo computacional que tendrá en cuenta las características y restricciones propias de cada uno de los sistemas hidráulicos, para lo cual se debe considerar:

1. La topología de la planta o grupo de plantas.

2. Los límites del embalse: mínimo técnico y máximo técnico.

3. Restricciones de uso del embalse: curva guía mínima y curva guía máxima.

4. La curva guía inferior de un embalse solamente puede ser afectada para cumplir con los flujos mínimos para acueducto y riego, en aquellos períodos donde no es posible cumplirlos, sin remover esta restricción.

5. Capacidad de turbinamiento máxima y mínima de la planta.

6. Indice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas - IHF

7. Capacidad máxima de bombeo.

8. Capacidad de canales de descarga.

9. La Información Hidrológica Oficial del SIN

10. En el modelo computacional se considerará que:

a) Solamente se generará por encima de la ENFICC (Energía Disponible Adicional) de cada período de optimización, en los meses en que el nivel de embalse sea igual o mayor al de la curva guía máxima o el nivel de espera definido por el volumen de espera, en caso de tenerlo;

b) Vertimientos solamente se pueden dar cuando se supere el límite máximo del embalse y la máxima capacidad factible de la planta;

c) El nivel del volumen del embalse sólo podrá estar por encima de la curva guía máxima o el nivel de espera, si lo tiene la planta, cuando la planta haya alcanzado su capacidad máxima de turbinamiento;

d) El nivel del volumen del embalse sólo podrá ser menor o igual a la curva guía mínima, si la tiene la planta, cuando la planta este turbinando 0 m³/s;

e) Debe aplicar para:

i) la ENFICC de plantas autónomas, las cuales están compuestas por el sistema embalse planta;

ii) La ENFICC de varios Embalse-Planta en cadena, en donde se calcula la ENFICC a la primera planta aguas arriba (G1). Para la siguiente planta (G2) se utiliza el mismo modelo considerando como aportes al embalse asociados a esta planta, además de los naturales, el caudal turbinado y/o vertido de la planta aguas arriba obtenido del paso anterior. Así sucesivamente para las plantas de la cadena (Ver Gráfica 1), y

iii) la ENFICC de un sistema de varios embalses asociados a una cadena de plantas, en donde se calcula la ENFICC a la primera planta aguas arriba (G1), aplicando la metodología a la cadena de embalses asociados aguas arriba. Para la siguiente planta (G2) se optimiza de forma autónoma considerando como aportes, además de los naturales, optimizando plantas con varios embalses asociados aguas, el caudal turbinado y/o vertido de la planta aguas arriba (Ver Gráfica 2).

Gráfica 1. Tratamiento de plantas autónomas y cadena de plantas.

Gráfica 2. Tratamiento un sistema de varios embalses asociados a cadena de plantas.

La formulación matemática de este modelo será la descrita en el Anexo 9 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.1) (Fuente: R CREG 079/06, art. 15)

ARTÍCULO 2.19.12.1.2. HORIZONTE DE ANÁLISIS. Corresponderá a todo el horizonte de la Información Hidrológica Oficial del SIN por planta.

Cuando existan diferentes horizontes de información de ríos que aportan a una misma planta, se tomará un horizonte de análisis estandarizado correspondiente a la historia hidrológica más reciente.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.1.1) (Fuente: R CREG 079/06, art. 15)

ARTÍCULO 2.19.12.1.3. PERÍODOS DE OPTIMIZACIÓN. Serán períodos de un año, contado desde el primero de mayo del primer año hasta el 30 de abril del siguiente año, y así sucesivamente hasta completar el horizonte de análisis.

Existirá un número de períodos de optimización igual al número de años de información del horizonte de análisis estandarizado, descontando los períodos que queden remanentes por efecto de iniciar el primero de mayo y terminar el 30 de abril.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.1.2) (Fuente: R CREG 079/06, art. 15)

ARTÍCULO 2.19.12.1.4. NIVEL INICIAL DEL EMBALSE. Para el primer período de optimización, que inicia el mes de mayo del primer año del horizonte de análisis estandarizado, se tomará un nivel de embalse del 50%. Para los siguientes períodos de optimización se tomará como nivel inicial el nivel final del embalse para el último mes del año inmediatamente anterior, que resulta de la aplicación de la metodología.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.1.3) (Fuente: R CREG 079/06, art. 15)

ARTÍCULO 2.19.12.1.5. CURVA DE DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD. Con la ENFICC que se obtiene para cada período de optimización, expresada en kilovatios hora día año (kWh-día/año), se construirá una curva de distribución de probabilidad por planta, ordenando los resultados de menor a mayor. El menor valor corresponderá al 100% de probabilidad de ser superado y el mayor valor corresponderá al 0% de probabilidad de ser superado.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.1.4) (Fuente: R CREG 079/06, art. 15)

ARTÍCULO 2.19.12.1.6. CÁLCULO DE LA ENFICC POR PLANTA. 1. ENFICC BASE

Corresponde a aquella generación que es capaz de entregar la planta en la condición del 100% PSS.

2. ENFICC X% PSS

Para las plantas o unidades de generación hidráulica que se encuentren en operación comercial a la fecha de entrada en vigencia de la Resolución CREG 103 de 2018, la ENFICC X% PSS corresponde a aquella generación que es capaz de entregar la planta en la condición del X% PSS de la curva de distribución de probabilidades. El valor que se asigne corresponderá a la energía calculada para el período más próximo a la condición del X% PSS, el cual será definido por la CREG en la resolución que fija la oportunidad para la asignación de OEF.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.1.5) (Fuente: R CREG 103/18, art. 6) (Fuente: R CREG 079/06, art. 15)

ARTÍCULO 2.19.12.1.7. MODELO DE OPTIMIZACIÓN. La formulación matemática del Modelo de Optimización será la contenida en el Anexo 9 de esta resolución. El modelo computacional y el manual estará disponible en la página web de la CREG o en el sitio que ella determine mediante circular.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.1.6) (Fuente: R CREG 079/06, art. 15)

ARTÍCULO 2.19.12.1.8. CÁLCULO DE LA ENFICC ANUAL. Para determinar la ENFICC anual se aplicará la siguiente fórmula:

Donde:

E_D:	ENFICC declarada por el generador expresada en kilovatios hora día (kWh/día)
d_m:	Número de días del año.

En el caso de plantas de generación hidráulica, la ENFICC de cada una de las unidades será igual a la ENFICC de la planta dividida entre el número de unidades.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.1.7) (Fuente: R CREG 079/06, art. 15)

Metodología de cálculo de la ENFICC de una planta o unidad térmica

ARTÍCULO 2.19.12.2.1. Metodología de cálculo de la ENFICC de una planta o unidad térmica. La ENFICC anual de las plantas o unidades térmicas (ENFICC_PT) se establecerá de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

n:	Número de combustibles de los que dispondrá la planta para operar. En caso de que se utilice más de un combustible al mismo tiempo, el valor de n será igual a uno (1).
CEN_i :	Capacidad Efectiva Neta (MW) con el combustible i o la combinación de combustibles.
β_i:	Factor entre 0 y 1 para el combustible i o la combinación de combustibles. Corresponderá al menor valor entre los siguientes índices: 1. Disponibilidad de la Planta (1-IHF), donde IHF será el Indice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas. 2. Indice de Disponibilidad de suministro de combustibles para operación continua (IDS) definido en el numeral 3.2.2. 3. Indice de Disponibilidad de Transporte de gas natural para operación continua (IDT) definido en el numeral 3.2.3. Este índice aplicará propo rcionalmente a la cantidad de gas natural que utilizará la planta y/o unidad de generación térmica para su operación.
h_i :	Horas de Operación con el combustible i o la combinación de combustibles. La suma de h_i para los n combustibles de los que dispondrá la planta para operar, deberá ser igual al número de horas del primer año del Período de Vigencia de la Obligación.
daño:	Días del primer año del Período de Vigencia de la Obligación.

En el caso de utilizar combustibles en forma alternada los índices asociados al β_i se calcularán por cada combustible en la misma forma que se haría para el caso de una planta que utiliza un solo combustible.

En el caso de utilizar una combinación de combustibles los índices asociados al β_i tendrán en cuenta la participación de cada combustible en la combinación.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.2) (Fuente: R CREG 079/06, art. 15)

ARTÍCULO 2.19.12.2.2. INDICE DE INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA DE SALIDAS FORZADAS, IHF. Se estima de acuerdo a lo definido en el numeral 3.4.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.1.2) (Fuente: R CREG 079/06, art. 15)

ARTÍCULO 2.19.12.2.3. INDICE DE DISPONIBILIDAD DE SUMINISTRO DE COMBUSTIBLES (IDS). El Indice de Disponibilidad de Suministro de Combustibles (IDS) para operación continua se calculará así:

Donde:

n:	Número de combustibles de los que dispondrá la planta para operar al mismo tiempo.
CS_i :	Cantidad de energía del combustible i, expresada en MBTU, contratada o que será contratada para suministro en firme del combustible i en el primer año del Período de Vigencia de la Obligación, de conformidad con lo establecido en el Capítulo V de esta resolución.
CR:	Cantidad de energía de respaldo. Considera la energía contratada o que será contratada con otros agentes para respaldar las Obligaciones de Energía Firme en las horas de mantenimiento programado.
IMM_i :	En el caso de gas natural, corresponde al mínimo entre uno (1) y el resultado que se obtenga del balance de suministro en firme de gas natural, de que trata el Artículo 47 de esta resolución. Para combustibles distintos de gas, este valor es igual a uno (1).
CA_i :	Cantidad de energía almacenada del combustible i, expresada en MBTU, disponible al inicio del primer año del Período de Vigencia de la Obligación, de conformidad con lo dispuesto en el Capítulo V de esta resolución.
CM:	Cantidad de energía requerida para operar a plena Capacidad Efectiva Neta durante el año de la Obligación de Energía Firme, expresada en MBTU. Se calculará utilizando la siguiente fórmula:

Donde:

Heat Rate_i :	Eficiencia declarada de la planta o unidad de generación térmica con el combustible i, o la combinación de combustibles, expresada en MBTU/MWh.
CEN_i :	Capacidad Efectiva Neta de la planta y/o unidad de generación con el combustible i o la combinación de combustibles, expresada en megavatios (MW).
h_i :	Horas de Operación con el combustible i o la combinación de combustibles. Si la planta va a hacer uso de combustibles en forma alternada, la suma de los h_i de estos combustibles debe ser igual al número de horas del primer año del Período de Vigencia de la Obligación.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.2.2) (Fuente: R CREG 079/06, art. 15)

ARTÍCULO 2.19.12.2.4. INDICE DE DISPONIBILIDAD DE TRANSPORTE DE COMBUSTIBLE PARA OPERACIÓN CONTINUA (IDT). Plantas o Unidades de Generación Térmica a gas natural

El Indice de Disponibilidad de Transporte de combustible (IDT) para operación continua de plantas o unidades térmicas a gas natural, se calculará mediante la siguiente fórmula:

donde:

CT:	Cantidad de energía, expresada en MBTU, asociada al transporte de gas natural contratado o que será contratado en firme para el primer año del Período de Vigencia de la Obligación, de conformidad con lo establecido en el Capítulo V de esta resolución.
TCR:	Indice de Disponibilidad de transporte de gas natural evaluada por la CREG.
CM:	Cantidad anual de energía, expresada en MBTU, que debe ser transportada para operar a plena Capacidad Efectiva Neta durante el año de la Obligación de Energía Firme
CR:	Cantidad de energía de respaldo expresada en MBTU. Considera Declaraciones de Respaldo o la energía contratada o que será contratada con otros agentes para respaldar las Obligaciones de Energía Firme en las horas de mantenimiento programado.

En el caso de plantas o unidades de generación que se encuentren ubicadas en boca de pozo o que no requieran de transporte, se considerará un IDT igual a uno (1).

Plantas o Unidades de Generación Térmicas con capacidad de operar con más de un combustible

Para plantas o unidades de generación térmica con capacidad de operar con más de un combustibles, el Indice de Disponibilidad de Transporte de combustible (IDT) para operación continua se calculará empleando la siguiente fórmula:

donde:

IDT_gas:	Indice de Disponibilidad de Transporte de gas. El IDT para combustibles diferentes a gas natural será igual a 1.
IMM_gas:	En el caso de gas natural, corresponderá al mínimo entre uno (1) y el resultado que se obtenga del balance de suministro en firme de gas natural, de que trata el artículo 47 de esta resolución.
IMM _i :	En el caso de gas natural, corresponderá al mínimo entre uno (1) y el resultado que se obtenga del balance de suministro en firme de gas natural, de que trata el artículo 47 de esta resolución. Para combustibles distintos de gas natural, este valor será igual a uno (1).
CT_gas:	Cantidad de energía, expresada en MBTU, asociada al transporte de gas natural contratado o que será contratado en firme para el primer año del Período de Vigencia de la Obligación, de conformidad con lo establecido en el Capítulo V de esta resolución. El valor de esta variable será el menor entre la declarada por el agente y la disponibilidad de transporte de gas evaluada por la CREG.
CS_i :	Cantidad de energía del combustible i, expresada en MBTU, contratada o que será contratada para suministro en firme del combustible i en el primer año del Período de Vigencia de la Obligación, de conformidad con lo establecido en el Capítulo V de esta resolución.
CS_gas:	Cantidad de energía procedente del gas natural, expresada en MBTU, que podrá ser suministrada en firme para el primer año del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme de conformidad con lo establecido en el Capítulo V de esta resolución.

Para las plantas o unidades de generación térmica de los agentes que aspiren se les asignen Obligaciones de Energía Firme en la Subasta o en el mecanismo de asignación que haga sus veces, la construcción de los índices señalados en los numerales 3.2.3 y 3.2.4 de este Anexo tendrá en cuenta la información de los documentos que adjunten los representantes comerciales de la planta, en donde exista el compromiso de entrega de los combustibles durante el Período de Vigencia de la Obligación de conformidad con lo establecido en el Cap ítulo V de esta resolución.

En el caso de plantas de generación térmica, la ENFICC de cada una de las unidades será igual a la ENFICC de la planta dividida entre el número de unidades.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.2.3) (Fuente: R CREG 096/06, art. 7A) (Fuente: R CREG 079/06, art. 15)

Metodología de cálculo de la ENFICC de una planta no despachada centralmente

ARTÍCULO 2.19.12.3.1. METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA ENFICC DE UNA PLANTA NO DESPACHADA CENTRALMENTE. La ENFICC de las Plantas no Despachadas Centralmente (ENFICC_PNDC) se establecerá de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

CEN:	Capacidad Efectiva Neta (MW)
	Disponibilidad de la Planta. El valor de esta variable será declarado por el agente, de no hacerlo se empleará un valor igual al 35%.
h_año:	Horas del primer año del Período de Vigencia de la Obligación
d_año:	Días del primer año del Período de Vigencia de la Obligación.

El 35% que se asumirá para plantas que no declaran disponibilidad podrá ser modificado si el propietario de la planta o el agente que la represente comercialmente sustenta con cifras demostrables un nuevo valor. La CREG podrá solicitar auditoría del cálculo de estos parámetros.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.3)

Índice de indisponibilidad histórica de salidas forzadas, IHF

ARTÍCULO 2.19.12.4.1. CÁLCULO INDICE DE INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA DE SALIDAS FORZADAS, IHF.

Los IHF se determinarán empleando la siguiente fórmula:

Donde:

IHF: Indisponibilidad histórica Forzada

HI: Horas de indisponibilidad forzada sin considerar horas de mantenimiento programado.

HO: Horas de operación o en línea.

HD: Horas equivalentes de indisponibilidad por derrateos, sin considerar mantenimientos programados, calculadas como:

Donde:

CEN: Capacidad efectiva neta de la unidad o planta

HID: Horas fuera de operación o fuera de línea

H: Constante de conversión de unidades (1 hora)

CDe_h: Capacidad disponible equivalente durante la hora h, la cual aplica para el cálculo de HI y HD.

Donde:

CD_h: Capacidad disponible durante la hora h

CCR_i,d,m: Compras en contratos de respaldo de los anillos de seguridad del Cargo por Confiabilidad o en declaraciones de respaldo para la planta o unidad de generación i vigentes el día d del mes m.

ODEFR_i,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).

De las variables HI y HD se podrán descontar las horas de mantenimiento programado, siempre y cuando se presenten las siguientes condiciones: i) hayan sido respaldadas con los anillos de seguridad, registrados previamente ante el ASIC y ii) el acumulado, CmttC, de los anillos de seguridad, no sea mayor que CmttP. Los valores CmttC y CmttP, serán calculados según las siguientes expresiones:

Donde:

Cmtt_C: Cantidad acumulada en compras en anillos de seguridad para la planta o unidad de generación en MWh.

Cms_d,m: Cantidad de compras en anillos de seguridad para la planta o unidad de generación en MWh para el día d del mes m.

n: Número de días acumulados del año iniciando en el mes 36 antes del mes de cálculo del IHF.

Donde:

Cmtt_P: Cantidad máxima de compras en anillos de seguridad en MWh a aplicar en el cálculo del IHF.

CEN: Capacidad Efectiva Neta en MW.

da: días del año se toma desde el mes 36 antes del mes de cálculo del IHF.

hd: horas del día.

p: variable que toma un valor de 20% para plantas operando con gas o combustibles líquidos, 30% cuando es carbón u otro combustible diferente a los nombrados específicamente y 15% cuando es hidráulica. Para plantas con información de operación insuficiente, los valores anteriores se multiplican por 5/12.

En caso de que la planta haya hecho uso de la cesión de OEF para plantas existentes de que trata la Resolución CREG 114 de 2014, la variable ñ para plantas operando con cualquier tipo de combustible se calcula de la siguiente forma:

Donde:

NDC: Número de días con mantenimiento programado del período comprendido entre el mes 36 antes del mes de cálculo del IHF cubiertos con cesión de OEF.

NDP: Número de días del período comprendido entre el mes 36 antes del mes de cálculo del IHF.

n: Número de días acumulados del año iniciando en el mes 36 antes del mes de cálculo del IHF.

DPmsd: Declaraciones de respaldo diaria de que trata el artículo 1 de la Resolución CREG 081 de 2014.

El mantenimiento se tendrá por respaldado a partir del momento en que el agente registre ante el ASIC un contrato con un anillo de seguridad que deberá contener la información exigida en la regulación.

Durante el Período de Transición los valores de las variables HI y HD serán calculados por los agentes con los eventos de generación registrados en los sistemas de información del CND.

Las variables Cmtt_C y Cmtt_P se aplican para el cálculo del IHF que consideren información que inicie a partir del 1o de octubre de 2010.

Indisponibilidad Histórica Forzada para Plantas y/o Unidades de Generación con Información de Operación Insuficiente.

El IHF de las Plantas y/o Unidades de Generación con Información de Operación Insuficiente se calculará con la información correspondiente a las estaciones de verano de los tres (3) últimos años de operación.

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 (1° Columna)	2° Año (2° Columna)	3er. Año (1° Columna)
Gas y Combustibles Líquidos	0.2	El menor valor entre 0.15 y el índice historico del primer año completo de operación.	El índice histórico del segundo año completo de operación.
Carbón y otros combustibles no incluidos en los casos anteriores	0.3	El menor valor entre 0.2 y el índice historico del primer año completo de operación.	El ïndice histórico del segundo año completo de operación.

Tipo de Tecnología	1er. Año (1° Columna)	2° Año (2° Columna)	3er. Año (1° Columna)
Hidráulicas	0.15	El menor valor entre 0.1 y el índice historico del primer año completo de operación.	El Índice histórico del segundo año completo de operación.
Eólica	0.1	El menor valor entre 0.06 y el índice historico del primer año completo de operación.	El Índice histórico del segundo año completo de operación.
Solar Fotovoltaica	0.1	El menor valor entre 0.06 y el índice historico 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:

- Para el primer año de operación de la unidad, el valor que aparece en la primera columna;

- Para el segundo año de operación de la unidad en adelante, los valores de 0.15 para unidades térmicas a gas y combustibles líquidos, 0.2 para unidades térmicas a carbón y otros combustibles no contemplados en los casos anteriores, 0.1 para unidades hidráulicas, 0.06 para plantas eólicas y 0.06 para plantas solares fotovoltaicas.

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

- Para el primer año de operación de la unidad, el valor que aparece en la primera columna de la tabla anterior;

- Para el segundo año de operación de la unidad en adelante, el valor será de 0.05.

Cuando la unidad entre en operación, el IHF se actualizará de acuerdo con la tabla según se cumplan los años de operación.

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 Decreto 880 de 2007, 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:

i) Tener celebrados contratos firmes de suministro y transporte de gas natural.

ii) En la respectiva hora no tener previamente programados mantenimientos.

iii) Destinar el gas contratado al sector prioritario definido por el Ministerio de Minas y Energía.

iv) 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 un combustible diferente a gas natural, o la infraestructura y el combustible alterno para respaldar la operación con gas natural, se excluirán los siguientes eventos:

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

ii) 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 diferente a gas natural, 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 agente al CND siempre y cuando una firma auditora reconocida, contratada por el generador, certifique que la generación durante la prueba se efectuó con el combustible diferente a gas natural.

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 asignación de Obligaciones de Energía Firme se aplicarán los numerales 1 y 2 anteriores.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.4.1) (Fuente: R CREG 127/20, art. 3) (Fuente: R CREG 201/17, art. 5) (Fuente: R CREG 167/17, art. 6) (Fuente: R CREG 114/14, art. 5) (Fuente: R CREG 081/14, art. 3) (Fuente: R CREG 153/11, art. 1) (Fuente: R CREG 148/10, art. 7) (Fuente: R CREG 063/10, art. 20) (Fuente: R CREG 085/07, art. 4) (Fuente: R CREG 096/06, art. 7B) (Fuente: R CREG 079/06, art. 15)

ARTÍCULO 2.19.12.4.2. DECLARACIÓN DE LOS INDICES DE INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA FORZADA. Para efectos de calcular la ENFICC de una planta o unidad de generación utilizando un IHF menor al resultante de aplicar la metodología establecida en la presente resolución, sin que este IHF sea inferior a 0.05, el agente deberá:

1. Aportar las garantías que sean requeridas en la presente resolución para respaldar la Obligación de Energía Firme asociada a la mejora del IHF.

2. Entregar a la CREG en la fecha establecida para la declaración de ENFICC de conformidad con la regulación vigente, un cronograma de mejora trimestral del valor del IHF.

3. Cumplir con el cronograma trimestral de mejora con anterioridad al inicio del Período de Vigencia de la Obligación. Este cronograma deberá distribuirse de tal manera que en el 50% del período declarado para la mejora, la reducción del IHF sea, al menos, del 50% de la mejora total declarada.

Durante el período establecido en el cronograma de mejora, el CND realizará trimestralmente una verificación del valor del IHF de la planta o unidad de generación calculándolo de conformidad con la regulación vigente. Cuando el IHF calculado por el CND sea mayor que el establecido en el cronograma de mejora, el agente está incumpliendo el cronograma.

La verificación de que el agente ha incumplido el cronograma durante dos evaluaciones consecutivas o no ha obtenido al menos el 50% de la reducción total declarada del IHF en el 50% del período declarado para la mejora, implica la terminación de la Obligación de Energía Firme asociada a la mejora del IHF y el ASIC procederá a hacer efectivas las garantías constituidas para cubrir este evento.

PARÁGRAFO. Para efectos del cálculo del IHF, el CND deberá considerar los eventos de generación registrados en sus sistemas de información para los últimos treinta y seis (36) meses de operación o los que correspondan de conformidad con la regulación vigente.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.4.2) (Fuente: R CREG 061/07, art. 18) (Fuente: R CREG 079/06, art. 15)

Registro ante el mercado de energía mayorista de adiciones o variaciones en la capacidad efectiva neta

ARTÍCULO 2.19.12.5.1. REGISTRO ANTE EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA DE ADICIONES O VARIACIONES EN LA CAPACIDAD EFECTIVA NETA. Los agentes generadores que, como resultado de adicionar capacidad a sus plantas o unidades de generación, obtengan una Capacidad Efectiva Neta superior a la declarada para la determinación de la ENFICC, podrán registrarla ante el ASIC de conformidad con la regulación vigente.

Los agentes generadores con plantas o unidades de generación térmica que, como resultado de la sustitución de gas natural, presenten variaciones en su Capacidad Efectiva Neta podrán registrarlas ante el ASIC de conformidad con la regulación vigente. En este caso, la Capacidad Efectiva Neta a ser considerada por parte del ASIC será la que corresponda al combustible utilizado por el generador, para lo cual este deberá reportar, dentro de los plazos establecidos en la regulación vigente, el combustible utilizado durante cada una de las horas de operación.

La Capacidad Efectiva Neta también podrá incrementarse como consecuencia de la aproximación a números enteros efectuada por el CND para el despacho.

(Fuente: R CREG 096/06, art. 12)

Metodología para determinar la energía firme de plantas eólicas

ARTÍCULO 2.19.12.6.1. ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD (ENFICC) DE PLANTAS O PARQUES EÓLICOS. La Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad de Plantas Eólicas despachadas centralmente se determinará así:

1. Plantas Eólicas sin información de vientos

Para el cálculo de la ENFICC de Plantas Eólicas que tengan información de las velocidades del viento inferior a diez (10) años, se aplicará la siguiente fórmula:

donde:

CEN:	Capacidad Efectiva Neta (MW)

2. Plantas Eólicas con información de vientos

Para el cálculo de la ENFICC de Plantas Eólicas que tengan información de velocidades de viento, se deberá contar con una serie histórica igual o mayor a diez (10) años medidos en el sitio de la planta o estimados haciendo uso de la metodología definida en el presente numeral.

Para estas plantas se aplicará la siguiente metodología:

2.1 Función de conversión

Para la definición de la función de conversión, que permite obtener energías netas mensuales a partir de velocidades de viento promedio mensuales, se deberá contar con:

i. Medidas en sitio de velocidad diezminutales, dirección de viento y temperatura para un período mínimo de 12 meses continuos.

ii. Información de la ubicación de cada aerogenerador.

iii. Información de otras plantas ubicadas en un radio menor o igual a 5 km en la dirección predominante del viento.

iv. Información de orografía de terreno, rugosidad del terreno, altura del buje, densidad del aire, curva de potencia del aerogenerador.

v. Información de coeficientes de empuje, pérdidas por estela y pérdidas eléctricas.

vi. Información de disponibilidad de la planta o parque.

vii. Cualquier otra información que se considere relevante para la definición del modelamiento energético.

Teniendo en cuenta lo anterior, el Consejo Nacional de Operación (CON) definirá mediante Acuerdo las diferentes variables a considerar y la calidad y tratamiento de las mediciones para hacer el modelamiento energético de la planta o parque haciendo uso de los modelos numéricos o software especializado que cumpla con los estándares de la industria eólica. El CNO deberá expedir el Acuerdo a los 5 meses, contados a partir de la publicación de la presente resolución en el Diario Oficial.

Con los resultados del modelamiento energético el agente construirá la "Función de Conversión" para cada planta o parque que permite obtener la producción de energía neta mensual promedio en kWh/día a partir de velocidades de viento promedio mensual. Lo anterior de acuerdo al protocolo que expida el CNO.

2.2 Características de las medidas de viento

Las velocidades de viento tendrán las siguientes características:

i. El promedio de velocidades de viento mensual (en m/s) para un año de datos corresponde al promedio simple de las medidas en sitio diezminutales de viento en m/s y, para el resto de años hasta completar los 10 o más años de datos, corresponde al promedio simple de las velocidades horarias de las velocidades de viento medidas o extrapoladas con información secundaria.

ii. En caso de no contar con las mediciones de viento a la altura del buje:

- De acuerdo con las velocidades del viento medidas o extrapoladas para calcular los promedios de que trata el numeral i., el promedio seleccionado será el menor entre:

a) el promedio simple realizado a la altura del buje luego de haber referido cada velocidad del viento a la altura del buje de forma independiente; o

b) el promedio obtenido y referido a la altura del buje a partir del promedio de velocidades de viento realizado a una altura diferente.

- En todo caso si el agente utiliza otro criterio para el cálculo del promedio de velocidad deberá sustentarlo ante el auditor para demostrar que es mejor que el planteado anteriormente.

El CNO mediante Acuerdo definirá una lista de técnicas aplicables para referir las velocidades de viento a diferentes alturas de acuerdo con las mejores técnicas utilizadas en la industria eólica. El CNO deberá expedir el Acuerdo a los 5 meses, contados a partir de la publicación de la presente resolución en el Diario Oficial.

2.3 Serie de velocidad de viento

En caso de no contar con las suficientes medidas de velocidades de viento en el sitio de la planta, se podrá utilizar un procedimiento de extrapolación para obtener la serie de datos históricos hasta completar los 10 años de datos mínimos requeridos. Dicho procedimiento no aplica para la serie de datos que trata el numeral 2.1 del artículo 1 de la presente resolución. El procedimiento de extrapolación deberá cumplir con lo siguiente:

i. Se podrá utilizar información de las estaciones en el área del proyecto, así como la información disponible para el área de análisis en entidades reconocidas a nivel nacional e internacional. El CNO mediante Acuerdo informará la lista de entidades reconocidas a nivel nacional o internacional que pueden utilizarse como fuentes de información secundaria. El CNO deberá expedir el Acuerdo a los 5 meses, contados a partir de la publicación de la presente resolución en el Diario Oficial.

ii. Se aceptará un factor de correlación de Pearson r mayor o igual a 0.866 entre la información medida en la estación y la información secundaria utilizada para la generación de la serie de vientos. La información para establecer la correlación de Pearson debe tener una resolución horaria. Para el año de datos que se tengan en forma diezminutal se podrán pasar a resolución horaria como el promedio de los seis datos que se tienen en cada hora.

iii. La serie de vientos extrapolada y construida con la información secundaria debe tener una resolución horaria.

iv. El CNO mediante Acuerdo aprobará una lista de métodos de extrapolación que cumplan con estándares de la industria eólica. El CNO deberá expedir el Acuerdo a los 5 meses, contados a partir de la publicación de la presente resolución en el Diario Oficial.

2.4 Cálculo de la ENFICC

Para la estimación de la energía firme de la planta se aplicará lo siguiente:

i. La energía que se genera en cada mes de la serie de velocidades de viento será:

donde:

EM:	Energía en el mes M [kWh/día]
EFCM:	Energía en el mes M calculada con la función de conversión [kWh/día]
CEN:	Capacidad Efectiva Neta [MW]
IHF:	Indisponibilidad Histórica Forzada. Para el IHF con información reciente, se utiliza la tabla de factores definidos en el numeral 3.4.1 del anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006 para plantas eólicas.

ii. Se obtendrá el mínimo valor de cada año de la serie de energía definida en el literal anterior.

iii. De los valores anteriores, el menor valor corresponderá a la ENFICC.

PARÁGRAFO 1. Si el generador declara una energía firme superior a la ENFICC, el Centro Nacional de Despacho (CND) considerará como valor declarado la ENFICC.

PARÁGRAFO 2. Una vez declarada la Energía Firme, el CND deberá verificar que el valor se encuentre dentro del límite establecido en la presente resolución y aplica las mismas reglas para verificación definidas en los artículos 38 y 41 de la Resolución número CREG 071 de 2006. En el cálculo de energía firme que verifica el CND tendrá en cuenta las velocidades de viento y la función de conversión declarada por el agente.

(Fuente: R CREG 167/17, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.12.6.2. ENERGÍA DISPONIBLE ADICIONAL. La Energía Disponible Adicional de Plantas Eólicas será la energía que exceda la ENFICC declarada por el generador, calculada para cada uno de los meses del período que definió la cantidad de ENFICC a declarar.

(Fuente: R CREG 167/17, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.12.6.3. VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS PLANTAS EÓLICAS. Los mecanismos de verificación de la información de parámetros para la estimación de la ENFICC de Plantas Eólicas serán los siguientes:

i. Para Capacidad Efectiva Neta (CEN) procedimiento definido en el anexo 6 de la Resolución número CREG 071 de 2006 para plantas hidráulicas, pero utilizando los protocolos que para tal fin adopte el Consejo Nacional de Operación (CNO) para plantas eólicas.

ii. Para el caso de IHF se aplicará el mismo procedimiento definido en el anexo 6 de la Resolución número CREG 071 de 2006 de IHF para Plantas Hidráulicas.

iii. El auditor verificará el cumplimiento del Acuerdo del CNO, así como que la función de conversión declarada por el agente y las series de viento medidas o extrapoladas, están de acuerdo con lo definido en los numerales 2.1 a 2.3 del artículo 1 de la presente resolución. En caso que la función de conversión verificada por el auditor determine la energía en cualquiera de los meses de los 10 o más años de análisis con una diferencia menor o igual al 2%, se acepta lo del agente. En caso que la diferencia sea mayor al 2% en cualquiera de los meses y se sobreestime la energía de la planta, el agente deberá contratar otra Auditoría y el valor de la función de conversión será la que produzca la energía de acuerdo a la mediana estadística para los valores del agente y los dos auditores.

Los requisitos mínimos para adelantar la Auditoría se encuentran en el anexo de la presente resolución. El costo de la(s) auditoria(s) estará(n) a cargo del agente.

PARÁGRAFO 1. Después de la entrada en operación de la planta o parque aerogenerador, el CND hará verificación de la función de conversión contra la energía generada, cada tres (3) años. En el caso de la energía generada se deberán retirar de la serie de datos los periodos en donde se presentaron eventos causados por terceros y que se definirán en la metodología de verificación.

Los resultados de la anterior verificación los remitirá el CND a la CREG. Si la verificación anterior encuentra que la energía real generada en cualquier periodo de análisis tiene un incremento o disminución en el porcentaje definido en el artículo 41 de la Resolución número CREG 071 de 2006, se aplicarán las reglas establecidas en el precitado artículo; es decir, en el caso de que la energía de la función de conversión sea mayor al porcentaje establecido en el artículo 41 de la Resolución número CREG 071 de 2006 respecto a la energía real generada, se debe aplicar nuevamente el procedimiento de declaración de parámetros para el recálculo de la función de conversión.

PARÁGRAFO 2. La metodología para verificación de la función de conversión que realizará el CND la propondrá a la CREG para su aprobación. La metodología debe incluir los datos que se deben excluir para verificar la energía.

(Fuente: R CREG 167/17, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.12.6.4. Metodología para determinar la energía firme de plantas eólicas. La Auditoría observará como mínimo los siguientes requisitos:

1. La Auditoría deberá ser un concepto especializado de una persona natural o jurídica, elegida por selección objetiva por el agente de una lista definida mediante Acuerdo del CNO.

2. La Auditoría deberá verificar lo definido en el artículo 3o de la presente resolución.

3. Se deberá entregar un informe final de la Auditoría donde se expliquen y relacionen todos los estudios, software, métodos y análisis estadísticos que sirvieron de base para el dictamen.

4. Las pruebas que se requieran se realizarán siguiendo normas nacionales o internacionales.

5. Previo a la entrega del informe final, el auditor deberá validar las conclusiones del dictamen con el agente, dando acceso a las memorias de cálculo y permitiéndole contradecir el informe y formular solicitudes de complementación o aclaración que se resolverán en el informe final.

6. El informe final deberá ser entregado a la CREG en el momento en que el agente realiza la declaración de la ENFICC y debe contener el resultado de la auditoría para los numerales 2.1 a 2.3 del artículo 1o de la presente resolución.

7. El informe final de los parámetros CEN e IHF se deberá entregar a la CREG en la fecha que esta defina para las auditorías de dichos parámetros para las plantas que participan en la asignación de OEF.

(Fuente: R CREG 167/17, ANEXO)

Metodología para determinar la energía firme de plantas geotérmicas

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.19.12.7.1.1. ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD (ENFICC) DE PLANTAS GEOTÉRMICAS. La Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad de Plantas Geotérmicas despachadas centralmente se determinará así:

Para el cálculo de la ENFICC de Plantas Geotérmicas se aplicará la siguiente metodología:

a) Estimar la energía de una Planta Geotérmica de acuerdo con la siguiente ecuación:

ENG[kWh] = PONED x FREC x (1 - IHF)

donde:

ENG:	Energía generada de una Planta Geotérmica [kWh]
PONED:	Potencia neta específica de diseño [kWh/kg/s]
FREC:	Flujo del recurso geotérmico [kg/s]
IHF:	Indisponibilidad Histórica Forzada.

El componente PONED tiene una forma de cálculo distinta según la temperatura del recurso y el tipo de planta geotérmica. A continuación la ecuación del modelo general:

donde:

TR:	Temperatura del Recurso geotérmico en el reservorio [oC]
TA:	Temperatura ambiente [oC]

Los valores para se presentan en la siguiente tabla:

Tipo de planta geotérmica/TR
Binaria 90oC<TR<170oC	0.0034	-0.0025	-0.0094	-0.2	0.8	-2.2
Flash 140oC<TR<=180oC	-0.0028	-0.00085	-0.0041	1.7	0.13	-174.4
Flash 180oC<TR<=240oC	0.0021	-0.00022	-0.0051	0.011	0.3	-27.8
Flash 240oC<TR<=300oC	0.0025	0.0033	-0.0065	-0.084	0.5	-27.8

Para el cálculo de la ENFICC de Plantas Geotérmicas se debe contar con una serie histórica horaria de Temperatura Ambiente, TA, igual o mayor a diez (10) años, medida en el sitio de la planta.

Para el cálculo de la ENFICC de Plantas Geotérmicas se deben declarar como parámetros de diseño las componentes TR y FREC.

El cálculo del IHF se hará de acuerdo con la regulación vigente para plantas térmicas.

b) Con los parámetros de diseño y la serie histórica horaria de Temperatura Ambiente, se calcula la energía horaria, ENG;

c) Se obtiene una serie mensual de energía ENG agregando las ENG horaria de la serie histórica;

d) Para cada uno de los meses se obtiene el promedio diario del mes;

e) Para cada año de la serie histórica se calculará el mínimo valor de la ENG mensual del año en kWh/día;

f) A cada planta se le considerarán los siguientes tipos de ENFICC basado en el resultado del procedimiento anterior:

-- ENFICC BASE: Corresponde a aquella generación que es capaz de entregar la planta en la condición del 100% de probabilidad de ser superada, PSS.

-- ENFICC 95% PSS: Corresponde a aquella generación que es capaz de entregar la planta en la condición del 95% PSS de la curva de distribución de probabilidades. El valor que se asigne corresponderá a la energía calculada para el periodo más próximo a la condición del 95% PSS.

PARÁGRAFO 1o. El agente generador podrá declarar una ENFICC superior a la ENFICC Base e inferior a la ENFICC 95% PSS, siempre y cuando respalde la diferencia entre la ENFICC declarada y la ENFICC Base, 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, se utilizará la ENFICC Base.

PARÁGRAFO 3o. En caso de no contar con las suficientes medidas de temperatura ambiente en el sitio de la planta, el agente deberá contratar un dictamen técnico para desarrollar una estimación de las series históricas de las temperaturas ambiente, partiendo de mediciones propias y de series de temperatura ambiente históricas horarias certificadas por el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales de Colombia (Ideam). Las series de temperatura ambiente estimadas deberán tener características estadísticas equivalentes respecto a las mediciones de temperatura ambiente en el sitio de la planta.

El dictamen técnico será contratado por el agente generador interesado, cumpliendo lo dispuesto en el Anexo de esta Resolución. Este dictamen será realizado por una persona natural o jurídica de acuerdo con una lista autorizada por el Consejo Nacional de Operación (CNO).

Los resultados del dictamen técnico deberán ser aprobados por el CNO.

(Fuente: R CREG 132/14, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.12.7.1.2. ENERGÍA DISPONIBLE ADICIONAL. La Energía Disponible Adicional de Plantas Geotérmicas será la energía que excede la ENFICC declarada por el generador, calculada para cada uno de los meses del periodo que definió la ENFICC, como resultado del procedimiento del artículo 1o de esta resolución.

(Fuente: R CREG 132/14, art. 3)

ARTÍCULO 2.19.12.7.1.3. VERIFICACIÓN DE SERIES DE TEMPERATURA AMBIENTE Y PARÁMETROS DE DISEÑO TR Y FREC. El Consejo Nacional de Operación, CNO, deberá expedir el protocolo para la verificación de las series de temperatura ambiente y la declaración de los parámetros de diseño TR y FREC.

(Fuente: R CREG 132/14, art. 5)

Requisitos mínimos para la contratación del dictamen técnico (Anexo)

ARTÍCULO 2.19.12.7.2.1. Requisitos mínimos para la contratación del dictamen técnico (Anexo). Para la definición de los términos de referencia de la contratación del dictamen técnico, el agente observará como mínimo las siguientes pautas:

-- El dictamen técnico deberá ser un concepto especializado de una persona natural o jurídica el cual consistirá en el desarrollo de una estimación de las series de temperatura ambiente para cumplir lo dispuesto en el artículo 1o de esta resolución, en caso de contar con las series de temperatura ambiente completas en el sitio de la planta. El criterio para dicha estimación estará basado en lo dispuesto en el parágrafo 3o del artículo 1o de esta resolución.

-- El contratista será elegido mediante un proceso de selección objetiva.

-- Se deberá entregar un informe final del dictamen técnico donde se explique y relacionen todos los estudios, métodos y análisis estadísticos que sirvieron de base para el dictamen.

-- Las pruebas que se requieran se realizarán siguiendo, normas nacionales o internacionales.

-- El informe final del dictamen técnico debe ser entregado a la CREG.

(Fuente: R CREG 132/14, ANEXO)

Metodología para determinar la energía firme para el cargo por confiabilidad, ENFICC, de plantas solares fotovoltaicas

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.19.12.8.1.1. ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD, ENFICC, DE LAS PLANTAS SOLARES FOTOVOLTAICAS. La Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad de plantas despachadas centralmente que produzcan energía eléctrica con paneles solares fotovoltaicos se determinará así:

Para el cálculo de la Enficc de plantas solares fotovoltaicas, que tengan información de irradiación horizontal y temperatura ambiente, se deberá contar con una serie histórica igual o mayor a diez (10) años. Los datos de irradiación horizontal y temperatura ambiente deberán tener registros horarios. Se aplicará la siguiente metodología:

1. Estimar la energía de una planta solar fotovoltaica de acuerdo con la siguiente ecuación:

EN _m,t	Energía generada en el mes m del año t, en kWh/mes
I_STC	Irradiancia en condiciones constantes. I_STC=1kW/m²
K_c	Constante por pérdidas de un sistema solar fotovoltaico. K_c = 0,9139
K_inc	Constante de inclinación a elegir de acuerdo con el tipo de tecnología de estructura de soporte.
V_m,t(TA_m,t)	Valor por pérdidas debidas a temperatura ambiente según el tipo de modulo fotovoltaico utilizado para el mes m del año t.
TA_m,t	Promedio de temperatura ambiente para cada mes m del año t, en ºC
GHI _m,t	Irradiación horizontal agregada en el mes m del año t. [kWh-mes/m²].
IHF	Indisponibilidad Histórica Forzada. Para el IHF con información reciente, se utiliza la tabla de factores definidos en el numeral 3.4.1 del anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006 para plantas Solares Fotovoltaicas.
CEN	Capacidad efectiva neta de la Planta Solar Fotovoltaica [MW].
Fcu	Factor de conversión de unidades de MW a kW para la CEN. Fcu=1000.

Para el cálculo de la energía generada por hora en un mes, EN_m,t_, solo se tendrán en cuenta los datos de irradiación horizontal y de temperatura ambiente para aquellas horas del día en las cuales se tengan datos de irradiación horizontal diferente a cero.

Los valores correspondientes a la constante Kinc se presentan a continuación, de acuerdo con la tecnología de estructura de soporte:

Tecnología de estructura de soporte	K_inc
Estructura fija orientada al SUR e inclinada en su grado óptimo.	0,9688
Estructura de seguidor a un eje horizontal Norte-Sur y rotación Este- Oeste con retro seguimiento.	1,1981
Estructura de seguidor a un eje inclinado Norte-Sur y rotación Este- Oeste con retro seguimiento.	1,2078
Estructura de seguidor a dos ejes sin retro seguimiento.	1,2695

2. La ecuación correspondiente a las pérdidas por temperatura ambiente, Vm,t(TAm,t), es como sigue:

Los valores correspondientes a las constantes para a, b, c y d de Vm,t(TAm,t) se presentan a continuación, de acuerdo con la tecnología y el diseño:

Tipo módulo y estructura	a	b	c	d
Fija - cSi	3,80E-05	-0,0024	0,05224	-0,3121
Fija - TF	2,60E-05	-0,0017	0,0373	-0,2126
1Eje - cSi Plano	1,10E-05	-0,0007	0,0185	-0,1157
1Eje - cSi Inclinado	1,10E-05	-0,0007	0,0185	-0,1157
1Eje - TF Plano	-1,30E-05	0,0007	-0,0092	0,0501
1Eje - TF Inclinado	-1,30E-05	0,00074	-0,0092	0,05011
2Ejes - cSi	3,70E-06	-0,0002	0,01032	-0,0615

El Consejo Nacional de Operación (CNO) establecerá protocolos para verificar, actualizar e informar a la Comisión cambios que puedan presentar: la constante por pérdidas Kc; la constante por inclinación Kinc; y las constantes de la ecuación correspondiente a las pérdidas por temperatura ambiente. Una vez la planta entre en operación.

3. Se calcula la Energía En en kWh/día de acuerdo con la siguiente ecuación

E_n	Energía diaria del enésimo dato en, kWh/día
EN _m,t	Valor de energía del mes m del año t de la serie histórica, correspondiente al procedimiento definido en el numeral 1 de este artículo.
Días_m	Número de días del mes m.

4. Con los valores de Energía En para toda la serie histórica, correspondiente al procedimiento definido en el numeral anterior, se obtendrá el mínimo valor. El menor valor corresponderá a la Enficc.

La Enficc calculada en el literal anterior será afectada por el factor de uso de medidas reales de irradiación y degradación en el sitio o fuera del sitio de ubicación de la planta, como se presenta a continuación.

ENFICC_t	ENFICC (kWh/día) para cada año t
ENFICC	ENFICC en kWh/día
K_{med ,t}	Factor por uso de medidas reales de irradiación y degradación en el sitio o fuera del sitio de ubicación de la planta. El factor K_med,t será el dato que corresponda al año t según la tabla del Anexo 1 de esta resolución.

PARÁGRAFO 1. Si el generador declara una energía firme superior a la Enficc, el Centro Nacional de Despacho (CND) considerará como valor declarado la Enficc.

Para aplicar el artículo 38 de la Resolución CREG 071 de 2006, se aclara que la Enficc base de dicho artículo corresponde a la Enficc de la presente resolución.

PARÁGRAFO 3. El agente generador que representa la planta solar fotovoltaica deberá presentar un dictamen técnico de las medidas de irradiación horizontal y temperatura ambiente.

El dictamen técnico será contratado por el agente generador interesado, cumpliendo lo dispuesto en el Anexo 2 de esta resolución. Este dictamen será realizado por una persona natural o jurídica de acuerdo con una lista autorizada por el Consejo Nacional de Operación (CNO).

(Fuente: R CREG 201/17, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.12.8.1.2. ENERGÍA DISPONIBLE ADICIONAL. La Energía Disponible Adicional (EDA), de Plantas solares fotovoltaicas será la energía que excede la Enficc declarada por el generador, calculada para cada uno de los meses del período que definió la Enficc, como resultado del procedimiento del artículo 1o de esta resolución.

(Fuente: R CREG 201/17, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.12.8.1.3. VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS PLANTAS SOLARES FOTOVOLTAICAS. Los mecanismos de verificación de los parámetros para la estimación de la Enficc de plantas solares fotovoltaicas serán los siguientes:

1. Para Capacidad Efectiva Neta (CEN) será el procedimiento definido en el anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006 para plantas hidráulicas, pero utilizando los protocolos que para tal fin adopte el Consejo Nacional de Operación (CNO) para plantas solares fotovoltaicas.

2. Para el caso de IHF se aplicará el mismo procedimiento definido en el anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006 de IHF para Plantas Hidráulicas.

3. Para la constante por pérdidas de un sistema solar fotovoltaico Kc y la constante por inclinación Kinc y las constantes de la ecuación correspondiente a las pérdidas por temperatura ambiente, definidas en el numeral 1 del artículo 1o de esta resolución, la auditoría deberá ser clara y sin ambigüedades al indicar los procedimientos para su verificación.

4. Para el caso de la serie histórica de irradiación solar horizontal y temperatura ambiente, el Consejo Nacional de Operación, CNO, diseñará un protocolo para su verificación y medición, en el término de un mes a partir de la vigencia de esta resolución de acuerdo con el Dictamen Técnico definido en el Anexo 2 de esta resolución.

5. La CREG publicará mediante Circular el modelo al cual se le ingresarán los parámetros declarados por el agente para estimar la Enficc. Modelo que dará como resultado la Enficc y la EDA a ser utilizadas por el CND para la respectiva verificación.

6. El agente deberá contratar a uno de los auditores definidos en la lista que trata el parágrafo 3 del artículo 1o de la presente resolución para verificar lo definido en los numerales 1, 2 y 3 del presente artículo en la fecha que la CREG defina para las auditorías de los parámetros para las plantas que participan en la asignación de OEF. El agente deberá entregar a la CREG el informe de la verificación mencionada anteriormente en la fecha que la CREG defina.

(Fuente: R CREG 201/17, art. 4)

Valores del factor de degradación (Anexo 1)

ARTÍCULO 2.19.12.8.2.1. Valores del factor de degradación (Anexo 1). Estos serán los valores del factor de degradación Kmed,t a utilizar según lo dispuesto en el artículo 1o de esta resolución, de acuerdo con datos tomados en sitio o fuera del sitio de la ubicación de la planta:

Años t	Kmed,t sin datos en sitio	Kmed,t con datos en sitio
t=1	0.8737	0.8899
t=2	0.8584	0.8744
t=3	0.8540	0.8699
t=4	0.8496	0.8654
t=5	0.8453	0.8610
t=6	0.8409	0.8565
t=7	0.8365	0.8521
t=8	0.8322	0.8476
t=9	0.8278	0.8432
t=10	0.8234	0.8387
t=11	0.8191	0.8343
t=12	0.8147	0.8298
t=13	0.8103	0.8254
t=14	0.8059	0.8210
t=15	0.8016	0.8165
t=16	0.7972	0.8121
t=17	0.7928	0.8076
t=18	0.7885	0.8032
t=19	0.7841	0.7987
t=20	0.7798	0.7943

El año t iniciará en diciembre y terminará en noviembre del año siguiente. El año t=1 iniciará en diciembre del año en que entra en operación la planta.

Cuando el agente generador realice una renovación total de los módulos fotovoltaicos de la planta solar fotovoltaica, podrá reiniciar con el factor de degradación Kmed correspondiente al valor de t=1, sin que se aumente los periodos de años de Obligación de Energía Firme, OEF, previamente asignados a dicha planta.

Para el reinicio del factor de degradación de los módulos fotovoltaicos de la planta, el agente deberá contratar a uno de los auditores definidos en la lista que trata el parágrafo 3 del artículo 1o de la presente resolución para que certifique la renovación total de los módulos fotovoltaicos de la planta.

(Fuente: R CREG 201/17, ANEXO 1)

Requisitos mínimos para la contratación del dictamen técnico (Anexo 2)

ARTÍCULO 2.19.12.8.3.1. Requisitos mínimos para la contratación del dictamen técnico (Anexo 2). Para la definición de los términos de referencia de la contratación del Dictamen Técnico, el agente observará como mínimo las siguientes pautas:

1. El Dictamen Técnico deberá ser de una persona natural o jurídica, la cual dará un concepto especializado de las series de irradiación solar horizontal y temperatura ambiente en el sitio de la planta para cumplir lo dispuesto en el artículo 1o de esta resolución.

En caso de que el agente no cuente con las series o con los datos suficientes de estas en el sitio de la planta para cumplir lo dispuesto en el artículo 1o de esta resolución, el dictamen técnico deberá dar concepto de la estimación de estas series partiendo de mediciones en el sitio de la planta de mínimo de un año y fuentes secundarias reconocidas internacionalmente y/o de otros puntos de medición conocidas de series de irradiación horizontal y temperatura ambiente históricas para cada hora en el sitio de la planta.

Todo lo dispuesto en el presente numeral debe estar de acuerdo con lo definido en el protocolo del CNO para tal fin.

2. El contratista será elegido mediante un proceso de selección objetiva.

3. Las pruebas que se requieran se realizarán siguiendo normas nacionales o internacionales.

4. Previo a la entrega del informe final, el contratista validará sus conclusiones con el agente contratante, dando acceso a las memorias de cálculo y permitiéndole contradecir el informe y formular solicitudes de complementación o aclaración que se resolverán en el informe final.

5. Se deberá entregar un informe final del Dictamen Técnico donde se explique y relacionen todos los estudios, normas, métodos y análisis estadísticos que sirvieron de base para el dictamen.

6. El informe final deberá ser entregado a la CREG en el momento en que el agente realiza la declaración de la Enficc y debe contener el resultado del Dictamen Técnico para el numeral 1 del presente Anexo.

(Fuente: R CREG 201/17, ANEXO 2)

Formato para la declaración de ENFICC y energía disponible adicional (Anexo 4)

ARTÍCULO 2.19.13.1. Formato para la declaración de ENFICC y energía disponible adicional (Anexo 4).

Señores

Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG

Referencia: Declaración de ENFICC para la asignación de Obligaciones de Energía Firme y de la Energía Disponible Adicional para el período comprendido entre _____________________ y ________________________

Yo __________________, en mi calidad de representante legal de la empresa _____________, declaro que la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad, ENFICC, de las siguientes plantas y/o unidades de generación para la asignación de Obligaciones de Energía Firme y el Período de Vigencia asociado a ellas es:

PLANTA Y/O UNIDAD DE GENERACION	ENFICC (KWh/día)	Período de Vigencia de la Obligación
	Fecha de inicio (mes, año)	Fecha de finalización (mes, año)

La Energía Disponible Adicional de las plantas hidráulicas que represento comercialmente, y que ofertaré en el Mercado Secundario de Energía Firme en cada mes es:

PLANTA DE GENERACION HIDRAULICA	ENERGIA DISPONIBLE ADICIONAL (KWh/día)	MES

Atentamente,

Firma:

C. de C. No. __________________________

Representante Legal de _____________________________

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 4) (Fuente: R CREG 127/20, art. 4) (Fuente: R CREG 079/06, art. 16)

Verificación de la ENFICC (Anexo 5)

Verificación de la ENFICC

ARTÍCULO 2.19.14.1.1. Verificación de la ENFICC. Una vez declarada la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad de cada una de las plantas y/o unidades de generación, el CND deberá verificar que el valor se encuentre dentro de los límites establecidos en la presente resolución. Para los casos en los cuales la ENFICC declarada sea superior a la máxima energía firme resultante de aplicar la metodología establecida en esta resolución, el CND considerará como valor declarado para las plantas de generación hidráulica la ENFICC Base, y para las plantas y/o unidades de generación térmica la ENFICC que resulte del cálculo hecho por el CND con base en la información reportada por el generador.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 5 Num. 5.5.1)

Formatos de reporte de la información para el cálculo de la ENFICC

Introducción

ARTÍCULO 2.19.14.2.1.1. Introducción. Los siguientes formatos deberán ser diligenciados por los agentes, y remitidos a la CREG en comunicación firmada por el Representante Legal, en la oportunidad señalada en los plazos señalados en esta resolución.

Formato 1. Plantas o Unidades Hidráulicas.

Plantas o Unidades hidráulicas

Nombre

Capacidad Efectiva Neta¹ (MW)

Eficiencia Planta o Unidad
(MW/m³/s)

IHF
(%)

¹ En ningún caso, durante el Período de Vigencia de la Obligación, la Capacidad Efectiva Neta registrada ante el Mercado de Energía Mayorista podrá ser superior al valor aquí declarado.

Formato 2. Topología de Plantas Hidráulicas

ELEMENTO

APORTES
(Punto de Entrada)

DESCARGAS
(Punto de Salida)

VERTIMIENTOS

Clase²

Nombre

Río

Embalse

Planta

Otro

Río Embalse

Planta

Otro

Río

Embalse

Planta

Otro

² Las clases de Elementos son: Planta (P), Embalse (E) Arcos de Descarga (AD), Bombeo (B), Filtraciones (F) y Otros Usos (OU)

Notas:

En cada casilla no puede ir más de un elemento.
En OTRO pueden ir Arcos de Descargas, Bombeo o Filtraciones, identificándolos según se defina en los elementos. Por ejemplo, AD1 es Arco de Descarga 1.
Otros Usos puede corresponder a acueducto y riego.
Adicionalmente se debe anexar el diagrama topológ ico.

Formato 3. Plantas o Unidades Térmicas

Plantas o Unidades Térmicas

Nombre	Capacidad Efectiva Neta³ (MW)	Eficiencia (MBTU/MWh)	IHF (%)

³ En ningún caso, durante el Período de Vigencia de la Obligación, la Capacidad Efectiva Neta registrada ante el Mercado de Energía Mayorista podrá ser superior al valor aquí declarado.

Formato 4. Serie Histórica de Caudales Medios Mensuales de los ríos del SIN

En este formato se deberá reportar la serie aprobada por el acuerdo del CNO vigente, para dar cumplimiento al procedimiento de la información hidrológica oficial del SIN.

Serie histórica de Caudales históricos medios mensuales de los ríos del SIN

Río	Año	Mes	m³/s

Formato 5. Embalses

EMBALSES

Embalse

Mínimo Técnico
(Mm³)

Máximo Técnico
(Mm³)

Formato 6. Filtraciones

FILTRACIONES

Embalse	m³/s

Formato 7. Curva de Operación del Embalse

Esta curva define los niveles mínimos o máximos mensuales que se deben mantener en el embalse para la operación sin ningún tipo de restricciones. Estas restricciones serán las ocasionadas por el uso del agua para propósitos diferentes al de generación de energía eléctrica (Caudal mínimo garantizado aguas abajo del embalse, agua para consumo humano, riego, navegación, etc.).

Curva de operación de embalse

Embalse	Mes	Volumen de espera (Mm³)	Curva guía mínima (Mm³)	Curva guía máxima (Mm³)

Formato 8. Capacidad de Arcos de Descarga

Capacidad de arcos de descarga

Nombre	Flujo mínimo (m³/s)	Flujo máximo (m³/s)	Fecha de entrada (mes, año)	Fecha de salida (mes, año)

Formato 9. Arcos de Bombeo

Arcos de Bombeo

Nombre	Flujo mínimo (m³/s)	Flujo máximo (m³/s)	Fecha de entrada (mes, año)	Fecha de salida (mes, año)

Formato 10. Capacidad Máxima de Arcos de Generación

CAPACIDAD MAXIMA DE ARCOS DE GENERACION

Nombre

Flujo mínimo
(m³/s)

Flujo máximo
(m³/s)

Formato 11. Descargas Máximas Embalses de Bogotá

DESCARGAS MAXIMAS EMBALSES DE BOGOTA

Embalse	m³/s
Sisga
Tominé
Neusa
Chuza

Formato 12. Capacidad Túneles de Chivor

CAPACIDAD TUNELES DE CHIVOR

Túnel	m³/s
Tunjita
Rucio
Negro

Formato 13. Demanda de Acueducto y Riego

Demanda de Acueducto y Riego (m³/s)

Nombre	Año T	Año T+1	Año T+2	Año T+n	Factor de recuperación (%)

Corresponde a la proyección de demanda de acueducto y riego para el Período de Vigencia de la Obligación.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 5 Num. 5.5.2) (Fuente: R CREG 079/06, art. 17)

Contratación de combustibles para generación eléctrica

ARTÍCULO 2.19.14.2.2.1. Contratación de combustibles para generación eléctrica. Los formatos que se definen a continuación deberán ser diligenciados para cada uno de los años del Período de Vigencia de la Obligación que el generador aspira le sea asignada.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 5 Num. 5.2.1)

ARTÍCULO 2.19.14.2.2.2. GENERADORES TÉRMICOS A GAS. Los generadores térmicos a gas natural, deberán remitir diligenciado y firmado por el representante legal del generador, y dentro de los términos y plazos establecidos en la presente resolución, los siguientes formatos:

Formato 14. Suministro de gas natural

ENERGIA CONTRATADA EN FIRME PARA CADA MES (MBTU)

Planta o Unidad de Generación

Campo que suministra

Dic.

Ene.

Feb.

Mar.

Abr.

May.

Jun.

Jul.

Ago.

Sep.

Oct.

Nov.

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 usar dicho factor. 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.

TRANSPORTE DE GAS CONTRATADO EN FIRME PARA CADA MES (MBTU)

Planta o Unidad de Generación

Punto de Entrada

Punto de Salida

Jun.

Jul.

Ago.

Sep.

Oct.

Nov.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 5 Num. 5.2.1.1) (Fuente: R CREG 085/07, art. 5)

ARTÍCULO 2.19.14.2.2.3. GENERADORES TÉRMICOS A CARBÓN Y OTROS COMBUSTIBLES DIFERENTES AL GAS NATURAL. Los generadores térmicos a carbón y otros combustibles, deberán remitir diligenciados y firmados por el representante legal del generador, y dentro de los términos y plazos establecidos en la presente resolución los siguientes formatos.

Formato 16. Suministro de Combustibles diferentes al gas natural

En el formato 15 deberá reportarse la cantidad de energía contratada en firme para cada mes, expresada en MBTU y puesta en planta.

ENERGIA CONTRATADA EN FIRME PARA CADA MES PROCEDENTE DE CARBON Y OTROS COMBUSTIBLES DISTINTOS A GAS (MBTU)

Planta o Unidad de Generación

Combustible

Dic.

Ene.

Feb.

Mar.

Abr.

May.

Jun.

Jul.

Ago.

Sep.

Oct.

Nov.

Formato 17. Almacenamiento de Combustibles

En este formato deberá reportarse la cantidad de energía almacenada al inicio del Período de Vigencia de la Obligación, expresada en MBTU.

ENERGIA ALMACENADA PROCEDENTE DE CARBON
Y OTROS COMBUSTIBLES DISTINTOS A GAS

Planta y/o Unidad de Generación

Combustible

Capacidad de Almacenamiento del Combustible

Cantidad Almacenada al Inicio de la Obligación (MBTU)

Formato 18. Energía contratada para cubrir mantenimientos

ENERGIA CONTRATADA MENSUALMENTE PARA CUBRIR MANTENIMIENTOS (MBTU)

Planta o Unidad de Generación que respalda

Dic.

Ene.

Feb.

Mar.

Abr.

May.

Jun.

Jul.

Ago.

Sep.

Oct.

Nov.

Formato 20. Plantas Eólicas

Plantas Eólicas

Nombre	Capacidad Efectiva Neta^1 (MW)	IHF (%)	Función de conversión

Formato 21. Serie Histórica de Velocidad Mensual Promedio del Viento

Serie Histórica de Velocidad Promedio del Viento

Planta	Año	Mes	Velocidad (m/s)¹

1. Valor de la velocidad mensual promedio a la altura del buje de acuerdo a lo establecido en el numeral 2.2 del artículo 1o de la presente resolución.

Formato 22. Plantas Geotérmicas.

Plantas Geotérmicas

Nombre	Temperatura del Recurso Geotérmico, TR [oC]	Flujo del Recurso Geotérmico, FREC [kg/s]	IHF [%]

Formato 23. Serie histórica de temperatura ambiente, TA.

En este formato se deberá reportar la serie aprobada por el acuerdo del CNO vigente para dar cumplimiento al procedimiento de la información oficial de temperatura ambiente.

Serie Histórica de Temperatura Ambiente, TA

Planta	Fecha	Hora	oC

Formato 22. Plantas Solares Fotovolticas. <Formato derogado por el artículo 6 de la Resolución 201 de 2017>

Formato 23. Serie Historica de Temperatura Ambiente. <Formato derogado por el artículo 6 de la Resolución 201 de 2017>

Formato 24. Plantas Solares Fotovoltaicas.

	Plantas Solares Fotovoltaicas
Nombre	Capacidad Efectiva Neta¹ (MWpico)	Constantes V(TA)	K_c	K_inc	IHF (%)
		a	b	c	d

1. En ningun caso, durante el Periodo de Vigencia de la Obligacion, la capacidad Efectiva Neta registrada ante el Mercado de Energia Mayorista podra ser superior al valor aqui declarado. El valor de CEN se puede actualizar segun lo definido la Resolucion CREG 096 de 2006.

Formato 24.1. Serie Historica de Temperatura Ambiente. En este formato se deberá reportar la serie verificada en el Dictamen Técnico

Serie Histórica de Temperatura Ambiente, TA

Planta	Año	Mes	Registro horario	oC

Formato 24.2. Serie Historica de Irradizacion Solar Horizontal. En este formato se deberá reportar la serie verificada en el Dictamen Técnico

Serie Histórica de Irradiación Solar Horizontal, GHI

Planta	Año	Mes	Registro horario	kWh/m²

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 5 Num. 5.2.1.2) (Fuente: R CREG 201/17, art. 3) (Fuente: R CREG 167/17, art. 4) (Fuente: R CREG 243/16, art. 3) (Fuente: R CREG 061/15, art. 4) (Fuente: R CREG 132/14, art. 4) (Fuente: R CREG 148/11, art. 2)

TÍTULO 15

Mecanismo de verificación de la información para la estimación de la ENFICC (Anexo 6)

ARTÍCULO 2.19.15.1. REQUISITOS MÍNIMOS PARA LA CONTRATACIÓN DE LA AUDITORÍA PARA LA VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS. Para la definición de los términos de referencia de la contratación de la verificación de parámetros, el CND observará las siguientes pautas:

El contratista será elegido mediante selección objetiva.

Los parámetros a verificar son todos los declarados para las plantas y/o unidades que respalden asignaciones de obligaciones de energía firme superiores a cero (0).

El informe de verificación de parámetros observará los criterios generales definidos en esta resolución y en las demás normas de la CREG y acuerdos del CNO, vigentes antes de la fecha de declaración de parámetros para la estimación de la ENFICC.

El informe final de verificación de parámetros debe ser claro, preciso y detallado en el establecimiento de discrepancias por fuera de los rangos de holgura o margen de error definidos en este anexo, entre los valores verificados y los valores de los parámetros reportados por los agentes. No se admitirán informes ambiguos.

En el informe final de verificación de parámetros se explicarán y relacionarán todos los antecedentes, estudios, métodos, memorias de cálculo, exámenes, experimentos e investigaciones que sirvieron de base para dictaminar respecto de determinadas plantas y/o unidades, discrepancias en el valor de los parámetros reportados.

Las pruebas para plantas térmicas o hidráulicas que se requieran se realizarán siguiendo los procedimientos y/o protocolos establecidos para tal fin por el CNO.

Previo a la entrega del informe final, el contratista validará sus conclusiones con los agentes afectados, dando acceso a las memorias de cálculo y permitiéndoles contradecir el informe y formular solicitudes de complementación o aclaración que se resolverán en el informe final.

El informe final debe ser entregado en la fecha que establezca la CREG mediante Circular.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 6 Num. 6.1)

ARTÍCULO 2.19.15.2. CRITERIOS DE LA VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS. La verificación de parámetros observará los siguientes criterios:

Las holguras y márgenes de error que se definen buscan garantizar que aquellos valores declarados por el agente, con discrepancias que conlleven a la asignación de una menor ENFICC, no sean considerados como discrepancias.

En los parámetros para los cuales existen protocolos de pruebas acordados en el CNO la firma contratada debe verificar que la información reportada por el agente correspondiente a la CREG, no tenga discrepancias frente a los reportes de resultados de la última prueba realizada de acuerdo con los protocolos definidos por el CNO, siempre y cuando esta haya sido hecha con la periodicidad establecida por el CNO o haya contado con autorización expresa de este para su aplazamiento.

Si el agente no ha llevado a cabo alguna de las pruebas, de acuerdo con los protocolos o frecuencia establecidos por el CNO y no existió autorización expresa del CNO para aplazar o no realizar la prueba, el agente deberá llevar a cabo la prueba correspondiente por lo menos un mes antes de finalizar la estación de verano. Los costos de dichas pruebas serán asumidos por cada agente. A la realización de la prueba asistirá la firma contratada para llevar a cabo la verificación de parámetros, con el fin de tomar nota del cumplimiento del protocolo correspondiente. Si un mes antes de finalizada la estación de verano (31 de marzo) no se ha realizado la prueba, de acuerdo con el protocolo respectivo aprobado por el CNO para este parámetro, el CND procederá a contratar la elaboración de la prueba y el ASIC podrá descontar el costo de dichas pruebas, de las cuentas a favor del correspondiente generador.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 6 Num. 6.2)

ARTÍCULO 2.19.15.3. PROCEDIMIENTO PARA LA VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS. El procedimiento para la verificación de cada uno de los parámetros asociados al cálculo de la ENFICC es el siguiente:

Consumos Térmicos Específicos Netos plantas térmicas

Documentos base	Acuerdo CNO 311 de octubre 30 de 2004 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan por el cual se establece el procedimiento para efectuar la prueba de Consumo Térmico Específico Neto y Capacidad Efectiva Neta en las Plantas Térmicas del Sistema Interconectado Nacional.
Alcance	Determinar si existen discrepancias entre los valores de Consumo Térmico Específico Neto, declarados por los agentes y los valores resultantes de la prueba, siempre que esta se haya realizado siguiendo los protocolos acordados por el CNO. Si la planta o unidad no había entrado en operación comercial al momento de declarar el parámetro, se debe verificar que la declaración de los parámetros corresponde a lo indicado por el protocolo a partir de los datos de recepción de la planta. En caso de no existir esta documentación se deberá realizar la prueba respectiva, la cual correrá a cargo del agente generador.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. - Solicita a cada agente los reportes de resultados oficiales de la última prueba realizada. - Verifica la fecha de realización de la prueba remitida por el agente. Si la última prueba se realizó por fuera de los plazos establecidos por el CNO y no existe autorización de este. * Solicita al agente la realización de la prueba, y verifica que la fecha no sea posterior a la finalización de la estación de verano. * Asiste a la prueba. * Verifica que se cumple el protocolo. * Solicita los reportes de resultados oficiales de la prueba realizada. - Compara lo declarado con el resultado de la prueba. - Determina la veracidad o no de los valores declarados por el agente ante la CREG, considerando los márgenes de tolerancia y error respectivos.
Tolerancia	De llevarse a cabo la prueba se aceptarán valores declarados que no sean inferiores en más del 7% del resultado de la prueba, evaluando ambas cifras con una aproximación a cuatro decimales.
Margen de error	De no llevarse a cabo la prueba, se considerará discrepancia cualquier valor declarado que sea inferior al de los reportes de resultados de la última prueba realizada, evaluando ambas cifras con una aproximación a cuatro decimales

Factores de Conversión Plantas Hidráulicas

Documentos base	Protocolo para la determinación de Factores de Conversión Plantas Hidráulicas aprobado por el CNO mediante Acuerdo 360 de mayo 25 de 2006 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.
Alcance	Determinar si existen discrepancias entre los valores del Factor de Conversión Hidráulico, declarados por los agentes y los valores resultantes de la prueba, siempre que esta se haya realizado siguiendo los protocolos acordados por el CNO. Si la planta no había entrado en operación comercial al momento de declarar el parámetro, se debe verificar que la declaración de los parámetros corresponde a lo indicado por el protocolo a partir de los datos de recepción de la planta. En caso de no existir esta documentación se deberá realizar la prueba respectiva, la cual correrá a cargo del agente generador. En el caso de este parámetro se puede requerir de una o más pruebas para la obtención de la curva del Factor de Conversión versus el nivel de embalse, curva a partir de la cual se obtiene el Factor de Conversión Medio de la planta. En este caso el auditor deberá verificar que el valor reportado por el agente a la CREG haya sido estimado según el protocolo aprobado para este parámetro por el CNO. Para la verificación de este parámetro se aplicará el procedimiento para comprobar dos resultados promedio.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. - Solicita a cada agente los reportes de resultados oficiales de la última prueba realizada. - Verifica la fecha de realización de la prueba remitida por el agente. * Si la última prueba se realizó por fuera de los plazos establecidos por el CNO y no existe autorización de este. * Solicita al agente la realización de la prueba o pruebas, y verifica que la fecha no sea posterior a la finalización de la estación de verano * Asiste a la(s) prueba(s) * Verifica que se cumple el protocolo. * Solicita los reportes de resultados oficiales de la prueba realizada - Compara lo declarado con el resultado de la prueba. - Determina la veracidad o no de los valores declarados por el agente ante la CREG, considerando los márgenes de tolerancia y error respectivos.
Tolerancia	De llevarse a cabo la prueba se aceptarán valores declarados que no superen en más del 13% el resultado de la prueba, evaluando ambas cifras con una aproximación a cuatro decimales
Margen de error	De no llevarse a cabo la prueba, se considerará discrepancia cualquier valor declarado, que supere los valores de los reportes de resultados de la última prueba realizada, evaluando ambas cifras con una aproximación a cuatro decimales.

Capacidad Efectiva Neta Plantas Térmicas

Documentos base	Acuerdo 103 del CNO de noviembre 15 de 2000 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Protocolo por el cual se establece el procedimiento para efectuar la prueba de Consumo Térmico Especifico Neto y Capacidad Efectiva Neta en las plantas térmicas del Sistema Interconectado Nacional aprobado por el CNO mediante Acuerdo 311 de octubre 30 de 2004 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Acuerdo 289 de abril 2 de 2004 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan por el cual se permite a los generadores térmicos registrar ante el ASIC como Capacidad Efectiva Neta, un valor diferente al declarado para el Cargo por Capacidad. Convenios existentes, anteriores a la fecha del reporte de información a la CREG.
Alcance	Determinar si existen discrepancias entre los valores de Capacidad Efectiva Neta de Plantas Térmicas declarados por los agentes y los valores resultantes de la prueba, siempre que esta se haya realizado siguiendo los protocolos acordados por el CNO. Si la planta o unidad no había entrado en operación comercial al momento de declarar el parámetro, se debe verificar que la estimación de los parámetros declarados corresponde a lo indicado por el protocolo a partir de los datos de recepción de la planta. En caso de no existir esta documentación se deberá realizar la prueba respectiva, la cual correrá a cargo del agente generador.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. - Solicita a cada agente los reportes de resultados oficiales de la última prueba realizada. - Verifica la fecha de realización de la prueba remitida por el agente. Si la última prueba se realizó por fuera de los plazos establecidos por el CNO y no existe autorización de este. * Solicita al agente la realización de la prueba, y verifica que la fecha no sea posterior a la finalización de la estación de verano. * Asiste a la prueba. * Verifica que se cumple el protocolo. * Solicita los reportes de resultados oficiales de la prueba realizada. - Compara lo declarado con el resultado de la prueba. - Solicita al agente copia del contrato de conexión o en su defecto convenios existentes, anteriores a la fecha del reporte de información a la CREG. Determina la veracidad o no de los valores declarados por el agente ante la CREG, considerando los márgenes de tolerancia y error respectivos.
Tolerancia	De llevarse a cabo la prueba se aceptarán valores declarados que no superen en más del 7%, evaluando ambas cifras con una aproximación a dos decimales.
Margen de error	De no llevarse a cabo la prueba, se considerará discrepancia cualquier valor declarado, que sea superior al de los reportes de resultados de la última prueba realizada, evaluando ambas cifras con una aproximación a dos decimales. Así mismo se considerará discrepancia si el valor declarado supera al valor consignado en el contrato de conexión o en su defecto acuerdos anteriores, aproximando las cifras a números enteros.

Capacidad Efectiva Neta Plantas Hidráulicas

Documentos base	Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Contrato de conexión. Convenios existentes, anteriores a la fecha del reporte de información a la CREG.
Alcance	Determinar si los valores de Capacidad Efectiva Neta de Plantas Hidráulicas declarados por los agentes, superan los valores consignados en el contrato de conexión o en el convenio respectivo, según sea el caso.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. - Solicita al agente copia del contrato de conexión o del convenio según sea el caso. - Compara si el valor declarado para el parámetro es menor o igual al establecido en el contrato de conexión o en su defecto en los convenios existentes antes de la fecha de declaración de parámetros. - Verifica si el valor declarado es igualado o superado al menos una vez en los registros de la frontera comercial. - Para Plantas/Unidades nuevas solicita información remitida al agente por el fabricante.
Margen de error	Se considerará discrepancia si el valor declarado supera al valor consignado en el contrato de conexión o en su defecto, en convenios existentes, anteriores a la fecha del reporte de información a la CREG, aproximando ambas cifras a números enteros. También se considera discrepancia si el valor declarado a pesar de ser igual o inferior al declarado en el contrato de conexión o en el respectivo convenio, no ha sido igualado o superado por los valores registrados en la Frontera Comercial, expresados en megavatios (MW) con dos cifras decimales, en los términos establecidos en el Acuerdo número 153 del CNO julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.

Volumen de Espera

Documentos base	Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Licencias ambientales y actos administrativos que impongan esta restricción.
Alcance	Determinar si el embalse ha sido concebido como multipropósito con capacidad de regulación de crecientes o si la autoridad ambiental le impuso esta restricción. Si la respuesta es positiva, deberá verificar que se haya declarado este parámetro.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. - Solicita al agente y a la autoridad ambiental información sobre esta restricción.
Margen de error	Se considerará discrepancia si el agente generador estando obligado a declarar el parámetro no lo hace.

Curva Guía Mínima y Máxima

Documentos base	Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Licencias ambientales y actos administrativos que impongan esta restricción.
Alcance	Determinar si el embalse ha sido concebido como multipropósito con capacidad de regulación de crecientes o si la autoridad ambiental le impuso esta restricción. Si la respuesta es positiva deberá verificar que se haya declarado este parámetro.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. - Solicita al agente y a la autoridad ambiental información sobre esta restricción.
Margen de error	Se considerará discrepancia si el agente generador estando obligado a declarar el parámetro no lo hace.

Arcos de Generación

Documentos base	Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Parámetros de diseño del embalse. Estudios hidráulicos.
Alcance	Determinar si el valor declarado para este parámetro está de acuerdo con lo establecido en el Anexo 7 del Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. - Solicita al agente copia de los parámetros de diseño y de los estudios hidráulicos a que haya lugar. - Determina el mecanismo mediante el cual el generador calculó el valor declarado. Dicho mecanismo debe corresponder a uno de los establecidos en el Anexo 7 del Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. - Calcula el parámetro siguiendo la metodología adoptada por el generador.
Margen de error	Se considerará discrepancia cualquier valor declarado superior al calculado por la firma.

Arcos de Descarga

Documentos base	Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Parámetros de diseño. Estudios hidráulicos.
Alcance	Determinar si el valor declarado para este parámetro está de acuerdo con lo establecido en el Anexo 8 del Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o en aquellos que lo modifiquen o sustituyan.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. - Solicita al agente copia de los parámetros de diseño y de los estudios hidráulicos a que haya lugar. - Determina el valor bien sea haciendo uso de la información de diseño o de los estudios hidráulicos.
Margen de error	Se considerará discrepancia cualquier valor declarado superior al calculado por la firma.

Arcos de Bombeo

Documentos base	Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Información de diseño. Información de las estaciones de bombeo.
Alcance	Determinar si el valor declarado para este parámetro está de acuerdo con lo establecido en el Anexo 9 del Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. - Solicita al agente copia de los parámetros de diseño y de la información de capacidad nominal de la estación de bombeo. - Determina el valor, bien sea haciendo uso de la información de diseño o de la capacidad nominal de la estación de bombeo.
Margen de error	Se considerará discrepancia cualquier valor declarado superior al calculado por la firma.

Demanda de acueducto y riego

Documentos base	Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Información suministrada por las personas naturales o jurídicas que administran la extracción desde las fuentes, tales como empresas de acueducto y autoridades ambientales entre otras.
Alcance	Determinar si el valor declarado para este parámetro está de acuerdo con lo establecido en el Anexo 10 del Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. - Solicita al agente copia de la información recibida de las personas naturales o jurídicas que administran la extracción desde las fuentes.
Margen de error	Se considerará discrepancia cualquier valor declarado inferior al establecido en los documentos base.

Factor de Retorno de Acueducto y Riego

Documentos base	Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Información suministrada por las personas naturales o jurídicas que administran los sistemas de aguas residuales.
Alcance	Determinar si el valor declarado para este parámetro está de acuerdo con lo establecido en el Anexo 11 del Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. - Solicita al agente copia de la información recibida de las personas naturales o jurídicas que administran los sistemas de aguas residuales.
Margen de error	Se considerará discrepancia cualquier valor declarado superior al establecido en los documentos base.

IHF Plantas Térmicas

Documentos base	Información histórica Bitácoras de planta. Eventos de unidades de generación registrados en el CND
Alcance	Determinar si el cálculo del Indice IHF, reportados por los agentes, de aquellas plantas y unidades térmicas, corresponde con lo establecido en esta resolución.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. - Solicita a cada agente las Bitácoras de planta. - Conforma una base de cálculo con la información de las Bitácoras. - Solicita al CND, la relación de los eventos registrados durante el período de verificación. - Si en la relación entregada por el CND, existe un número de eventos superior en 10% al número de eventos registrados por el agente en su bitácora, procede a la inclusión de los eventos verificados dentro de la base de cálculo. - Determina si se trata de una Planta y/o Unidad de Generación con Información de Operación Insuficiente de acuerdo con la reglamentación vigente y el margen de error definido para esta clasificación, como se explica adelante. - Con la información de la base de cálculo procede al cálculo de los IHF.
Margen de error	Se considerará discrepancia si el valor declarado de IHF es inferior al calculado por la firma que realiza la verificación de parámetros, en más del 10%, evaluando ambas cifras con una aproximación a cuatro decimales.

IHF Plantas Hidráulicas

Documentos base	Información histórica Bitácoras de planta. Eventos de unidades de generación registrados en el CND.
Alcance	Determinar si el cálculo de los Indices IHF, reportados por los agentes de aquellas plantas y unidades hidráulicas corresponde con lo establecido en esta resolución.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. - Solicita a cada agente las Bitácoras de planta. - Conforma una base de cálculo con la información de las Bitácoras. - Solicita al CND la relación de los eventos registrados durante el período de verificación. - Si en la relación entregada por el CND existe un número de eventos superior en 10% al número de eventos registrados por el agente en su bitácora, procede a la inclusión de los eventos verificados dentro de la base de cálculo. - Determina si se trata de una planta o unidad con información insuficiente de acuerdo con la reglamentación vigente y el margen de error definido para esta clasificación, como se explica adelante. - Con la información de la base de cálculo procede al cálculo de los IHF.
Margen de error	Se considerará discrepancia si el valor declarado de IHF es inferior al calculado por la firma que realiza la verificación de parámetros, en más del 10%, evaluando ambas cifras con una aproximación a cuatro decimales.

Suministro de Combustibles y Transporte de Gas Natural

Documentos base	Declaración mensual de suministro de combustibles y transporte de gas natural, según sea el caso. Contratos de suministro de combustibles y transporte de gas natural, según sea el caso.
Alcance	Determinar si los valores declarados por el agente generador están soportados por los contratos de suministro de combustibles y transporte de gas natural presentados.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes y la copia de los contratos de suministro de combustibles y transporte de gas natural. - Confronta los valores declarados por el agente con los contratos de suministro de combustibles y transporte de gas natural presentados. - Determina si los contratos presentados contienen la obligación de suministro en firme de combustibles y transporte en firme de gas natural.
Margen de error	Se considerará discrepancia cualquier diferencia entre el valor reportado por el agente generador y el valor calculado por la firma auditora con fundamento en el contrato. También se considerará discrepancia la determinación, por parte del auditor, de que el contrato no garantiza la firmeza en el suministro de combustibles y/o en el transporte de gas natural.

TOPOLOGÍA PLANTAS HIDRÁULICAS

Documentos base	Acuerdo CNO 396 de mayo 31 de 2007, Anexo 1 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.
Alcance	Determinar si la Topología de Plantas Hidráulicas, declarada por el agente cumple con lo establecido en el Anexo 1 del Acuerdo CNO 396.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	- Recibe de la CREG la topología de Plantas Hidráulicas declarada por los agentes. - Observando el protocolo del CNO verifica que la topología declarada corresponda a las características físicas e hidráulicas existentes. - Compara lo declarado con el resultado de la verificación. - Determina la veracidad o no de la Topología de Plantas Hidráulicas declarada por el agente ante la CREG.
Discrepancia	Se considerará discrepancia cualquier diferencia entre la topología de Plantas Hidráulicas declarada por el agente y la verificada por la firma auditora.

FILTRACIONES

Documentos base	Acuerdo CNO 396 de mayo 31 de 2007 Anexo 3 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Información suministrada por las personas naturales o jurídicas que administran la extracción desde las fuentes. Licencia ambiental.
Alcance	Determinar si el parámetro Filtraciones, declarado por el agente generador cumple con lo establecido en el Anexo 3 del Acuerdo CNO 396.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	-- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. -- Solicita al agente copia de la licencia ambiental. -- Obtiene la información de las personas naturales o jurídicas que administran la extracción desde las fuentes.
Discrepancia	Se considerará discrepancia cualquier valor declarado inferior al establecido en los documentos base.

DESCARGAS MÁXIMAS EMBALSES (APLICABLE A BOGOTÁ)

Documentos base	Acuerdo CNO 396 de mayo 31 de 2007 Anexo 4 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Parámetros de diseño. Acuerdos operativos existentes al momento de la declaración entre las entidades que manejan y operan los embalses.
Alcance	Determinar si el parámetro Descargas Máximas Embalses, declarado por el agente cumple con lo establecido en el Anexo 4 del Acuerdo CNO 396.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	-- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. -- Solicita al agente copia de los parámetros de diseño que incluyan la capacidad hidráulica de diseño de la descarga. -- Solicita al agente copia de los acuerdos operativos existentes al momento de la declaración entre las entidades que manejan y operan los embalses.
Discrepancia	Se considerará discrepancia cualquier valor declarado superior al establecido en los documentos base.

CAPACIDAD TÚNELES (APLICABLE A CHIVOR)

Documentos base	Acuerdo CNO 396 de mayo 31 de 2007 Anexo 5 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Parámetros de diseño. Estudios hidráulicos.
Alcance	Determinar si el parámetro Capacidad Túneles de Chivor, declarado por el agente cumple con lo establecido en el Anexo 5 del Acuerdo 396 CNO.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	-- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. -- Solicita al agente copia de los parámetros de diseño y de los estudios hidráulicos a que haya lugar. -- Determina el valor bien sea haciendo uso de la información de diseño o de los estudios hidráulicos.
Discrepancia	Se considerará discrepancia cualquier valor declarado superior al calculado por la firma.

ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLES

Documentos base	Acuerdo CNO 396 de mayo 31 de 2007 Anexo 6 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Información. Certificación de energía en MBTU asociada al combustible almacenado (Art. 44, parágrafo 1o, Resolución CREG-071 de 2006).
Alcance	Determinar si el parámetro Almacenamiento de Combustibles, declarado por el agente cumple con lo establecido en el Anexo 6 del Acuerdo CNO 396 y en el parágrafo 1o del artículo 44 de la Resolución CREG-071 de 2006.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	-- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. -- Solicita al agente copia de la información utilizada para la declaración. -- Determina la capacidad de almacenamiento de conformidad con el Anexo 6 del Acuerdo 396 del CNO. -- Verifica la existencia de la certificación de energía en MBTU asociada al combustible almacenado a que se refiere el parágrafo 1o del artículo 44 de la Resolución CREG-071 de 2006 y verifica que corresponda a la cantidad declarada.
Discrepancia	Se considerará discrepancia cualquier valor declarado superior al calculado por la firma.

ENERGÍA CONTRATADA PARA CUBRIR MANTENIMIENTOS

Documentos base	Contrato de mercado secundario
Alcance	Verificar si el contrato del mercado secundario cumple con: -- Garantizar la energía firme reportada. -- Se encuentra debidamente registrado ante el ASIC al momento de la declaración.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	-- Recibe de la CREG el valor declarado por el agente. -- Solicita al ASIC certificación de registro del contrato. -- Solicita al ASIC copia del contrato. -- Confronta los valores declarados por el agente con los contratos del mercado secundario.
Discrepancia	Se considerará discrepancia cualquier valor declarado superior al calculado por la firma, así como los casos en los cuales el contrato no se encuentre registrado al momento de la declaración.

SERIE HISTÓRICA DE CAUDALES MEDIOS MENSUALES DE LOS RÍOS DEL SIN

Documentos base	Acuerdo CNO 159 de agosto 30 de 2001. Procedimientos de cálculo de este parámetro presentados por cada empresa al Subcomité Hidrológico y de Plantas Hidráulicas, los cuales constan en las respectivas actas.
Alcance	Determinar si el parámetro Serie Histórica de Caudales Medios Mensuales de los ríos del SIN, declarado por el agente cumple con lo establecido en el Procedimiento de cálculo de este parámetro presentado por cada empresa al Subcomité Hidrológico y de Plantas Hidráulicas.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	-- Recibe de la CREG el valor declarado por el agente. -- Solicita al CNO copia del acta donde consta el procedimiento de cálculo de este parámetro presentado por la empresa al Subcomité Hidrológico y de Plantas Hidráulicas. -- Calcula el valor del parámetro siguiendo el procedimiento presentado por la empresa.
Discrepancia	Se considerará discrepancia cualquier valor declarado superior al calculado por la firma auditora.

Embalses. Mínimo técnico

Documentos base	Acuerdo número 512 del CON, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Batimetrías.
Alcance	Determinar si el valor declarado para este parámetro está de acuerdo con lo establecido en el Acuerdo número 512 del CON, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. - Solicita al agente copia de los parámetros de diseño y de los estudios hidráulicos a que haya lugar. - Determina el mecanismo mediante el cual el generador calculó el valor declarado. Dicho mecanismo debe corresponder a uno de los establecidos en el Acuerdo número 512 del CON, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. - Calcula el parámetro siguiendo la metodología adoptada por el generador, según lo definido en el Acuerdo número 512 del CNO o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.
Margen de error	Se considerará discrepancia cualquier valor declarado inferior al calculado por la firma.

Embalses. Máximo técnico

Documentos base	Acuerdo número 512 del CON, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Batimetrías.
Alcance	Determinar si el valor declarado para este parámetro está de acuerdo con lo establecido en el Acuerdo número 512 del CON, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. - Solicita al agente copia de los parámetros de diseño y de los estudios hidráulicos a que haya lugar. - Determina el mecanismo mediante el cual el generador calculó el valor declarado.Dicho mecanismo debe corresponder a uno de los establecidos en el Acuerdo número 512 del CON, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. - Calcula el parámetro siguiendo la metodología adoptada por el generador, según lo definido en el Acuerdo número 512 del CON, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.
Margen de error	Se considerará discrepancia cualquier valor declarado superior al calculado por la firma.

Suministro, Transporte e Infraestructura de Importación de Gas Natural Importado

Documentos base	- Declaración mensual de suministro y transporte de gas natural importado, según sea el caso. - Contratos de suministro y transporte de gas natural importado, según sea el caso. - Contratos de acceso a la capacidad de la infraestructura de importación o su equivalente.
Alcance	Determinar si los valores declarados por el agente generador están soportados por los contratos de suministro de combustibles, transporte y acceso a la capacidad de la infraestructura de importación de gas natural importado presentados.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes y la copia de los contratos de suministro de combustibles, transporte y acceso a la capacidad de la infraestructura de importación de gas natural importado. - Confronta los valores declarados por el agente con los contratos de suministro de combustibles, transporte y acceso a la capacidad de la infraestructura de gas natural importados presentados. - En el caso de que infraestructura utilizada sea compartida, verificar la disponibilidad de capacidad de la infraestructura para atender simultáneamente las plantas con las cuales tenga contratos. - Determina si los contratos presentados contienen la obligación de suministro de combustible, transporte y acceso a la infraestructura de importación y permiten contar con la firmeza de gas natural importado, revisando en sitio la infraestructura, capacidades de almacenamiento, capacidades de descarga de producto, tiempos de programación y recibo de producto, y cualquier otro elemento necesario para la logística de abastecimiento.
Margen de error	Se considerará discrepancia cualquier diferencia entre el valor reportado por el agente generador y el valor calculado por la firma auditora con fundamento en los contratos. También se considerará discrepancia la determinación, por parte del auditor, de que el contrato no garantiza la firmeza en el suministro de combustibles y/o en el transporte de gas natural.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 6 Num. 6.3) (Fuente: R CREG 079/07, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.15.4. La declaración de parámetros para el cálculo de la ENFICC, incluida la prevista para el 8 de octubre de 2007 en el Anexo 4 de la Resolución CREG-031 de 2007 adicionado por la Resolución CREG-045 del mismo año, debe observar los protocolos de pruebas o procedimientos definidos en los Acuerdos CNO y en las resoluciones de la CREG vigentes al momento de su declaración.

(Fuente: R CREG 079/07, art. 2)

TÍTULO 16

Liquidación (Anexo 7)

ARTÍCULO 2.19.16.1. Liquidación (Anexo 7). Para determinar la liquidación horaria de cada uno de los agentes generadores cuando el precio de bolsa nacional horario en algún periodo horario del día d,supera el precio de escasez de activación, se aplicarán las siguientes reglas:

1. Para los casos en los cuales la demanda total doméstica diaria más la demanda desconectable voluntaria diaria, la reducción de demanda de RDV y el programa de racionamiento diario, sea menor que la suma de la variable ODEF de todos los generadores, se calculará un factor de ajuste (FA) con la siguiente expresión:

DC_d,m	Demanda Total Doméstica del día d del mes m
DDVV_d,m	Demanda desconectable voluntaria verificable en el día d del mes m.
RDV _d,m	RD verificada en el día d del mes m
PGR_d,m	Programa de racionamiento verificado en el día d del mes m.
GI_NDCd,m	Generación ideal del día d del mes m de los recursos no despachados centralmente.
ODEF_j,d,m	Obligación Diaria de Energía Firme del agente generador j en el día d del mes m.
ODEF_NDC,j,d,m	Variable ODEF para todos los recursos no despachados centralmente del generador j.

Para estos casos, la Obligación Diaria de Energía Firme de cada agente respaldada con plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente de su propiedad o representadas comercialmente por él, se ajustará como sigue:

Donde:

ODEFA _j,d,m	Obligación Diaria de Energía Firme Ajustada del agente generador j en el día d del mes m.
ODEF _j,d,m	Obligación Diaria de Energía Firme del agente generador j en el día d del mes m.

Cuando la demanda total doméstica diaria más la DDVV, más RDV y más el PGR, sea mayor o igual que la suma de la variable ODEF de todos los generadores el factor FA será igual a uno (1).

Para las plantas o unidades de generación no despachadas centralmente el factor FA siempre será igual a uno (1).

2. Para cada uno de los generadores (incluye importaciones) se calculará la Desviación Diaria de la Obligación de Energía Firme de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

DDOEF _j,d,m	Desviación Diaria de la Obligación de Energía Firme del generador j o al generador j asociado a la RDV o al PGR verificado en el día d del mes m.
GID _j,d,m	Generación Ideal nacional para el día de operación d, del generador j en el mes m, considerando los Contratos de Respaldo de compra o de venta o cualquier otro Anillo de Seguridad adquiridos por el generador j y que hayan sido despachados. Se tendrá en cuenta generación ideal de generadores asociados a reducción de demanda RDV igual a GID_j,d,m(RDV)=RDV_c,d,m. Se tendrá en cuenta la generación ideal de generadores asociados a reducción de demanda PGR verificado igual a GID_j,d,m(PGR)=PGR_d,m.
ODEFA _j,d,m	Obligación Diaria de Energía Firme Ajustada del generador j en el día d del mes m. Los generadores asociados a la RDV y PGR tienen valor ODEFA=0.

Se tendrá en cuenta para la liquidación, generadores asociados a reducción de demanda de RDV y del PGR verificado, de la siguiente manera:

GID _j,d,m(RDV)	Generación Ideal para el día de operación d, del generador j en el mes m, asociado a la RDV_c,d,m (suma de las RDV_c,h,d,m del día d) de cada comercializador c que representa la RD, la cual será igual a GID_j,d,m(RDV)=RDV_c,d,m.
GID _j,d,m(PGR)	Generación Ideal para el día de operación d, del generador j en el mes m, asociado al PGR_d,m verificado, que será igual a GID_j,d,m(RDV)=RDV_c,d,m.
GID _j,h,d,m(RDV)	Generación Ideal en la hora h del día d en el mes m, del generador j asociado a la RDV_c,h,d,m del comercializador c que representa la RD, la cual será igual a GID_j,h,d,m(RDV)=RDV_c,h,d,m.
GID _j,h,d,m(PGR)	Generación Ideal en la hora h del día d en el mes m, del generador j asociado al PGR_h,d,m verificado, que será igual a GID_j,h,d,m(PGR)=PGR_h,d,m.

Los generadores asociados a reducción de demanda de RDV y del PGR no tendrán asignadas OEF, y para todos los casos de la liquidación del presente anexo, la ODEFA y OHEF de estos generadores tendrán un valor de cero (0). Para las importaciones sin asignación de OEF, el valor de ODEFA es igual a cero (0).

3. Para los casos en los que la variable DDOEF es mayor que cero (0), la Obligación Horaria de Energía Firme se determinará como:

Para cada una de las horas en las cuales el precio de bolsa nacional supere el precio de escasez de activación, el ASIC determinará el valor de las desviaciones positivas horarias de las Obligaciones de Energía Firme para cada uno de los agentes generadores (incluidas las importaciones), de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

DHOEF _j,h,d,m	Desviación Horaria de la Obligación de Energía Firme para el agente generador j, en la hora h del día d del mes m
GI _j,d,m	Generación Ideal nacional para el agente generador j, en el día d del mes m
GI _j,h,d,m	Generación Ideal nacional para el agente generador j, en la hora h del día d del mes m
OHEF _j,h,d,m	Obligación Horaria de Energía Firme del agente generador j, en la hora h del día d del mes m
VC _j,d,m	Ventas en Contratos de Respaldo o energía de la Declaración de Respaldo del agente generador j en el día d del mes m, que hayan sido despachadas
CC _j,d,m	Compras en Contratos de Respaldo o energía de la Declaración de Respaldo del agente generador j en el día d del mes m, que hayan sido despachadas
DDVV _j,d,m	Demanda Desconectable Voluntaria Verificada del agente generador j en el día d del mes m, que haya sido asignada
PB _h,d,m	Precio de Bolsa nacional para la hora h del día d del mes m
PEp _m	Precio de escasez ponderado en el mes m

4. Para cada hora, el ASIC calculará la siguiente expresión:

Donde:

DG_h,d,m	Valor total de las DHOEF de los agentes generadores j cumplidos en la hora h del día d en el mes m.
c	Subconjunto de generadores (incluye importaciones) para los cuales la variable DDOEF y DHOEF_j,h,d,m es mayor que cero (0)
h	Subconjunto de horas para las cuales se aplicó el Precio de escasez ponderado, PEP, durante el día d del mes m.
GI_j,h,d,m	Generación ideal del agente generador j, en la hora h en el día d del mes m.
OHEF_j,h,d,m	Obligación horaria de energía firme del generador j en la hora h del día d en el mes m.
PB_h,d,m	Precio de Bolsa nacional para la hora h del día d del mes m
PEp _m	Precio de escasez ponderado en el mes m

Calcular la demanda no cubierta con Obligaciones de Energía Firme de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

DNC_d,m	Demanda no cubierta en el día d del mes m
DC_d,m	Demanda Total Doméstica del día d del mes m
DDVV_d,m	Demanda desconectable voluntaria verificable en el día d del mes m
RDV_d,m	RD verificada en el día d del mes m
PGR_d,m	Programa de racionamiento verificado en el día d del mes m
	Suma de ODEFA de todos los generadores j del día d en el mes m.

5. Para cada uno de los generadores será necesario calcular un ajuste horario respecto a su precio de escasez ponderado, el cual corresponderá a un pago o cobro de la siguiente manera:

5.1 El precio de escasez ponderado del agente generador j en el día d del mes m, se calcula así:

Donde:

PEag _j,m	Precio de escasez ponderado del agente generador j en el mes m
PE_i,j,m	Precio de escasez de la planta i del generador j en el mes m. El precio de escasez corresponde al que vincula a la OEF, bien sea al precio de escasez del anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006 o precio marginal de escasez, según corresponda.
OMEFR_i,j,m	Obligación mensual de energía firme respaldada por la planta i del generador j en el mes m, definida en el Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006.

Para los agentes generadores sin ODEFR, incluidas las importaciones sin OEF, la RDV y PGR, el PEag será igual al PEp.

5.2. Para cada agente generador j, con DDOEF mayor a cero (0), se le realizará un ajuste de pago o cobro en cada hora:

Donde:

	Ajuste del generador k en la hora h del día d en el mes m. Si el valor es positivo se define como un pago y negativo como un cobro.
OHEF _j,h,d,m	Generación ideal del generador k en la hora h del día d en el mes m.
PEag _j,m	Precio de escasez ponderado del agente generador k en el mes m
PEp_m	Precio de escasez ponderado en el mes m
h	Subconjunto de horas para las cuales se aplicó el precio de escasez ponderado, PEp, durante el día d del mes m.

5.4 Para cada agente generador k incumplido, con DDOEF menor a cero (0), se le calculará el siguiente cobro:

Donde:

Cobro_k,h,d,m	Cobro que se le asigna a cada agente generador k con DDOEF menor a cero (0) en la hora h del día d en el mes m.
DDOEF_k,d,m	Valor absoluto de la DDOEF menor a cero (0) del agente generador k incumplido del día d en el mes m
DNC_d,m	Demanda no cubierta en el día d del mes m
DG_h,d,m	Valor total de las DHOEF de los agentes generadores j cumplidos en la hora h del día d en el mes m.

6. La demanda no cubierta, DNC>0, deberá asumir un cobro horario en proporción de su DNC diaria de la siguiente manera:

Donde:

CobroDNC_h,d,m	Cobro que se le asigna a la demanda no cubierta en proporción a su DNC diaria, en la hora h del día d en el mes m.
DDOEF_k,d,m	Valor absoluto de la DDOEF menor a cero (0) del agente generador k incumplido del día d en el mes m
DNC_d,m	Demanda no cubierta en el día d del mes m
DG_h,d,m	Valor total de las DHOEF de los agentes generadores j cumplidos en la hora h del día d en el mes m.
h	Subconjunto de horas para las cuales se aplicó el Precio de escasez ponderado, PEp, durante el día d del mes m.

Con la sumatoria de los conceptos , y los ajustes y correspondientes a un cobro; se pagarán los conceptos de los agentes generadores cumplidos y los ajustes y correspondientes a un pago.

En caso de haber un excedente o faltante entre los cobros y pagos anteriores, este será asignado a los agentes a prorrata de sus compras en bolsa de la hora h. Los dineros recaudados serán asignados a cada agente generador cumplido, a la RDV, el PGR, las importaciones, correspondiente al valor y a cada agente generador con ajuste correspondiente a un pago, incrementando las cuentas a favor de los mismos.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 7) (Fuente: R CREG 140/17, ANEXO 2) (Fuente: R CREG 140/17, art. 17) (Fuente: R CREG 212/15, art. 12) (Fuente: R CREG 212/15, art. 11) (Fuente: R CREG 212/15, art. 10) (Fuente: R CREG 011/15, art. 21) (Fuente: R CREG 011/15, art. 20) (Fuente: R CREG 011/15, art. 19) (Fuente: R CREG 203/13, art. 12) (Fuente: R CREG 063/10, art. 18) (Fuente: R CREG 096/06, art. 10) (Fuente: R CREG 096/06, art. 9) (Fuente: R CREG 096/06, art. 8) (Fuente: R CREG 079/06, art. 18)

ARTÍCULO 2.19.16.2. LIQUIDACIÓN DEL PROGRAMA DE RACIONAMIENTO VERIFICADO PGR. De acuerdo con la verificación del programa de racionamiento, los saldos en la liquidación resultantes de aplicar el Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006 asociados a la demanda racionada, serán asignados en relación con lo establecido en el artículo 54 de la Resolución CREG 071 de 2006

PARÁGRAFO. El operador del mercado propondrá a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, el procedimiento para definir el racionamiento verificado debido a incumplimientos de OEF según lo establecido en el artículo 54 de la Resolución CREG 071 de 2006. La CREG evaluará y adoptará mediante resolución el procedimiento propuesto.

(Fuente: R CREG 212/15, art. 13)

TÍTULO 17

Conciliación, liquidación y facturación del cargo por confiabilidad (Anexo 8)

Introducción

ARTÍCULO 2.19.17.1.1. Introducción. El SIC procederá a efectuar la conciliación, liquidación y facturación del Cargo por Confiabilidad de conformidad con las siguientes reglas:

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 8) (Fuente: R CREG 069/20, art. 8) (Fuente: R CREG 079/06, art. 19)

Conciliación

ARTÍCULO 2.19.17.2.1. 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:

DC_i,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, declaraciones de respaldo o cualquier otro anillo de seguridad diferente a Subasta de Reconfiguración de Venta. Este respaldo debió registrarse previamente ante el ASIC. Para los contratos de mercado secundario, cuando el precio de bolsa sea mayor que el precio de escasez de activación, 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.

El cálculo de esta componente se realizará de la siguiente forma:

Donde:

CCR_i,d,m:	Compras en contratos de respaldo o en declaraciones de respaldo para la planta o unidad de generación i vigentes en el día d del mes m. La planta o unidad de generación que brinde este tipo de respaldos CCR deberá tener una Disponibilidad Comercial Normal en el día d del mes m, mayor o igual a la suma de sus OEF y al respaldo asociado para el día d.
DDV_i,d,m:	Demanda Desconectable Voluntaria asociada a la planta i en el día d del mes m. Para los casos en que el precio de bolsa haya superado el precio de escasez de activación en algunos períodos horarios del día d, se considerará la Demanda Desconectable Voluntaria Verificada, DDVV_i,d,m, de la planta i. Mientras el precio de bolsa haya sido inferior al precio de escasez de activación en todos los períodos horarios del día d, se considerará el registro de la DDV contratada, CDDV_i,d,m, de la planta i, así la DDV no se haya activado de acuerdo con lo definido en el artículo 6o de la Resolución CREG 063 de 2010.
DispComNormal_i,h,d:	Disponibilidad Comercial Normal calculada según la metodología definida en la Resolución CREG-024 de 1995 para la planta o unidad de generación i en la hora h del día d.
OEFV_i,d,m:	OEF de Venta para cumplir la OEF de la planta o unidad de generación i en el día d del mes m, expresada en kilovatios-hora (kWh).
ODEFR_i,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).
VCP_i,d,m:	Ventas en contratos de respaldo o en declaraciones de respaldo con la planta o unidad de generación i vigentes en el día d del mes m.
PCC_i,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 (USD/kWh), que se calculará de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

P_i,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 o en los menús, expresado en dólares por kilovatio hora (USD/kWh).
ODEFR_i,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 PCC_i,m se convertirá a pesos por kilovatio hora (COP/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:

RRID_i,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.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 8 Num. 8.1.1) (Fuente: R CREG 098/18, art. 11) (Fuente: R CREG 140/17, art. 18) (Fuente: R CREG 011/15, art. 22) (Fuente: R CREG 203/13, art. 13) (Fuente: R CREG 124/12, art. 3) (Fuente: R CREG 063/10, art. 19) (Fuente: R CREG 085/07, art. 6) (Fuente: R CREG 096/06, art. 11) (Fuente: R CREG 079/06, art. 19)

ARTÍCULO 2.19.17.2.2. DETERMINACIÓN DE LAS OEF DE VENTA (OEFV) DIARIAS. Las OEFV diarias de la planta i del agente j se determinarán mediante la siguiente expresión:

Donde:

OEFV_i,d,m	OEF de Venta para cumplir la OEF de la planta o unidad de generación i en el día d del mes m.

OEFVA_i,j	OEF de Venta asignada a la planta i del generador j en Subasta de Reconfiguración de Venta.

D_m	Demanda Objetivo del mes m.

D_j	Demanda Objetivo para el primer año del Período de Vigencia de la Obligación asignada al generador j.

DC_d,m	Demanda Comercial Total Doméstica del sistema para el día d del mes m.

DDVV_d,m	Demanda desconectable voluntaria verificable en el día d del mes m.

RDV_d,m	Reducción de energía verificada del programa de RD en el día d del mes m.

PGR_d,m	Programa de racionamiento verificado en el día d del mes m.

DC_m	Demanda Comercial total Doméstica del sistema para el mes m.

DDVV_m	Demanda desconectable voluntaria verificable en el mes m.

RDV_m	Reducción de energía del programa de RD en el mes m.

PGR_m	Programa de racionamiento verificado en el mes m.

(Fuente: R CREG 124/12, art. 2) (Fuente: R CREG 011/15, art. 18)

ARTÍCULO 2.19.17.2.3. CÁLCULO DEL COSTO EQUIVALENTE REAL EN ENERGÍA DEL CARGO POR CONFIABILIDAD (CERE). Para efectos de liquidación y facturación de cada uno de los meses del Período de Vigencia de la Obligación se usará el CERE, que será calculado mediante la siguiente expresión:

Donde:

CERE_m	Costo equivalente real en energía del mes m.
RRT_m	Remuneración real total mensual en el mes m.
GR_m	Generación real en el mes m expresada en kilovatios hora (kWh). Para las plantas no despachadas centralmente se considera exclusivamente sus ventas de energía en bolsa.
DDVV_m	Demanda desconectable voluntaria verificada en el mes m.
RDV_m	Reducción de energía verificada del programa RD en el mes m
EXP_TIEm	Exportaciones a través del mecanismo de TIE en el mes m.

El costo equivalente en energía (CEE), expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh) que será usado para efectos de cotización en la Bolsa, se calculará cada mes mediante la fórmula:

Donde:

CEE_m	:	Costo equivalente en energía del mes m.
P_i,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 dólares por kilovatio hora (USD/kWh).
OMERF_i,j,m	:	Obligación mensual de energía firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el mes m.
ETDP_m	:	Energía total demandada proyectada en el SIN para cada mes, expresada en kilovatios hora.

El valor de P_i,m,s se convertirá a pesos por kilovatio hora (COP/kWh), utilizando TRM correspondiente al día hábil inmediatamente anterior al día de la fijación del CEE, publicada por la Superintendencia Financiera.

El CND fijará el CEE para las ofertas de cada nuevo mes con tres (3) días de anticipación.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 8 Num. 8.1.2) (Fuente: R CREG 049/18, art. 8) (Fuente: R CREG 011/15, art. 23) (Fuente: R CREG 063/10, art. 17) (Fuente: R CREG 079/06, art. 19)

Liquidación y facturación

ARTÍCULO 2.19.17.3.1. CÁLCULO DEL VALOR A RECAUDAR DE CADA PLANTA Y/O UNIDAD DE GENERACIÓN i (VRI,M). Cada planta y/o unidad de generación recaudará a través de sus ventas de energía la cantidad resultante de aplicar la siguiente expresión:

Donde:

G_i,m:	Generación real de la planta o unidad de generación i en el mes m, expresada en kilovatios hora. Las plantas no despachadas centralmente recaudarán con sus ventas en bolsa.
DE_TIE,i,m:	Descuento a la generación real de cada planta o unidad de generación despachada centralmente i, en el mes m, por concepto de exportaciones.

El procedimiento para excluir las exportaciones a través del mecanismo de las TIE y que corresponde al descuento , el cual aplica a la generación real de cada planta o unidad de generación despachada centralmente, diferente a las importaciones TIE se calcula de la siguiente forma:

Donde:

EXP_TIEm:

Exportaciones a través del mecanismo de TIE expresadas en kilovatios hora, efectuadas en el mes m.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 8 Num. 8.2.1) (Fuente: R CREG 049/18, art. 9) (Fuente: R CREG 079/06, art. 19)

ARTÍCULO 2.19.17.3.2. CÁLCULO DEL VALOR A DISTRIBUIR DE CADA PLANTA Y/O UNIDAD DE GENERACIÓN I (VDI). Cada planta y/o unidad de generación i tendrá derecho a recibir la cantidad resultante de aplicar la siguiente expresión:

Donde:

n:	Número de días del mes m.

Donde:

DDVV_i,d,m:	Demanda desconectable voluntaria verificable asociada a la planta y/o unidad de generación i en el día d del mes m.
n:	Número de días del mes m.

Con el resultado del Valor a Distribuir (VD_i), el Valor a recaudar (VR_i) y la Demanda Desconectable Voluntaria Verificable (DDVV_i) multiplicada por el CERE, se calculará mensualmente para cada planta y/o unidad de generación i, el valor F_i mediante la siguiente expresión:

Cuando F_i sea positivo, se originará un saldo a favor del agente generador en el SIC. Cuando F_i sea negativo, se producirá por parte del SIC un cobro al agente generador correspondiente.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 8 Num. 8.2.2) (Fuente: R CREG 203/13, art. 14) (Fuente: R CREG 079/06, art. 19)

TÍTULO 18

Modelo de optimización para el cálculo de la ENFICC (Anexo 9)

ARTÍCULO 2.19.18.1. FORMULACIÓN DEL MODELO DE OPTIMIZACIÓN. Para modelar dentro del problema de optimización los criterios y procedimientos descritos en el Anexo 3 y hacer posible el cálculo de la ENFICC en un solo paso la formulación matemática es la siguiente:

Maximice

ENFICC

Sujeto a:

Restricción de balance hidráulico para plantas autónomas

Balance hidráulico Autónomo

Restricción de balance hidráulico para Tratamiento de Cadenas (Modelo de Cadenas)

	Balance hidráulico planta sin bombeo
	Balance hidráulico planta con bombeo
	Control de bombeo

Restricción de producción para plantas

	Producción de ENFICC base
	Turbinado para plantas sin bombeo
	Turbinado plantas con bombeo (Modelo Cadena)

Restricciones para controlar vertimientos

	Control de nivel máximo del embalse
	Control límite máximo variable de vertimiento
	Límite mínimo de vertimiento
	Control máximo de turbinamiento factible 1
	Energía Disponible Adicional
	Control activación variable binaria ui, m

Restricciones de criterios definidos para plantas con curva guía máxima o volumen de espera

	Control de Activación de Curva Máxima
	Control de Activación de Curva Máxima
	Control máximo de turbinamiento factible 2
	Control activación variables binarias

Restricciones para cumplir los criterios definidos para plantas con curva guía mínima

	Control de mínimo técnico
	Activación Curva Guía Mínima
	Control de turbinamiento a cero

Restricciones para Garantizar convergencia por Turbinamientos Mínimos

	Control de mínimo técnico
	Restricción de relajación turbinado mínimo
	Control activación variable de relajación

Límites:

donde:

Si tiene curva guía mínima

Si no tiene curva guía mínima

	Variable de nivel de embalse en Mm³ en el mes m para la planta i
	Variable de nivel de turbinamiento de la planta en Mm³ en el mes m para la planta i
	Variable de nivel de vertimiento de la planta en Mm³ en el mes m para la planta i
	Variable del nivel de turbinamiento correspondiente a la ENFICC base para la planta i
	Variable del nivel de turbinamiento correspondiente a Energía Disponible Adicional para la planta i
	Variable de relajación de la restricción de turbinamiento mínimo para la planta i
	Variable de nivel de turbinamiento (bombeo más turbinamiento aguas abajo) de la planta i en Millones de metros cúbicos (Mm³ o hm³) en el mes m
	Variable de nivel de bombeo de la planta i Mm³ en el mes m
	Variable de nivel de bombeo recibida por la planta i proveniente de la planta j en Mm³ en el mes m
	Conjunto de embalses asociados aguas arriba j que turbinan, vierten o bombean en la primera planta de la cadena i (sólo para cálculo de ENFICC de cadenas)
	Variable binaria (1/0) que controla que sólo se genere por encima de la ENFICC (Energía Disponible Adicional) en los meses (m) en que el embalse este al máximo de su capacidad.
	Variable binaria (1/0) que controla que sólo se sólo se vierta en los meses (m) en que el embalse este por encima del máximo de su capacidad.
	Variables binarias (1/0) que controlan la operación de la planta para cuando el volumen del embalse supera el nivel de la curva guía máxima.
	Variable binaria (1/0) que controla la activación de la relajación de la restricción de turbinamiento mínimo
	Variable binaria (1/0) para el manejo de la curva mínima técnica
	Dato de caudal aportado a la planta en el mes m en Mm3. Para plantas en cadena que usan el Modelo Autónomo, se debe sumar como aporte el valor turbinado y/o vertido de las plantas asociadas aguas arriba.
	Dato del factor medio de conversión de la planta i
	Para el mes m = 1, corresponde al dato de entrada del nivel inicial del embalse. Para m > 1, corresponde a la Variable que indica el nivel del embalse para el mes m-1
	Índice de Indisponibilidad Histórica Forzada de la planta
	Capacidad Efectiva Neta de la planta i en MW
	Número de horas del mes m
	Dato del valor del nivel máximo de la curva guía o volumen de espera del embalse en Mm3 en el mes m
	Dato del valor del nivel mínimo de la curva guía mínima del embalse en Mm3 en el mes m
	Capacidad máxima del embalse en Mm3
	Mínimo nivel del embalse en Mm3

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 9 Num. 9.1) (Fuente: R CREG 079/06, art. 20)

ARTÍCULO 2.19.18.2. PARÁMETROS DE CONVERGENCIA. En el caso de que el problema de optimización incluya variables binarias, requiere ser resuelto usando técnicas de programación entera mixta (MIP), para lo cual se considerará un parámetro de convergencia absoluta de 1x10^-4.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 9 Num. 9.2) (Fuente: R CREG 079/06, art. 20)

ARTÍCULO 2.19.18.3. RESULTADOS. Los resultados del problema de optimización se expresarán en números enteros y en kilovatios hora/día (kWh/día).

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 9 Num. 9.3) (Fuente: R CREG 079/06, art. 20)

TÍTULO 19

Reglamento de la subasta para la asignación de obligaciones de energía firme (Anexo 10)

Introducción

ARTÍCULO 2.19.19.1.1. OBJETO. <Ver modificaciones a este reglamento directamente en el Anexo 10 de la Resolución 71 de 2006> Mediante la presente Resolución se adopta el Reglamento de la Subasta para la Asignación de las Obligaciones de Energía Firme en el Mercado de Energía Mayorista, y se derogan algunas normas de la Resolución CREG-071 de 2006. Las normas contenidas en esta resolución hacen parte del Reglamento de Operación expedido para regular el funcionamiento del Mercado de Energía Mayorista.

(Fuente: R CREG 102/07, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.19.1.2. ADOPCIÓN DEL REGLAMENTO DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. <Ver modificaciones a este reglamento directamente en el Anexo 10 de la Resolución 71 de 2006> Se adopta como Reglamento de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme, el contenido en el anexo de esta resolución, el cual será adicionado a la Resolución CREG-071 de 2006, como Anexo 10. Para todos los efectos, el Protocolo de la Subasta de que trata dicha resolución queda sustituido por el Reglamento de la Subasta que aquí se adopta.

(Fuente: R CREG 102/07, art. 2) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7)

Reporte de información

Reporte de información sobre plantas o unidades de generación nuevas

ARTÍCULO 2.19.19.2.1.1. Reporte de información sobre plantas o unidades de generación nuevas. Las personas que se encuentren gestionando o adelantando proyectos de plantas o unidades de generación nuevas deberán remitir a la CREG la siguiente información, en los plazos que aquí se señalan y en la forma que para el efecto establezca la Dirección Ejecutiva mediante circular.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.1) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.19.2.1.2. DECLARACIÓN DE INTERÉS. Documento suscrito por el representante legal, mediante el cual se informa a la CREG el interés de participar en la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme. Esta declaración se deberá reportar a la CREG dentro de los plazos establecidos en la resolución de que trata el artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006 y deberá contener:

a) Identificación del agente.

b) Identificación del proyecto.

c) Período de Vigencia de la Obligación para el cual se tiene interés, expresado en años.

d) Fecha estimada de entrada en operación comercial de la planta o unidad de generación.

e) Estimación de la capacidad efectiva neta de la planta o unidad de generación y su ENFICC.

La Dirección Ejecutiva de la CREG mediante circular informará el número de proyectos inscritos, en la fecha que para tal fin se establezca en el cronograma de que trata el artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006. La información recibida con la Declaración de Interés, se publicará posteriormente con los parámetros que declaren los agentes.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.1.1) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.19.2.1.3. DECLARACIÓN DE PARÁMETROS. La declaración de los parámetros para la determinación de la ENFICC y la información requerida para participar en la Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme deberá ser remitida en los plazos establecidos en la resolución de que trata el artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006.

Los agentes que van a declarar fraccionamiento de plantas nuevas para la Subasta deberán reportar los parámetros y ENFICC del total de cada una de las posibles combinaciones de fracciones, en los mismos plazos señalados en este numeral.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.1.2) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 019/08, art. 4) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

Reporte de información sobre plantas o unidades de generación existentes

ARTÍCULO 2.19.19.2.2.1. Reporte de información sobre plantas o unidades de generación existentes. Los agentes generadores que representen plantas o unidades de generación existentes en el Mercado de Energía Mayorista deberán remitir a la CREG la siguiente información en los plazos que aquí se señalan y en la forma que para el efecto establezca la Dirección Ejecutiva mediante circular.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.2) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.19.2.2.2. RETIROS TEMPORALES. Los agentes generadores que representen comercialmente plantas o unidades de generación existentes y que planeen retirarlas temporalmente de la Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme deberán informar a la CREG, dentro de los plazos que esta defina, mediante comunicación suscrita por el representante legal debidamente autorizado, su decisión de retiro temporal. Con dicha comunicación deberán remitir:

a) Una función de oferta de ENFICC, para cada una de las plantas o unidades de generación expresamente identificadas, en la cual se determine el retiro temporal de cada planta o unidad para los casos en que el precio de la Subasta sea menor a 0.8 veces el CE. La función de oferta de ENFICC reportada no podrá ser modificada durante el proceso de Subasta.

b) Período de Vigencia para el cual se hace efectivo el retiro temporal de la planta o unidad de generación.

Cuando el agente opte por el retiro temporal de una planta o unidad de generación deberá remitir la totalidad de la información requerida en la regulación vigente, en la oportunidad aquí señalada.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.2.1) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.19.2.2.3. RETIROS DEFINITIVOS. Los agentes generadores que representen comercialmente plantas o unidades de generación existentes y que planeen retirarlas definitivamente de la Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme deberán informar a la CREG, dentro de los plazos que esta defina, mediante comunicación suscrita por el representante legal debidamente autorizado, su decisión de retiro definitivo.

La información sobre retiros solo será pública una vez finalizada la Subasta. Por tal razón, el Administrador de la Subasta y los agentes no podrán divulgar esta información antes de dicha oportunidad. La divulgación de esta información antes de finalizada la Subasta, independientemente de que quien la haga participe o no en la Subasta, será considerada como un acto contrario a la regulación que afecta la debida realización de la Subasta.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.2.2) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.19.2.2.4. CONFIRMACIÓN DE LA ENFICC. Todos los agentes que representan comercialmente plantas o unidades de generación que hayan declarado ENFICC de conformidad con la regulación vigente, deberán remitir a la CREG, dentro de los plazos que esta defina, una comunicación suscrita por el representante legal en la cual confirmen la ENFICC asociada a cada una de las plantas o unidades de generación o informen posibles modificaciones a la misma por causas expresamente previstas en la regulación.

Lo anterior sin perjuicio de las fechas que para la declaración de ENFICC establezca la CREG en la Resolución de que trata el artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.2.3) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

Reporte de información por parte de generadores con plantas o unidades de generación que deseen presentar obras que no se han iniciado a la fecha de la subasta, para clasificar y participar como plantas especiales con cierres de ciclo o por repotenciación, o como plantas existentes con obras

ARTÍCULO 2.19.19.2.3.1. Reporte de información por parte de generadores con plantas o unidades de generación que deseen presentar obras que no se han iniciado a la fecha de la subasta, para clasificar y participar como plantas especiales con cierres de ciclo o por repotenciación, o como plantas existentes con obras. Los agentes generadores con plantas existentes que deseen adelantar obras que no se han iniciado a la fecha de la Subasta, para clasificar y participar como plantas especiales con cierres de ciclos o por repotenciación, o como planta existente con obras, deberán remitir a la CREG la siguiente información, en los plazos que aquí se señalan y en la forma que para el efecto establezca la Dirección Ejecutiva mediante circular.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.3) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.19.2.3.2. DECLARACIÓN DE INTERÉS. Documento suscrito por el representante legal mediante el cual se informa a la CREG el interés de participar en la Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme. Esta declaración deberá ser remitida en los plazos que para tal fin establezca la resolución de que trata el artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006 y deberá contener:

a) Identificación del Agente.

b) Identificación del Proyecto.

c) Período de Vigencia de la Obligación para el cual se tiene interés, indicando fecha

de inicio (mes, año) y fecha de finalización (mes, año).

d) Fecha estimada de entrada en operación comercial de la planta o unidad de generación con la obra o de las obras que incrementan la ENFICC.

e) Estimación de la capacidad efectiva neta de la planta o unidad de generación, diferenciando la capacidad actual y lo que se agregaría con la obra. Igualmente se debe entregar una estimación de la ENFICC, diferenciando la ENFICC actual y la que se agregaría con la obra.

La Dirección Ejecutiva de la CREG mediante circular informará el número de proyectos inscritos, en la fecha que para tal fin se establezca en el cronograma de que trata el artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006. La demás información recibida con la Declaración de Interés, se publicará posteriormente con los parámetros que declaren los agentes.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.3.1) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.19.2.3.3. DECLARACIÓN DE PARÁMETROS. La declaración de los parámetros para la determinación de la ENFICC y la información requerida para participar en la Subasta de Obligaciones de Energía Firme deberá ser remitida en los plazos que para tal fin establezca la resolución de que trata el artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.3.2) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.19.2.3.4. PERÍODO DE VIGENCIA DE LA OBLIGACIÓN. El Período de Vigencia de la Obligación al que podrá optar el agente que la respalde con plantas o unidades especiales, existentes con obras o existente, será el que se obtenga de aplicar las siguientes reglas:

a) Si al cierre de la subasta, la ENFICC de la planta o unidad incluye la ENFICC adicional de la obra a ejecutar, el agente podrá optar por un Período de Vigencia de la Obligación así:

i) Hasta por diez (10) años, si es planta especial con cierre de ciclo o por repotenciación.

ii) Hasta por cinco (5) años, si es planta existente con obras.

b) Si al cierre de la subasta, la ENFICC de la planta es igual a la ENFICC de la planta existente, el Período de Vigencia de la Obligación será de un (1) año.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.3.3) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

Prohibición de modificar la información declarada para participar en una subasta

ARTÍCULO 2.19.19.2.4.1. Prohibición de modificar la información declarada para participar en una subasta. Vencido el plazo previsto para la realización de las actividades establecidas en la resolución de que trata el artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006, no se podrá modificar la información declarada para participar en la respectiva Subasta.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.4) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 030/08, art. 2)

Responsabilidades y deberes

ARTÍCULO 2.19.19.3.1. Responsabilidades y deberes. El Administrador de la Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme será el ASIC y tendrá entre otras, las siguientes responsabilidades y deberes:

a) Establecer, operar y mantener el sistema de recepción de ofertas, el cual deberá estar en operación a más tardar diez (10) días calendario antes de la fecha programada para la realización de la Subasta.

b) Conservar registros históricos, en medios electrónicos, de las funciones de oferta de ENFICC registradas en el sistema de recepción de ofertas y la función de demanda para el desarrollo de la Subasta, de conformidad con las disposiciones legales vigentes en materia de conservación de documentos.

c) Ofrecer e impartir la capacitación y asistencia necesaria a todos los agentes en el manejo y operación del sistema de recepción de ofertas, de conformidad con las características propias de cada uno.

d) Reportar a las autoridades competentes las actuaciones irregulares que se presenten en el proceso de subasta, sin perjuicio de las funciones atribuidas al Auditor.

e) Contratar el Auditor de la Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme, proceso que debe estar finalizado a más tardar treinta (30) días calendario antes de la fecha programada para la realización de la subasta.

f) Informar con (2) días hábiles de anticipación, el periodo de recepción de ofertas. Se debe indicar la hora de inicio y cierre de este periodo y debe ser durante el mismo día en el que se realiza la Subasta. El sistema de recepción de ofertas deberá estar habilitado para el acceso de los agentes habilitados durante este periodo.

g) Ejecutar la Subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme, conforme a lo dispuesto en este reglamento.

h) Emitir los certificados de asignación de Obligaciones de Energía Firme establecidos en la regulación vigente, en los cuales además se hará constar expresamente que dichas obligaciones tienen la naturaleza de una transacción de energía firme realizada en el Mercado de Energía Mayorista.

i) Suspender la Subasta cuando sea requerido por el Auditor de conformidad con las disposiciones contenidas en el presente Reglamento.

j) Establecer los canales formales de comunicación entre los agentes y el Administrador durante el periodo de recepción de ofertas. Y realizar todas las comunicaciones durante el periodo de recepción de ofertas con los participantes de la Subasta a través de los mismos.

k) El Administrador de la Subasta podrá elaborar los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo las actividades encomendadas, los cuales deberán ser puestos a consideración de la CREG para su aprobación a más tardar treinta (30) días calendario antes de la realización de la subasta. En especial deberá establecer la estructura computacional y de comunicaciones requerida por los agentes y que sean necesarias para su acceso al sistema de recepción de ofertas.

l) Todo valor agregado dado por el Administrador a la información resultante del proceso de subasta será de propiedad y dominio exclusivo del Administrador. En consecuencia, el Administrador podrá comercializar la información por los medios que considere conveniente. Lo anterior sin perjuicio de las disposiciones contenidas en el presente Reglamento.

m) Una vez finalizada la Subasta, en el término de un (1) día el Administrador de la Subasta publicará al público en general, los resultados de la Subasta, es decir, el precio de cierre, así como las Obligaciones de Energía en Firme asignadas. De igual forma, deberá publicar la oferta de la(s) planta(s) que quedaron asignadas y que presentaron un precio de oferta igual al precio de cierre de la Subasta.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 2.1) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.19.3.2. Responsabilidades y deberes. El Auditor de la Subasta será una persona natural o jurídica con reconocida experiencia en procesos de auditoría, quien tendrá a su cargo las siguientes responsabilidades y deberes:

a) Verificar la correcta aplicación de la regulación vigente para el desarrollo de la Subasta.

b) Verificar que las comunicaciones entre los agentes participantes y el Administrador de la Subasta durante el periodo de recepción de ofertas se realicen única y exclusivamente mediante los canales formales de comunicación establecidos por este último.

c) Verificar que durante la Subasta se sigan expresamente los pasos y reglas establecidos en este reglamento.

d) Solicitar al Administrador la suspensión de la Subasta cuando considere que no se está dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación vigente.

e) Remitir a la CREG, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la finalización de la subasta, un informe en el cual se establezca, sin ambigüedades, el cumplimiento o no de la regulación vigente en dicho proceso.

f) Para los casos en los cuales el Auditor establezca que en la Subasta respectiva no se dio cumplimiento a la normatividad vigente, el proceso adelantado no producirá efectos, y la CREG procederá a programar la Subasta nuevamente, sin perjuicio de las acciones penales y/o civiles y las actuaciones administrativas a que haya lugar contra las personas hayan incumplido la normatividad vigente.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 2.2) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.19.3.3. Responsabilidades y deberes. Los agentes participantes de la Subasta para la asignación de las Obligaciones de Energía Firme deberán cumplir las siguientes obligaciones relacionadas con la utilización del sistema de recepción de ofertas:

a) Tener a su disposición la estructura operativa y el equipo computacional y de comunicaciones apropiado de acuerdo con las especificaciones operativas y técnicas establecidas por el Administrador de la Subasta para acceder al sistema de recepción de ofertas.

b) Asistir a las capacitaciones que el Administrador de la Subasta imparta en materia de manejo y operación del sistema de recepción de ofertas.

c) Mantener bajo su exclusiva responsabilidad y estrictos estándares de seguridad y confidencialidad, las claves de acceso al sistema de recepción de ofertas.

d) Durante el periodo de recepción de ofertas, el agente deberá comunicarse con el Administrador de la Subasta solamente mediante los canales formales que este último disponga.

e) Abstenerse de realizar actos de competencia desleal, contrarios a la libre competencia o contrarios a legislación o a la regulación vigente o que afecten la transparencia del proceso o la adecuada formación de precios.

f) Informar de manera inmediata al Administrador cualquier error o falla del sistema de recepción de ofertas.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 2.3) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

Subasta para la asignación de obligaciones de energía firme

Tipo de subasta y procedimiento general

ARTÍCULO 2.19.19.4.1.1. Tipo de subasta y procedimiento general. La subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme será de sobre cerrado y de precio único. Esta Subasta seguirá el siguiente procedimiento general:

a) La CREG remitirá los parámetros para la construcción de la función de demanda a la que hace referencia el numeral 3.2 de este anexo, en el día establecido en la resolución de que trata el artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006.

b) Se da inicio al periodo de recepción de ofertas, durante el cual los agentes habilitados para participar en la Subasta podrán ingresar al sistema de recepción de ofertas con sus respectivas claves para remitir su función de oferta de ENFICC.

c) Finalizado el periodo para la recepción de ofertas, el Administrador de la Subasta dará inicio a la Subasta.

d) El Administrador de la Subasta procede a la determinación del precio de cierre de la Subasta y las cantidades de Obligaciones de Energía Firme asignadas a cada planta o unidad de generación, de acuerdo con función de oferta agregada y la función de demanda, así como las reglas que contiene este reglamento.

e) El Administrador de la Subasta informa los resultados del proceso de Subasta, en el día establecido en la resolución de que trata el artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.1) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

Función de demanda de la subasta para la asignación de obligaciones de energía firme

ARTÍCULO 2.19.19.4.2.1. Función de demanda de la subasta para la asignación de obligaciones de energía firme. La función de demanda de la Subasta indica la cantidad de energía firme que se propone asignar mediante Obligaciones de Energía Firme para cada nivel de precio, hasta el precio máximo de la Subasta.

La función de demanda estará descrita por una sucesión de cuatro (4) segmentos rectos entre los puntos O, C1, C2, C3 y C4, así:

Segmento OC₁	Entre los puntos O=(0,PMS) y C1=(M1, PMS)
Segmento C₁C₂	Entre los puntos C1=(M1,PMS) y C2=(M2, P2)
Segmento C₂C₃	Entre los puntos C2=(M2,P2) y C3=(M3, P3)
Segmento C₃C₄	Entre los puntos C3=(M3,P3) y C4=(M4, PMC)

A partir del punto C4, es decir, para cantidades mayores a M4 la demanda es horizontal con precio PMC.

Donde:

PMS:	Precio máximo de la Subasta en dólares por kilovatio hora (USD-kWh)
M1:	Cantidad mínima de energía firme a comprar en kilovatios hora día (kWh-día).
M2, M3, M4:	Cantidades de demanda en kilovatios hora día (kWh-día)
P2, P3:	Precios a definir por la CREG en dólares por kilovatio hora (USD-kWh)
PMC:	Precio mínimo de compra de la Subasta en dólares por kilovatio hora (USD-kWh)

Todos los valores de los parámetros para la construcción de la función de demanda serán informados por la CREG al Administrador de la Subasta, de acuerdo con el cronograma de la resolución a la que hace referencia el artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006.

Las variables que hacen referencia a cantidades de energía en firme de la función de demanda que se utilizará en la Subasta, es decir, M1, M2, M3 y M4 deberán contemplar los descuentos realizados por el ASIC según la regulación vigente.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.2) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

Sistema de recepción de ofertas

ARTÍCULO 2.19.19.4.3.1. Sistema de recepción de ofertas. La plataforma tecnológica requerida para la recepción de ofertas que serán utilizadas para la Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme será implementada por el Administrador de la Subasta y deberá cumplir con los siguientes requisitos mínimos:

a) Debe ser una plataforma basada en protocolos de Internet, que permita el acceso a cada uno de los agentes habilitados para participar en la Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme desde el sitio en el territorio nacional donde estos dispongan de la infraestructura de computación y comunicaciones necesarias para tal fin.

b) Las bases de datos y servidores del sistema de recepción de ofertas deberán permanecer en el sitio que para tal fin establezca el Administrador.

c) Debe garantizar la autenticación de los usuarios que acceden al sistema de recepción de ofertas.

d) Debe cumplir las exigencias establecidas en la legislación que rige en materia de comercio electrónico.

e) Debe tener un sistema de manejo de información confidencial.

f) Debe incluir sistemas de respaldo que garanticen la operación continua durante el periodo de recepción de ofertas.

g) El sistema de recepción de ofertas deberá estar dotado de un registro de todos los procesos realizados en él, incluyendo el registro de ingreso de cada uno de los usuarios. Asimismo, deberá registrar la hora, minuto, segundo y centésima de segundo en el que el usuario ingresa la función de oferta de ENFICC.

h) El sistema de recepción de ofertas deberá verificar de manera automática que la función de oferta de ENFICC remitida por cada uno de los agentes cumpla con las condiciones establecidas en el presente reglamento.

i) El Administrador de la Subasta deberá realizar una auditoría operativa y de sistemas para verificar el adecuado funcionamiento del sistema de recepción de ofertas y certificar su correcta operación frente a las especificaciones técnicas, operativas y de seguridad, respecto del programa y de los equipos. Igualmente, deberá remitir el certificado de dicha auditoría a la CREG antes de la fecha de inicio de la Subasta.

j) El Administrador de la Subasta no será responsable por la suspensión o interrupción de los servicios, ni por las deficiencias mecánicas, electrónicas o de software que se observen en la prestación del servicio, derivadas de las limitaciones tecno lógicas propias del sistema computacional, ni por cualquier otro hecho que escape al control del Administrador, como caso fortuito o fuerza mayor. No obstante, es obligación del Administrador contar con los sistemas de respaldo que considere necesarios para el correcto funcionamiento del sistema de recepción de ofertas.

k) Aquellos agentes cuyos sistemas computacionales o de comunicaciones no cumplan con los requisitos establecidos solo podrán entregar sus funciones de oferta de ENFICC haciendo uso de las estaciones de trabajo habilitadas para tal fin en las oficinas del Administrador. Estas estaciones de trabajo deberán estar físicamente aisladas de tal forma que se impida cualquier comunicación entre quienes estén haciendo uso de ellas.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.3) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 030/08, art. 3) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

Mecanismos de contingencia

ARTÍCULO 2.19.19.4.4.1. Mecanismos de contingencia. Cuando el sistema de recepción de ofertas se suspenda por las causas señaladas a continuación, se procederá como se indica para cada una de ellas.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.4) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.19.4.4.2. Mecanismos de contingencia. Si el sistema de recepción de ofertas interrumpe su operación por fallas técnicas durante el transcurso del periodo de recepción de ofertas, afectando total o parcialmente el servicio se procederá como sigue:

a) Una vez restablecida la operación del sistema de recepción de ofertas, antes del plazo de cierre de recepción de ofertas, el Administrador procederá a informarlo a los participantes.

b) Una vez restablecida la operación del sistema de recepción de ofertas y si superó el plazo de cierre de recepción de ofertas, el Administrador procederá a informarlo a los participantes, y se amplía el plazo de recepción de ofertas por un lapso de tiempo igual, en horas hábiles, al que estuvo suspendido, el sistema de recepción de ofertas. En cualquier caso, el plazo adicional no deberá ser menor a una (1) hora.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.4.1) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.19.4.4.3. Mecanismos de contingencia. Se entenderá como suspensión parcial de la operación del sistema de recepción de ofertas a la falla asociada a las estaciones de trabajo de cualquiera de los participantes o de sus sistemas de comunicación.

Cuando se presente la suspensión parcial de la operación del sistema de recepción de ofertas, el participante cuya estación de trabajo o sistema de información falló deberá remitir vía alterna establecida por el Administrador, la función de oferta de ENFICC cumpliendo con la reglamentación vigente. Dichas funciones de ofertas de ENFICC serán ingresadas al sistema de recepción de ofertas, según la alternativa y formato establecidos por el Administrador.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.4.2) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

Claves de acceso al sistema de recepción de ofertas

ARTÍCULO 2.19.19.4.5.1. Claves de acceso al sistema de recepción de ofertas. El Administrador de la Subasta entregará, al representante legal de cada uno de los agentes habilitados para participar en la Subasta de Obligaciones de Energía Firme, una clave de acceso al sistema de recepción de ofertas.

El agente será el único responsable por el uso que sus operadores, funcionarios o cualquier persona hagan de la clave de acceso y deberá velar porque la misma se mantenga y use bajo estricta reserva y seguridad. El Administrador de la Subasta podrá establecer el uso de firma digital que sustituya las claves de que tratan el presente numeral.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.5) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 139/11, art. 5) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

Periodo de recepción de ofertas

ARTÍCULO 2.19.19.4.6.1. Periodo de recepción de ofertas. El periodo de recepción de ofertas corresponde al tiempo comprendido entre la hora de apertura y cierre de recepción de ofertas, el cual deberá ser informado por el Administrador de la Subasta, al menos dos (2) días hábiles antes de la realización de la Subasta.

La hora de apertura y cierre para la recepción de ofertas deberá estar comprendido como máximo entre las 8:00 horas y hasta las 14:00 horas del mismo día en que se realice la Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme, según lo establecido en el cronograma de la resolución a la que hace referencia el artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006. Para todos los efectos se considerará la hora legal para Colombia.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.6) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

Función de oferta de ENFICC

ARTÍCULO 2.19.19.4.7.1. Función de oferta de ENFICC. Para la Subasta, los agentes habilitados para participar en ella deberán enviar una función de oferta de ENFICC que contenga la siguiente información:

a) Precio y cantidad de energía firme ENFICC que están dispuestos a comprometer.

b) Nombre de la planta o unidad de generación que respaldará la Obligación de Energía Firme.

La cantidad de energía firme ENFICC asociada a cada uno de los bloques ofertados deberá estar expresada en kilovatios hora día (kWh día) que deben ser iguales a la ENFICC de cada planta o unidad de generación que represente el agente generador, en número entero.

En caso de plantas nuevas o plantas de las que trata el numeral 3.7.2 de este anexo, para las cuales se permite el fraccionamiento, el bloque corresponde a la ENFICC de cada fracción.

El precio de la energía firme ofertada deberá ser único para cada bloque ofertado y debe estar expresado en dólares americanos por megavatio hora (USD/MWh), con una cifra decimal.

En caso de que las fracciones correspondan a una planta que tiene unidades interdependientes, tal como ocurre con una planta de ciclo combinado que el cierre de ciclo depende del ciclo simple, y que dichas unidades queden asignadas con OEF, el cumplimiento de dichas OEF se hará verificando la planta completa.

Las plantas nuevas o especiales que recibieron asignaciones previas, que al momento de efectuar la subasta estén en construcción, y que inician su período de vigencia de OEF para el período a subastar o antes de este, podrán participar en la subasta con cantidad de energía firme no comprometida y su remuneración será el mínimo entre el precio de cierre de la subasta y el precio de la última asignación que tenga anterior a esta subasta.

Para dicha energía no comprometida, el período de asignación será el mínimo entre diez (10) años y los años restantes para cumplir la asignación que se le hizo asignación la primera vez, contados a partir del período a subastar.

Las plantas existentes con obras que recibieron asignaciones previas, que al momento de efectuar la subasta estén en construcción, y que inician su periodo de vigencia de OEF para el período a subastar o antes de este, podrán participar en la subasta con cantidad de energía firme no comprometida y su remuneración será el mínimo entre el precio de cierre de la subasta y el precio de la última asignación que tenga anterior a esta subasta. Para dicha energía no comprometida, el período de asignación será de un (1) año.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.7) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.19.4.7.2. Función de oferta de ENFICC. Las funciones de oferta de ENFICC que sean respaldadas con plantas o unidades de generación existentes y existentes con obra y especiales que iniciaron sus obras antes de la subasta deberán cumplir con los siguientes requisitos:

a) La cantidad de energía firme ofertada debe ser igual a la ENFICC declarada para la planta o unidad de generación que la respalda, para el rango de precios mayores o iguales al precio establecido para los retiros temporales.

b) Para precios inferiores al precio establecido para los retiros temporales, el agente podrá remitir una función de oferta de ENFICC presentada con la comunicación de retiro temporal.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.7.1) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.19.4.7.3. Función de oferta de ENFICC. Las funciones de oferta de ENFICC que sean respaldadas con plantas o unidades de generación que deseen presentar obras adicionales cuya construcción no ha iniciado a la fecha de la subasta, para clasificar y participar como plantas especiales con cierre de ciclo o por repotenciación, o como plantas existentes con obras deberán cumplir con los siguientes requisitos:

a) La cantidad de energía firme ofertada puede ser como máximo la ENFICC correspondiente a la obra adicional, para el rango de precios superiores o igual al precio establecido para los retiros temporales.

b) Para precios inferiores al precio establecido para los retiros temporales, la cantidad de energía ofertada corresponderá a la función de oferta de ENFICC presentada para la planta existente con la comunicación de retiro temporal, si es del caso.

En caso de que se retire la ENFICC de la obra adicional, la planta o unidad de generación mantendrá la clasificación que le corresponda sin considerar dicha obra.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.7.2) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

Inadmisión y corrección de ofertas

ARTÍCULO 2.19.19.4.8.1. Inadmisión y corrección de ofertas. Cuando un agente habilitado para participar en la Subasta de Obligaciones de Energía Firme envíe al sistema de recepción de ofertas una función de oferta de ENFICC que no cumpla con las condiciones establecidas en el reglamento, esta será inadmitida automáticamente por el sistema. Dicha situación deberá ser informada inmediatamente al agente respectivo con el fin de que realice las correcciones necesarias.

Para los casos en los cuales el agente no envíe una función de oferta de ENFICC que cumpla con las condiciones establecidas en el reglamento, antes del cierre de recepción de ofertas, se retira la ENFICC representada por el agente.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.8) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 139/11, art. 6) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

Inicio de la subasta

ARTÍCULO 2.19.19.4.9.1. Inicio de la subasta. La Subasta iniciará quince (15) minutos después del cierre de recepción de ofertas.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.9) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 030/08, art. 3) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

Función de oferta agregada

ARTÍCULO 2.19.19.4.10.1. Función de oferta agregada. La función de oferta agregada indica la cantidad de energía firme ofertada para asignar mediante Obligaciones de Energía Firme para cada nivel de precio, hasta el precio máximo de la Subasta.

Una vez finalizado el periodo de recepción de ofertas, el Administrador tomará la última función de oferta de ENFICC remitida por cada participante a través del sistema de recepción de ofertas.

Esta función de oferta agregada será el resultado de ordenación de las funciones de oferta de ENFICC de menor a mayor precio. Todas las ofertas que tengan un precio superior al precio máximo de la Subasta deben ser eliminadas. Una vez ordenadas las ofertas de ENFICC y eliminadas aquellas con un precio mayor al precio máximo de la subasta, se asumirá una oferta inelástica (vertical) para el rango de precios entre la última oferta ordenada y el precio máximo de la subasta.

Las cantidades de energía firme ofertadas por los participantes deben haber sido verificadas por el ASIC según la regulación vigente y no deben estar comprometidas con Obligaciones de Energía Firme asignadas previamente mediante subastas o el mecanismo que haga sus veces.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.10) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

SECCIÓN 11

Terminación anticipada de la subasta

ARTÍCULO 2.19.19.4.11.1. Terminación anticipada de la subasta. Cuando al inicio de la Subasta se verifique que no se presentaron funciones de oferta de ENFICC respaldadas con plantas o unidades de generación nuevas o con plantas de las que trata el numeral 3.7.2 de este reglamento, el Administrador de la Subasta la dará por terminada e informará a la CREG, la cual establecerá el procedimiento a seguir.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.11) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 139/11, art. 7) (Fuente: R CREG 019/08, art. 6) (Fuente: R CREG 019/08, art. 5) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

SECCIÓN 12

Determinación del precio de cierre de la subasta y de la asignación de la obligación de energía firme

ARTÍCULO 2.19.19.4.12.1. Determinación del precio de cierre de la subasta y de la asignación de la obligación de energía firme. El precio de cierre de la Subasta y las asignaciones de Obligaciones de Energía firme resultantes de este proceso se determinarán a partir de la igualación entre la función de oferta agregada y la función de demanda, así como las reglas descritas en este numeral.

El precio de cierre de la Subasta será aplicable a las Obligaciones de Energía Firme asignadas como resultado de este proceso y que son respaldadas con plantas o unidades de generación; que no tienen Obligación de Energía Firme para el año para el cual se realiza la subasta y que se encuentren en alguna de las siguientes categorías: nuevas; existentes que deseen presentar obras adicionales que no se han iniciado a la fecha de la subasta para clasificar como plantas especiales con cierre de ciclo o repotenciación o como plantas existentes con obras; existentes; y existentes con obras y especiales que iniciaron las obras antes de la subasta.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.12) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 019/08, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.19.4.12.2. Determinación del precio de cierre de la subasta y de la asignación de la obligación de energía firme. En el caso que la función de demanda corta con la función de oferta agregada en un segmento vertical de la función de oferta agregada se procederá de la siguiente forma:

a) Se identifica la cantidad de energía firme observada en el punto de corte de la función de oferta agregada y la función de demanda (Q*).

b) El precio de cierre de la Subasta será igual al mínimo precio de la función de oferta agregada asociado a la cantidad Q*.

c) Las asignaciones de Obligaciones de Energía en Firme resultantes de la Subasta serán iguales a la cantidad de energía firme ofertada por cada agente, cuyo precio de oferta fue inferior o igual al precio de cierre de la Subasta, con el período de vigencia señalado en la Declaración de Interés.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.12.1) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 019/08, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.19.4.12.3. Determinación del precio de cierre de la subasta y de la asignación de la obligación de energía firme. En el caso que la función de demanda corta con la función de oferta agregada en un segmento horizontal de la función de oferta agregada se procederá de la siguiente forma:

a) Cuando se tenga una sola oferta al precio en que la función de demanda corta la función de oferta agregada (la oferta marginal es de un solo bloque ofertado), entonces se deberán contemplar los siguientes casos:

i) Si el exceso de oferta resultante, medido como la diferencia entre la oferta agregada y la función de demanda al precio de la oferta marginal, es menor o igual al 50% de la cantidad de energía firme ofertada en la oferta marginal, entonces:

i.i) El precio de cierre de la Subasta será el precio de la oferta marginal.

i.ii) Las asignaciones de Obligaciones de Energía en Firme resultantes de la Subasta serán iguales a las cantidades de energía firme ofertadas por cada agente, cuyos precios de oferta hayan sido inferiores o iguales al precio de cierre de la Subasta, con el período de vigencia señalado en la Declaración de Interés.

ii) Si el exceso de oferta es mayor al 50% de la cantidad de energía firme ofertada en la oferta marginal, entonces:

ii.i) A la oferta marginal no se le asignan Obligaciones de Energía en Firme. Las ofertas con precio inferior al precio de la oferta marginal se consideran en mérito.

ii.ii) El precio de cierre de la Subasta será igual al máximo precio entre los precios de las ofertas que están en mérito.

ii.iii) Las asignaciones de Obligaciones de Energía en Firme resultantes de la Subasta serán iguales a las cantidades de energía firme ofertadas por cada agente, cuyos precios de oferta hayan sido inferiores o iguales al precio de cierre de la Subasta, con el período de vigencia señalado en la Declaración de Interés.

b) En caso que haya más de una oferta al mismo precio en que la función de demanda corta la función de oferta agregada (se tienen varias ofertas marginales), entonces se deberá realizar el siguiente procedimiento:

i) Se construyen todas las permutaciones posibles de los bloques de las ofertas marginales.

ii) Para cada posible permutación:

1. Se construye la función de oferta agregada con los bloques de las ofertas marginales ordenados según el orden de la permutación y se descartan todas las ofertas con precios superiores al precio de las ofertas marginales.

2. Se descartan tantos bloques de ofertas marginales como se requiera, antes de que al precio marginal la cantidad de energía firme de la función de demanda se torne menor que la función de oferta agregada. La oferta marginal que quede de última en esta permutación se denomina oferta límite de la permutación.

3. Si el exceso de oferta resultante es menor o igual al 50% de la cantidad de energía firme de la oferta límite de la permutación, se cuantifica el exceso de oferta resultante de la permutación incluyendo la oferta límite.

4. Si el exceso de oferta resultante es mayor al 50% de la oferta límite de la permutación, se cuantifica el exceso de demanda tras sustraer la oferta límite de la permutación.

5. Cada permutación junto con el exceso de oferta o de demanda calculado según los pasos 1 a 4 se denomina una posible asignación marginal. Si tanto el exceso de oferta como el exceso de demanda de alguna posible asignación marginal son ambos iguales a cero (0), entonces se considera esta posible asignación marginal como con exceso de oferta en el paso iii, a continuación.

iii) Entre las posibles asignaciones marginales construidas en el paso ii, se identifican aquellas en las que se tenga exceso de oferta. Si al menos una posible asignación marginal tiene un exceso de oferta mayor o igual a cero, el precio de cierre de la Subasta será el de las ofertas marginales, y las cantidades a asignar se determinarán con base en la posible asignación marginal en la que se minimice el exceso de oferta, así:

iii.i) Las asignaciones de Obligaciones de Energía en Firme resultantes de la Subasta serán iguales a las cantidades de energía firme ofertadas por cada agente cuyos precios de oferta hayan sido inferiores al precio de cierre de la Subasta, con el período de vigencia señalado en la Declaración de Interés.

iii.ii) Además, las asignaciones de Obligaciones de Energía en Firme resultantes de la Subasta para las ofertas marginales serán iguales a las que le corresponde a cada agente en la posible asignación marginal que minimiza el exceso de oferta, con el período de vigencia señalado en la Declaración de Interés.

iv) Entre las posibles asignaciones marginales construidas en el paso ii, si ninguna tiene exceso de oferta, se identifican aquellas en las que se tenga exceso de demanda. El precio de cierre de la Subasta será el de las ofertas marginales, y las cantidades a asignar se determinarán con base en la posible asignación marginal en la que se minimice el exceso de demanda, así:

iv.i) Las asignaciones de Obligaciones de Energía en Firme resultantes de la Subasta serán iguales a las cantidades de energía firme ofertadas por cada agente cuyos precios de oferta hayan sido inferiores al precio de cierre de la Subasta, con el período de vigencia señalado en la Declaración de Interés.

iv.ii) Además, las asignaciones de Obligaciones de Energía en Firme resultantes de la Subasta para las ofertas marginales serán iguales a las que le corresponde a cada agente en la posible asignación marginal que minimiza el exceso de demanda, con el período de vigencia señalado en la Declaración de Interés.

v) En caso de que persistan empates en los casos iii) o iv) se escogerá la posible asignación marginal que involucre mayor número de bloques. Si persisten empates, se identifica el registro de tiempo de cada una de las ofertas en cada posible asignación marginal empatada. Se comparan los tiempos de registro de la oferta más temprana de cada posible asignación marginal y se escoge la posible asignación marginal con la oferta más temprana. Si persiste un empate, se procede a comparar el registro de tiempo de la segunda oferta más temprana en las posibles asignaciones marginales empatadas, y así sucesivamente hasta dirimir el empate.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.12.2) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 042/08, art. 1) (Fuente: R CREG 019/08, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

SECCIÓN 13

Casos especiales del proceso de subasta

ARTÍCULO 2.19.19.4.13.1. Casos especiales del proceso de subasta. Para todos los efectos se define una subasta con carácter de especial cuando se cumpla al menos una de las siguientes condiciones:

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.13) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 042/08, art. 2) (Fuente: R CREG 030/08, art. 5) (Fuente: R CREG 019/08, art. 8) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.19.4.13.2. Casos especiales del proceso de subasta. La Subasta se calificará de oferta insuficiente, si la función de oferta agregada no es suficiente para atender la Demanda Objetivo con los descuentos realizados por el ASIC según la regulación.

Cuando la Subasta se califique de oferta insuficiente, el Precio del Cargo por Confiabilidad asociado a las Obligaciones de Energía Firme asignadas y respaldadas con plantas o unidades de generación existentes, existentes con obras o especiales, de que trata el numeral 3.7.1 de este anexo, será el valor mínimo entre el resultante de incrementar el CE en un (10) diez por ciento y el precio de cierre de la Subasta.

Las Obligaciones de Energía Firme asignadas y respaldadas con plantas o unidades de generación nuevas o con plantas o unidades de las que trata el numeral 3.7.2 de este anexo serán remuneradas al precio de cierre de la Subasta.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.13.1) (Fuente: R CREG 026/19, art. 1) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.19.4.13.3. Casos especiales del proceso de subasta. La Subasta se calificará como de competencia insuficiente cuanto ocurran simultáneamente los eventos a. y b. que se describen a continuación.

a) La suma de la ENFICC declarada y verificada no asignada en Obligaciones de Energía Firme para el año a subastar de las siguientes plantas:

i) Plantas o unidades de que trata el numeral 3.7.1 de este anexo;

ii) Plantas o unidades existentes de que trata el numeral 3.7.2. de este anexo, sin considerar la ENFICC adicional por obras o repotenciación;

iii) Plantas no Despachadas Centralmente, cuyos agentes que las representan tengan contratos en los que suministre energía para cubrir la demanda del período de vigencia a subastar; menos la ENFICC de las plantas o unidades con la condición de retiro temporal, es menor a la demanda mínima a cubrir (M1) de la función de demanda, con los descuentos realizados por el ASIC según la regulación vigente.

b) La diferencia entre la oferta agregada total y la Demanda Objetivo con los descuentos realizados por el ASIC según la regulación vigente, es menor que el 4% de la Demanda Objetivo, o, existe un agente cuya oferta de ENFICC asociada a plantas o unidades nuevas es 'pivotal', es decir, las plantas o unidades nuevas de por lo menos un agente son necesarias para atender la demanda al nivel M1 con los descuentos realizados por ASIC según la regulación.

Cuando una Subasta sea calificada como de competencia insuficiente, el Precio del Cargo por Confiabilidad asociado a las Obligaciones de Energía Firme respaldadas con plantas o unidades de generación de que trata el numeral 3.7.1 de este anexo, será el valor mínimo entre el resultante de incrementar el CE en un (10) diez por ciento y el precio de cierre de la Subasta.

El precio del Cargo por Confiabilidad asociado a las Obligaciones de Energía Firme asignadas y respaldadas con plantas o unidades de generación nuevas o con las que trata el numeral 3.7.2 de este anexo será igual al precio de cierre de la Subasta.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.13.2) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.19.4.13.4. Casos especiales del proceso de subasta. La Subasta se calificará como de participación insuficiente cuando se cumpla la siguiente condición.

El 50% o más del total de las Obligaciones de Energía Firme asignadas a plantas nuevas o de las que trata el numeral 3.7.2 de este anexo, se asignan a plantas o unidades representadas por agentes que individualmente tengan una participación en ENFICC igual o mayor al 15% de la Demanda Objetivo del año a subastar.

La participación del agente se medirá como la proporción entre la suma de la ENFICC de las plantas existentes y/o las plantas o unidades de que trata el numeral 3.7.1 de este anexo representadas por el mismo agente sobre la Demanda Objetivo del año a subastar.

Cuando una Subasta sea calificada como de participación insuficiente, el Precio del Cargo por Confiabilidad asociado a las Obligaciones de Energía Firme respaldadas con plantas o unidades de generación existentes, existentes con obras y especiales, de que trata el numeral 3.7.1 de este anexo, será el valor mínimo entre el resultante de incrementar el CE en un diez (10) por ciento y el precio de cierre de la Subasta.

Las Obligaciones de Energía Firme asignadas y respaldadas con plantas o unidades de generación nuevas o con plantas o unidades de que trata el numeral 3.7.2 de este Reglamento serán remuneradas al precio de cierre de la subasta.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.13.3) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

SECCIÓN 14

Selección del desarrollador para el caso de un proyecto con varios desarrolladores

ARTÍCULO 2.19.19.4.14.1. Selección del desarrollador para el caso de un proyecto con varios desarrolladores. En caso que existan varios agentes interesados en desarrollar un mismo proyecto se aplicarán las siguientes condiciones para participar en la subasta y reglas para seleccionar el desarrollador al cual se le asignan las Obligaciones de Energía Firme.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.14) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.19.4.14.2. Selección del desarrollador para el caso de un proyecto con varios desarrolladores. a) Identificación del proyecto que participará en la Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme, con varios desarrolladores.

i) Los agentes que hayan declarado un proyecto o proyectos correspondientes a plantas nuevas y/o a las que se refiere el numeral 3.7.2 deberán verificar si su proyecto es excluyente con otro u otros, ya sea por que hayan tenido conocimiento por el documento de publicación de proyectos, por solicitud de la CREG o por cualquier otro motivo. El proyecto es excluyente con otro bien sea porque se trate del mismo proyecto o porque la construcción de uno descarta o es incompatible con la construcción del otro.

En caso de que para estos efectos un agente requiera de aclaraciones a la información declarada por otro agente, el interesado informará a la CREG detalladamente sobre los puntos de los parámetros que requiere aclaración, con el fin de que esta solicite las aclaraciones pertinentes. Estas últimas se informarán una vez sean recibidas en la CREG.

ii) Los agentes que hayan declarado proyectos correspondientes a plantas nuevas y/o a las que se refiere el numeral 3.7.2 deberán entregar a la CREG, junto con la declaración de ENFICC, una comunicación suscrita por el representante legal en la que informe si su proyecto es excluyente y en caso de serlo, deberá informar con cuál o cuáles proyectos de los contenidos en dicho documento se excluye.

iii) En caso de no tener certeza sobre la compatibilidad o no exclusión de un proyecto con otro, deberá reportarlo como excluyente para su participación en la Subasta.

iv) Si un agente que declaró proyectos correspondientes a plantas nuevas no entregó a la CREG la información prevista en el numeral ii) en el plazo previsto, se entenderá que cada uno de los proyectos para los cuales declaró parámetros no es excluyente con otro u otros proyectos contenidos en documento que contiene los parámetros para el cálculo de la ENFICC.

Por tanto, posteriormente no se podrá invocar el carácter excluyente del proyecto para justificar la no entrega de las respectivas garantías que respalden la asignación de las Obligaciones de Energía Firme, ni para justificar el incumplimiento de cualquier obligación asociada al Cargo por Confiabilidad.

v) Si solamente un desarrollador declara el proyecto como excluyente con otro, estos proyectos se considerarán como excluyentes. Lo anterior, sin perjuicio de las acciones judiciales que puedan ejercer contra este desarrollador quienes pudieran resultar afectados con la declaración de excluyente de un proyecto que no lo sea.

vi) Los proyectos declarados o considerados como excluyentes según las normas anteriores, se tratarán en la Subasta como un solo proyecto con varios desarrolladores quienes se someten al resultado de la subasta.

b) Información requerida para participar en la Subasta con un proyecto con varios desarrolladores:

Para el caso de proyectos con los mismos estudios se requiere la documentación de los numerales i) a iv) siguientes. Para el caso de proyectos con estudios realizados independientemente por varios agentes se requiere la documentación de los numerales iii) y iv) siguientes.

i) Promesa de compra-venta del estudio entre el dueño o poseedor del estudio y el desarrollador. En la promesa de compra-venta se deberá incluir, entre otros aspectos, el valor base del estudio y la aceptación por las partes del resultado de la Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme y de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS.

ii) Sobre cerrado en donde el desarrollador establece el valor que está dispuesto a pagar por el estudio, en caso de que existan varios desarrolladores del mismo proyecto por igual cantidad de ENFICC.

iii) Garantía para amparar la participación en la subasta de acuerdo con lo definido en el Capítulo 3 de la Resolución CREG 061 de 2007, o aquellas que la modifiquen.

iv) Toda la información exigida en la resolución de que trata el artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006 y en los plazos que allí se establezcan.

La documentación exigida en los numerales i) a iii) de este literal deberá ser remitida por cada desarrollador en el plazo establecido para la entrega de las garantías para participar en la Subasta en la resolución de que trata el artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.14.1) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.19.4.14.3. Selección del desarrollador para el caso de un proyecto con varios desarrolladores. En el proceso de construcción de la función de oferta agregada, el Administrador de la Subasta utilizará la información de las funciones de oferta de ENFICC de proyectos excluyentes siguiendo las siguientes reglas:

a) Comparará las funciones de oferta de ENFICC remitidas por los desarrolladores de cada proyecto excluyente y seleccionará la función de oferta de ENFICC que tenga menor precio, en cada caso. Las demás funciones de oferta de ENFICC serán descartadas en la construcción de oferta agregada.

b) En caso de empate en el precio ofertado para el mismo proyecto excluyente, entonces el Administrador de la Subasta seleccionará la función de oferta de ENFICC de quien haya ofertado mayor ENFICC, para la construcción de la función de oferta agregada. Las demás funciones de oferta de ENFICC serán descartadas en la construcción de oferta agregada.

c) En caso de que el empate persista entre dos o más desarrolladores con los mismos estudios que hayan ofertado igual ENFICC, el Administrador de la Subasta procederá a abrir los sobres cerrados, los ordenará de mayor a menor, y asignará al desarrollador que está dispuesto a pagar más por el estudio.

d) Si el empate persiste se utilizará la función de oferta de ENFICC que haya sido ingresada primero al sistema de registro de ofertas, para la construcción de la función de oferta agregada. Las demás funciones de oferta de ENFICC serán descartadas en la construcción de oferta agregada.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.14.2) (Fuente: R CREG 002/19, art. 6) (Fuente: R CREG 103/18, art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, art. 2)

Reglamento con los procedimientos operativos y técnicos del administrador de la subasta para la asignación de obligaciones de energía firme - OEF -

ARTÍCULO 2.19.19.5.1. REGLAMENTO CON LOS PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS Y TÉCNICOS DEL ADMINISTRADOS DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME - OEF-. INTRODUCCIÓN

XM COMPAÑÍA DE EXPERTOS EN MERCADOS S.A. E.S.P. -XM- en su calidad de Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales -ASIC- y para dar cumplimiento a sus responsabilidades y deberes como Administrador de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme -OEF-, publica el siguiente Reglamento, para dar cumplimiento conforme a lo dispuesto en el Anexo 10 de la Resolución CREG 071 de 2006, y sus modificaciones, específicamente lo dispuesto en el Numeral 2.1, Literal fc

"El Administrador de la Subasta podrá elaborar los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo las actividades encomendadas, los cuales deberán ser puestos a consideración de la CREG para su aprobación a más tardar treinta (30) días calendario antes de la realización de la subasta. En especial deberá establecer la estructura computacional y de comunicaciones requerida por los agentes y que sean necesarias para su acceso al sistema de recepción de ofertas."

El presente Reglamento para la realización de la Subasta de OEF tiene por objeto establecer los procedimientos operativos y técnicos para los Agentes o Personas Jurídicas Interesadas, que conforme a la regulación vigente participan con la presentación de la Función de Oferta de ENFICC en la Subasta para la Asignación de OEF.

El documento contiene inicialmente las definiciones de los términos técnicos de mayor utilización que requieren un entendimiento común para todos los participantes, posteriormente se detalla la información y documentación que debe ser entregada por los Participantes al Administrador de la Subasta en los plazos establecidos en el Cronograma del Administrador de la Subasta que será publicado para el efecto. Además de los requisitos técnicos para el funcionamiento que deben tener las estaciones de trabajo desde las cuales los participantes accederán al Sistema de Recepción de Ofertas.

Adicionalmente, se describe la metodología del proceso de Subasta y los mecanismos alternos para la recepción de ofertas, además se establecen los canales formales de comunicación entre los Participantes y el Administrador de la Subasta. Finalmente, se indican los medios por los cuales el Administrador de la Subasta suministrará información relacionada con la misma, lo que deben hacer los participantes que necesiten una estación de trabajo en las instalaciones del Administrador de la Subasta y algunos aspectos relacionados con el Plan de Contingencia para el Sistema de Recepción de Ofertas.

TABLA DE CONTENIDO

1. DEFINICIONES

2. DOCUMENTOS DE PARTICIPACIÓN

3. REQUISITOS OPERATIVOS DEL SISTEMA DE RECEPCIÓN DE OFERTAS (PARTICIPANTES).

4. PROCESO DE SUBASTA DE SOBRE CERRADO

5. MECANISMOS ALTERNOS PARA PRESENTACIÓN DE OFERTAS

6. SOPORTE TÉCNICO Y CANALES DE COMUNICACIÓN

7. PUESTOS DE TRABAJO

8. PLAN DE CONTINGENCIA

(Fuente: R CREG 016/19, ANEXO Introducción)

ARTÍCULO 2.19.19.5.2. DOCUMENTOS DE PARTICIPACIÓN. Los Participantes que representen plantas o unidades de generación nuevas, existentes, especiales y existentes con obras, deben reportar la información correspondiente a sus plantas o unidades de generación, de acuerdo con lo definido en el Anexo 10 de la Resolución CREG 071 de 2006, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, en los plazos y condiciones establecidos en la regulación vigente.

Todos los participantes deberán presentar la siguiente documentación para participar en la Subasta de Asignación de Obligaciones de Energía Firme dentro de las fechas establecidas en el cronograma del administrador de la subasta.

a) Formato de Representación Legal y Autorizaciones'. Los interesados que hayan realizado Declaración de Interés ante la CREG deberán diligenciar y enviar suscrito, de forma física y en original el formato establecido por el Administrador de la Subasta, en el cual se debe incluir la siguiente información:

i) El nombre del Representante Legal o Apoderado de la sociedad, su correo electrónico, documento de identificación, domicilio y número de teléfono del participante para efectos de la Subasta.

ii) Informar el nombre de máximo dos (2) personas, adicionales al Representante Legal o Apoderado, que serán autorizadas para presentar la Oferta y su respectiva información de contacto.

Sólo podrán presentar la Función de Oferta de ENFICC a través del Sistema de Recepción de Ofertas las personas que hayan sido autorizadas en el mencionado formato y hayan asistido a las capacitaciones que el Administrador de la Subasta imparta en materia de manejo y operación del Sistema, a quienes se hará entrega de las claves del acceso al Sistema de Recepción de Ofertas de la Subasta.

El Administrador de la Subasta solo tendrá comunicación con el Representante Legal o Apoderado y con las dos (2) personas autorizadas por éste, a través de los canales establecidos en el presente Reglamento para los temas relacionados con la Subasta.

Quienes suscriben el formato al que se refiere este numeral declaran no tener conocimiento de estar incluidos en ninguna de las listas públicas obligatorias para el control de lavado de activos y financiación del terrorismo. Así mismo, declaran que aceptan todos los mecanismos de firma electrónica dispuestos por el Administrador de la Subasta.

b) Certificado de Existencia y Representación Legal:

La persona jurídica colombiana de derecho privado deberá adjuntar un Certificado de Existencia y Representación Legal en original, expedido por el organismo competente, con una antelación no superior a noventa (90) días calendario, en relación con la fecha de su presentación ante XM. En cualquier caso, la acreditación de la existencia y representación legal del participante no extranjero deberá ser conforme a la ley colombiana vigente.

La persona jurídica extranjera deberá acreditar su existencia y Representación Legal conforme a la legislación de su país de origen, con documentos en original o fotocopia autenticada ante la autoridad competente de ese país, cuya expedición no sea superior a noventa (90) días calendario en relación con la fecha de su presentación ante XM. Los documentos con los que acreditó la existencia y Representación Legal, así como el Poder otorgado en el exterior, si se actúa mediante apoderado y cualquier otro documento público que se aporten, deberán ser apostillados o legalizados mediante el trámite Consular y del Ministerio de Relaciones Exteriores, conforme a lo establecido en el artículo 480 del Código de Comercio. Si estos documentos son expedidos en lengua diferente al Castellano, se deberán presentar traducidos a éste por el Ministerio de Relaciones Exteriores de Colombia o por un traductor oficial.

c) Certificado de la Autorización otorgada al Representante Legal y a las personas autorizadas para participar en la Subasta, para comprometer a la sociedad en cuantía ilimitada.

d) Poder otorgado por el Representante Legal en caso de actuar a través de un Apoderado. El Administrador de la Subasta podrá sugerir un texto para la realización de este poder, el cual no tiene carácter vinculante.

e) Certificado Estructura Operativa y Computacional: Documento firmado por el Representante Legal o Apoderado en el cual haga constar que tienen a su disposición la estructura operativa y el equipo computacional y de comunicaciones apropiado de acuerdo con las especificaciones operativas y técnicas establecidas por el Administrador de la Subasta para acceder al Sistema de Recepción de Ofertas, conforme lo establece la reglamentación vigente. Este certificado tendrá que ser presentado por para todos los Participantes de la subasta.

f) Constancia de entrega de las Garantías para participar en la Subasta de acuerdo con la Resolución CREG 071 de 2006 y aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

g) Certificado de Capacitación en el Sistema de Recepción de Ofertas: Documento expedido por el Administrador de la Subasta a los Representantes Legales o Apoderados y Autorizados, que hayan asistido a la capacitación dada por el Administrador del Subasta en materia del manejo y operación del Sistema de Recepción de Ofertas. Lo anterior en cumplimiento de lo establecido en el Numeral 2.3 del Anexo 10 de la Resolución CREG 071 de 2006.

Los documentos deberán ser entregados en la oficina de Administración documental de XM S.A. E.S.P. ubicada en la Calle 12 sur NM8-168 de la ciudad de Medellín, salvo en los casos expresamente previstos en el presente Reglamento donde se defina la entrega a través del correo electrónico: soportesubasta@xm.com.co

Teniendo en cuenta que los documentos señalados en los literales f) y g) son solicitados por el Administrador de la Subasta a la CREG o generados por el mismo, no se requiere su presentación por parte del Participante.

El Cronograma del Administrador de la Subasta mediante el cual se establecen las fechas y los medios para la entrega de los documentos de participación, hace parte del presente reglamento, y será publicado por el Administrador de la Subasta en su página WEB, www.xm.com.co, éste podrá ser modificado en caso de que sea necesario.

Los formatos y documentos definidos en el presente Reglamento hacen parte integral del mismo.

Para el Informe de Agentes Habilitados, el Administrador de la Subasta deberá tener en cuenta el diligenciamiento y presentación de los formatos y documentos definidos en el presente reglamento, así como la comprobación de la que trata el Artículo 3 de la Resolución CREG 139 de 2011, y demás aspectos que establezca la reglamentación vigente para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme.

(Fuente: R CREG 016/19, ANEXO numeral 2)

ARTÍCULO 2.19.19.5.3. REQUISITOS OPERATIVOS DEL SISTEMA DE RECEPCIÓN DE OFERTAS (PARTICIPANTES). El Sistema de Recepción de Ofertas para la Subasta de obligaciones de Energía para la Vigencia 2022-2023, fue desarrollado por una empresa internacional con experiencia en subastas de energía, Este sistema estará alojado en la dirección web www.subastaenergiaxm.com.co y desplegado en infraestructura en la nube de Microsoft, adicionalmente cuenta con un certificado SSL que hace de esté un sitio seguro https, con sistemas de autenticación por usuario y contraseña que serán enviados al correo electrónico del Participante al momento del registro, adicionalmente se entregará una tarjeta de códigos para asegurar el ingreso al sistema por parte del Participante de la subasta.

El sistema estará auditado por un ente externo en cuanto a pruebas de funcionalidad y de seguridad informática, asegurando que los participantes de la subasta cuentan con un sistema confiable y seguro.

Los Participantes de la Subasta deberán disponer de la plataforma tecnológica requerida para la presentación de la Función de Ofertas de ENFICC. Las estaciones de trabajo deben tener como mínimo las siguientes características de hardware y software:

Requisito	Requerido
Computador	Pentium IV 3.0 GHz o equivalente de otro fabricante
Memoria (RAM)	2 GB RAM o más
Disco (Hard disk)	80 GB o más
Tarjeta de Red	100 Mbps FastEthernet o superior
Sistema operativo	Windows a 64 bits
Navegador de Internet	Internet Explorer 8.0 o superior para la Versión 11x se debe activar compatibilidad. Chrome Firefox
Conexión a Internet	2 Mbps o superior
Conexión de red local	100 Mbps o superior
Firma digital (Medio Alterno)	Firma Digital Certificada
Requisito	Requerido
Adobe Acrobat Reader (PDF). Acrobat Reader debe ser instalado en el computador para poder visualizar e imprimir los reportes.	Versión 7.0 o superior

La conexión a internet es un requisito indispensable para realizar las Ofertas en el Sistema de Recepción de Ofertas y para tener acceso, si es del caso, a los mecanismos alternos de la subasta definidos por el Administrador en este Reglamento, por lo tanto, será responsabilidad de los Participantes de la Subasta asegurar la conexión a internet y/o definir un plan contingente para dicha conexión.

El administrador de la subasta pondrá a disposición de los Participantes un espacio físico y equipos de cómputo en sus instalaciones en la ciudad de Medellín para realizar la Oferta el día de la Subasta; para lo anterior el participante interesado en disponer de estos equipos debe notificar por escrito su intención de uso en las fechas establecidas por el Administrador de la Subasta en este Reglamento.

a) PRUEBAS: El Administrador de la Subasta programará sesiones de trabajo previas a la Subasta, con el fin de verificar que el Sistema de Recepción de Ofertas tiene la conectividad necesaria con los equipos computacionales de los Participantes.

El ASIC no será responsable de la infraestructura computacional y de comunicaciones propia de los Participantes, su funcionamiento y soporte. Así mismo, el Participante será responsable directamente de la manipulación, cambio o modificación de los equipos dispuestos por él para la Subasta.

b) CONFIGURACIÓN DEL NAVEGADOR DE INTERNET. Se describe a continuación la configuración necesaria en el Navegador de Internet.

i) Bloqueador de pop-up del Navegador deshabilitado para la dirección electrónica (URL) del sistema.

ii) Bloqueadores de pop-up de terceros (Google, MSN, Yahoo, otros) deshabilitados para la dirección electrónica (URL) del sistema.

iii) Para impresión es recomendado que la configuración de impresora tenga el encabezado (header) y el pie de página (foofer) deshabilitados.

iv) Papel de impresión configurado para tamaño carta.

v) Opción "imprimir colores de fondo e imágenes" (print background color and images) habilitada.

vi) JavaScript del Navegador habilitado.

c) MECANISMOS DE AUTENTICACIÓN. Para la autenticación al Sistema de Recepción de Ofertas se han definido cuatro (4) mecanismos de seguridad, las cuales deben ser ingresadas completamente por los Participantes para ingresar las Ofertas en la Subasta. Las validaciones de seguridad de ingreso al Sistema que se realizarán corresponden a: usuario, contraseña, tarjeta de códigos y captcha. El Administrador de la Subasta suministrará los tres primeros ítems.

Se solicitará cambio de clave la primera vez que se ingrese al sistema y periódicamente, según la política de seguridad definida por el Administrador de la Subasta, la tarjeta de códigos es un set de 20 números de 4 dígitos, únicos para cada usuario Participante, el código solicitado por el Sistema de Recepción de Ofertas es aleatorio y cambiante para cada ingreso al sistema. El Captcha es un mecanismo que permite identificar mediante el ingreso de imágenes que quien ingresa es una persona, el Participante deberá ingresar la imagen en un campo para realizar el ingreso al sistema, el captcha puede ser generado múltiples veces por el Participante antes de ingresarlo al Sistema.

d) CLAVES DE ACCESO AL SISTEMA. El Administrador de la Subasta enviará los datos correspondientes a usuario, contraseña y tarjeta de códigos al Representante Legal y a las personas autorizadas que hayan participado en la Capacitación del manejo del Sistema de Recepción de Ofertas. El envío de esta información se hará a más tardar con dos (2) días hábiles de anticipación a la fecha establecida para la realización de la Subasta.

Se entregará al Representante Legal o Apoderado y a los Autorizados del Participante que se encuentre en el Informe de Agentes Habilitados, una tarjeta con Códigos la cual contendrá números de identificación que se deberán digitar para ingresar al Sistema de Recepción de Ofertas. Este Participante tendrá la obligación de mantener bajo su exclusiva responsabilidad y estrictos estándares de seguridad y confidencialidad las claves de acceso al Sistema de Recepción de Ofertas y las tarjetas entregadas por el Administrador de la Subasta.

Es importante tener en cuenta, que cuando el Representante Legal o Apoderado o una de las personas autorizadas por el Participante ingresa al Sistema de Recepción de Ofertas, inhabilitará la posibilidad de realizar ofertas en el Sistema de las otras personas autorizadas para el mismo Participante.

(Fuente: R CREG 016/19, ANEXO numeral 3)

ARTÍCULO 2.19.19.5.4. PROCESO DE SUBASTA DE SOBRE CERRADO. La Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme será de sobre cerrado y de precio único, el Sistema de Recepción de Ofertas estará habilitado para la recepción de la Función de Oferta de ENFICC, así:

a) Hora Inicio: 10:00 horas en Colombia.

b) Hora de Cierre: 14:00 horas en Colombia.

El día de recepción de ofertas será informado con dos (2) días hábiles de anticipación por el Administrador de la Subasta mediante comunicación escrita a la dirección informada por el participante o a través de correo electrónico.

Sólo podrán participar en la Subasta de Asignación de OEF los participantes que hayan cumplido con los requisitos legales y técnicos establecidos en la reglamentación vigente y en el presente Reglamento; quienes estarán relacionados en el Informe de Habilitados que trata el Cronograma definido en el Artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006.

a) OFERENTES:

i) Los Participantes que representen Plantas o unidades de generación nuevas o Plantas o unidades de generación existentes que deseen presentar obras adicionales que no se han iniciado a la fecha de la Subasta, para clasificar y participar como plantas especiales con cierre de ciclo o por repotenciación, o como plantas existentes con obras, tendrán acceso al Sistema de Recepción de Ofertas para presentar la Función de Ofertas de ENFICC con Precio y Cantidad de Energía Firme ENFICC que están dispuestos a comprometer, la cual debe cumplir lo establecido en la reglamentación vigente.

ii) Los Participantes que representen Plantas o unidades de generación Existentes o Plantas o unidades existentes y existentes con obras y especiales que iniciaron sus obras antes de la Subasta, tendrán acceso al Sistema de Recepción de Ofertas para validar la información de sus plantas o unidades de generación y para visualizar los Resultados de la Subasta. Estas plantas serán plantas tomadoras de precio en la Subasta según lo establece la reglamentación vigente.

Para las plantas o unidades de generación Existentes que hayan presentado Retiros Temporales, el Participante deberá validar la cantidad de Energía Firme ENFICC y el Precio de retiro Ofertado por éste.

b) OFERTAS: Los oferentes deberán presentar a través del Sistema de Recepción de Ofertas una Función de Oferta que cumpla lo establecido en la Resolución CREG 071 de 2006 según el tipo de planta, la cual deberá contener:

i) La Cantidad de Energía Firme ENFICC expresada en kilovatios horas día [kWh- día]. En número entero.

ii) La Oferta de precio de la Energía Firme en dólares de los Estados Unidos de América por megavatio hora [USD/MWh], corrientes al momento de presentar la oferta.

El Sistema de Recepción de Ofertas permitirá el ingreso de:

- La Cantidad de Energía Firme ENFICC asociado a cada uno de los bloques ofertados en kilovatios hora día (kWh-dia), cada bloque deberá ser igual a la ENFICC de la planta o unidad de generación, en número entero.

- La Oferta de precio de la energía firme ofertada el cual debe ser único para cada bloque ofertado y debe estar expresado en dólares americanos por megavatio hora (USD/MWh) al momento de presentar la oferta, el precio sólo podrá tener máximo una cifra decimal.

Para los casos en los cuales el Participante no envíe una función de oferta de ENFICC que cumpla con las condiciones establecidas en la reglamentación, antes del cierre de recepción de ofertas, se retirará la ENFICC representada por el Participante.

El Administrador de la Subasta publicará el instructivo de ingreso de oferta al Sistema de Recepción de Ofertas en Página WEB: www.xm.com.co de acuerdo con las fechas del Cronograma de Administrador de la Subasta.

Siempre que en las comunicaciones exista la posibilidad del uso del Sistema de Recepción de Ofertas, ésta será el medio principal de comunicación. El Sistema cuenta con funcionalidades de mensajería con la cual el Administrador de la Subasta informará a los Participantes los aspectos relevantes de la misma.

c) OFERTA DEFINITIVA: Durante el período de recepción de ofertas los Oferentes podrán ingresar información cuantas veces lo consideren necesario, no obstante, se considerará que la Oferta corresponderá al último dato ingresado por el Oferente a través del Sistema de Recepción de Ofertas.

En caso de que el Oferente haga uso de los mecanismos alternos que se definen en el presente reglamento, se tendrá como oferta definitiva la última comunicación entregada al Administrador del Subasta.

Cuando un oferente realice la Oferta a través del Sistema de Recepción de Ofertas y también haga uso de los mecanismos alternos, se tendrá como oferta definitiva la última realizada.

d) REGISTRO: De las transacciones realizadas en el Sistema de Recepción de Ofertas, se realiza un registro en bases de datos que será almacenado por el mismo Sistema el cual puede ser solicitado como comprobante de la transacción.

La fecha y hora oficial, válida para todos los efectos del Sistema de Recepción de Ofertas será la que registre el servidor central del Administrador de la Subasta. El servidor registrará el día y la hora exacta (HH:MM:SS:MS) en que se efectúe cualquier transacción. Para el mecanismo alterno establecido en este Reglamento, la hora de Registro para la Oferta de ENFICC enviada, será la hora de recepción del correo electrónico que contenga el formato Oferta vía Correo Electrónico enviado por el Participante al buzón soportesubasta@xm.com.co

e) VALIDACIÓN DE INFORMACIÓN. A más tardar dos (2) días hábiles antes de la fecha de realización de la Subasta y hasta el día hábil anterior a la realización de esta, todos los Participantes deberán ingresar al Sistema de Recepción de Ofertas para verificar y confirmar la información correspondiente a sus plantas o unidades de generación que será utilizada en el proceso de Subasta. El Participante deberá confirmar a través del Sistema de Recepción de Ofertas que está de acuerdo con la información correspondiente a:

i) Plantas o unidades de generación representadas por el Participante,

íí) ENFICC (Bloque) de las Plantas o unidades de generación.

iii) Período de vigencia de la Obligación para cada una de las Plantas o unidades de generación.

iv) Tipo de planta.

v) Para plantas o unidades de generación existentes que hayan reportado información a la CREG de retiro temporal, deberá confirmar la Oferta de Función de ENFICC presentada a la Comisión.

En caso de que el Participante encuentre inconsistencias en la información, deberá notificarlo inmediatamente al Administrador de la Subasta a través del buzón soportesubasta@xm.com co, dentro del plazo establecido para la validación de información, en caso de que no se reciba notificación se entenderá que el Participante confirma la información relacionada en este literal.

El participante será el responsable por la NO validación de información o por las inconsistencias no reportadas al Administrador de la Subasta en los plazos definidos para tal fin.

f) RESULTADOS DE LA SUBASTA. Los resultados de la Subasta serán publicados por el Administrador de la Subasta en la página WEB www.xm.com.co, para el efecto se indicará como mínimo:

i) El nombre del Participante

ii) Planta o unidad de generación.

iii) Periodo de vigencia de la OEF.

iv) Tipo de Planta.

v) Precio de Cierre de la Subasta.

vi) Valores empleados para la determinación de la Demanda Objetivo-incluida en la función de demanda.

g) OBSERVACIONES: Cualquier observación frente a la Subasta o a los resultados de esta, deberán ser enviados al buzón: soportesubasta@xm.com.co, La observaciones a los resultados de la Subasta se deberán efectuar dentro de las veinticuatro (24) horas siguientes a la publicación de los resultados de la Subasta, en el formato definido por el Administrador de la Subasta.

h) MENSAJES DE DATOS: Los mensajes que se intercambien a través del Sistema de Recepción de Ofertas se entienden como mensajes de datos de conformidad con la Ley de Comercio Electrónico en Colombia y sus decretos reglamentarios. Los mensajes de datos serán admisibles como medios de prueba y su fuerza probatoria es la otorgada en las disposiciones del Código General del Proceso.

i) MECANISMOS DE FIRMA ELECTRÓNICA: El Sistema de Recepción de Ofertas tiene establecido los mecanismos de seguridad descritos en el presente Reglamento, los cuales a su vez, permiten la identificación de los Participantes en relación con los mensajes de datos que estos emitan; lo anterior, toda vez que, se entiende que dichos mecanismos, de forma individual o en su conjunto, constituyen la firma electrónica de los Participantes según los términos de la Ley de Comercio Electrónico en Colombia y sus decretos reglamentarios, y por tanto, los participantes declaran que aceptan que cualquier mensaje de datos que se genere dentro o con ocasión del Sistema de Recepción de Ofertas, provienen exclusivamente de los códigos asignados por este Sistema de Recepción de Ofertas al Participante, pues las condiciones de uso de la firma electrónica son confiables y apropiadas para los fines de los mensajes de datos a los que hace referencia este Reglamento.

(Fuente: R CREG 016/19, ANEXO numeral 4)

ARTÍCULO 2.19.19.5.5. MECANISMOS ALTERNOS PARA PRESENTACIÓN DE OFERTAS. El Anexo 10 de la Resolución CREG 071 de 2006, determina que ante la ocurrencia de situaciones que impidan la presentación de las ofertas a través del Sistema de Recepción de Ofertas, los Participantes podrán recurrir al siguiente mecanismo alterno para la realización de las Ofertas:

VÍA CORREO ELECTRÓNICO

En caso de que no sea posible la conexión al Sistema de Recepción de Ofertas, el Participante podrá presentar su Función de Oferta de precios para cada una de sus plantas o recursos de generación, a través de correos electrónicos independientes, para la cual se deberá cumplir el siguiente protocolo:

i) El Participante debe utilizar el formato Oferta vía Correo Electrónico, publicado por el Administrador de la Subasta en su Página WEB www.xm.com.co, que deberá ser suscrito por el Representante Legal o personas autorizadas. Dicha comunicación deberá realizarse con la tecnología de firma digital (Ley 527 de 1999) y ser enviado desde una de las direcciones de correo electrónico que fueron registradas en el Formato de Representante Legal y Autorizados.

ii) Enviar la comunicación al buzón soportesubasta@xm.com.co

iii) El Administrador de la Subasta deberá responder el correo electrónico acusando recibo de este.

iv) El Administrador de la Subasta realizará la verificación de la información del remitente conforme la reglamentación vigente.

v) Cuando la Oferta sea válida, el Administrador de la Subasta confirmará la recepción de la oferta, medíante correo electrónico al participante indicando lo siguiente:

"Saludos Cordiales.

Conforme al correo electrónico recibido, se registró la Oferta de Precio de Energía Firme en (XX) USD/MWh corrientes al día de la Oferta XX de XX de 2019. para una ENFICC de (XXXXX) kWh de la planta: (nombre de la planta), siendo las hh:mm:ss;ms".

Para los casos en los cuales proceda el fraccionamiento, el Administrador confirmará la recepción de la oferta mediante correo electrónico indicando la oferta de precio y ENFICC para cada bloque.

vi) Cuando la Oferta NO sea válida, el Administrador de la Subasta informará mediante comeo electrónico al participante indicando lo siguiente:

"Saludos Cordiales.

Conforme al correo electrónico recibido el dia XX de XX de 2019, indicamos que la información presentada no cumple con los requisitos para ser registrada como Oferta de Precio de Energía Firme para la planta: (nombre de la planta), siendo las hh:mm:ss:ms, por motivo de: (indicando el motivo)".

El uso del mecanismo alterno estará habilitado desde el inicio y hasta 15 minutos previos a la terminación del plazo definido en este Reglamento para la Recepción de Ofertas; para el tiempo restante hasta terminar el plazo de Recepción de Ofertas, solamente se recibirán Ofertas de los Participantes mediante el Sistema de Recepción de Ofertas.

(Fuente: R CREG 016/19, ANEXO numeral 5)

ARTÍCULO 2.19.19.5.6. SOPORTE TÉCNICO Y CANALES DE COMUNICACIÓN. Los Participantes podrán enviar las inquietudes y comentarios de carácter tecnológico y dudas de la Subasta al buzón de correo soportesubasta@xm.com.co

Será responsabilidad del Participante de la Subasta notificar al Administrador de la Subasta, las fallas asociadas al Sistema de Recepción de Ofertas y en los mecanismos de comunicación establecidos para el efecto.

Durante el Período de Recepción de Ofertas se establecerán los siguientes canales de comunicación:

a. Desde el Administrador de la Subasta hacia los Participantes, el canal será a través del Chat del Sistema de Recepción de Ofertas o correos desde el buzón soportesubasta@xm.com.co a los participantes habilitados.

b. Desde los Participantes hacia el Administrador de la Subasta, el canal será a través de las líneas telefónicas que se dispondrán para tal fin y que serán publicadas en la página web del Administrador de la Subasta, y a través del buzón de comeo soportesubasta@xm.com.co

(Fuente: R CREG 016/19, ANEXO numeral 6)

ARTÍCULO 2.19.19.5.7. PUESTOS DE TRABAJO. El Administrador de la Subasta dispondrá de estaciones de trabajo, que permiten el acceso al Sistema de Recepción de Ofertas únicamente en las instalaciones del Administrador de la Subasta.

Para fines de logística, los participantes cuyos sistemas computacionales o de comunicaciones no cumplan los requisitos establecidos en la reglamentación vigente o en el presente reglamento, deberán enviar al Administrador de la Subasta una comunicación firmada por el Representante Legal conforme a lo establecido en el literal k) del Numeral 3.3. de la Resolución CREG 071 de 2006. La comunicación deberá ser recibida por el Administrador de la Subasta antes de la fecha establecida en el Cronograma del Administrador de la Subasta al buzón soportesubasta@xm.com.co

(Fuente: R CREG 016/19, ANEXO numeral 7)

ARTÍCULO 2.19.19.5.8. PLAN DE CONTINGENCIA. Para la implementación del sistema de subasta de energía, XM realizó la adopción de estrategia en la nube, específicamente, Microsoft Azure, la cual permite tener una colección de hardware y servicios de software suministrando una solución robusta y confiable.

Microsoft Azure como definición es un conjunto de servidores físicos en uno o varios centros de datos en distintas partes del mundo que ejecutan hardware virtualizado. En cada uno de estos centros de datos hay una colección de servidores que se encuentran en bloques. Cada bloque de servidor contiene muchos servidores Físicos, así como un equipo de red que proporciona conectividad y una unidad de distribución de energía (PDU) que suministra la alimentación.

Con la anterior información y la registrada por Microsoft en las páginas de referencias de los distintos servicios https://azure.microsoft.com/en-us/support/legal/sla/sql-database/v1_1 /y https://azure.microsoft.com/en-us/support/legal/sla/virtual-machines/v1_8/; Azure asegura una alta estabilidad de la plataforma, lo que garantiza que si el servicio es degradado o suspendido desde un nodo, automáticamente es migrado a otro nodo o Datacenter dependiendo el tipo de indisponibilidad. Adicionalmente Microsoft se ha destacado en el sector por el establecimiento de requisitos claros de seguridad y privacidad, y por cumplir estos requisitos de forma constante. Azure cumple un amplio abanico de normas internacionales y específicas del sector, como el Reglamento General de Protección de Datos (RGPD), ISO 27001, HIPAA, FedRAMP, SOC 1 y SOC 2, así como normas específicas de cada país.

Con la estrategia anteriormente expuesta se migró de tener el Sistema de Recepción de Ofertas para la Subasta en servidores propios del Administrador de la Subasta, a servidores en la nube, lo cual garantiza un porcentaje de disponibilidad del Sistema de Recepción de Ofertas entre el 99.5% y 99.9%.

(Fuente: R CREG 016/19, ANEXO numeral 8)

TÍTULO 20

Procedimiento para asignación de OEF a generadores que representan plantas o unidades de generación con periodos de construcción superiores al periodo de planeación de la subasta (Anexo 11)

ARTÍCULO 2.19.20.1. PREPARACIÓN. En este anexo se entenderá por GPPS las Plantas o Unidades de Generación con Periodos de Construcción Superiores al Periodo de Planeación de la Subasta.

Una vez conocido el precio de cierre de la subasta realizada en el año t, para obligaciones que inician el 1 de diciembre del año t+p, se procederá de la siguiente forma:

a) El ASIC anunciará el Precio Máximo del Cargo por Confiabilidad a considerar para las GPPS (en adelante PMGPPS). Este precio será igual al aplicable a las Obligaciones de Energía Firme asignadas en dicha Subasta y respaldadas con plantas o unidades de generación nuevas, siempre que la subasta no sea calificada como especial. Cuando la subasta sea calificada como caso especial el PMGPPS será igual al aplicable a los generadores existentes, como resultado de dicha Subasta;

b) El ASIC considerará las plantas o unidades de generación de los agentes generadores que hayan declarado previamente, según la regulación, sus plantas o unidades en esta categoría, y no hayan manifestado su retiro de este proceso;

c) Una vez anunciado el PMGPPS, el agente con plantas y/o unidades GPPS deberá comunicar a la CREG si sigue en el proceso de asignaciones GPPS, dentro del término establecido en la Resolución de que trata el artículo 18 de esta Resolución.

d) El ASIC tomará para cada una de las plantas o unidades de generación identificadas, el período de construcción declarado por el agente;

e) El ASIC determinará el incremento anual de demanda esperado para cada uno de los años del período comprendido entre el año t+p+1 y el año t+10. Los valores de la demanda corresponderán a los que haya establecido la CREG como demanda objetivo.

f) El ASIC calculará y anunciará las cantidades de ENFICC asignadas a GPPS en Subastas para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme, anteriores con periodos de vigencia que inician en el período entre el 1o de diciembre del año t + p + 1 y el 1o de diciembre del año t +10;

g) EL ASIC realizará la asignación de obligaciones de energía firme para generadores que las respaldan con GPPS en un proceso iterativo que inicia con las GPPS que ya tienen Obligaciones de Energía Firme Asignadas, AGPPS, aplicando lo establecido en los numerales 2 y 3 de este Anexo y teniendo en cuenta la siguiente notación.

AGPPS(k,q,m): Es la asignación a la planta generadora k en el año t-q con inicio del Período de Vigencia de la OEF en el año m, para m entre t + p + i y t + 10.

Donde:

k: Nombre de la planta.

i: Variable que tomará un valor entre 1 y 10 - p.

q: Variable que define el número de años de antigüedad, respecto del año t, de una OEF asignada a una GPPS con anterioridad a la Subasta del año t. Por lo tanto, q tomará un valor entre 10 - p - i y 0, de tal forma que define un grupo al cual pertenecen las GPPS para el año t + p + i como se explica en el numeral 2 siguiente.

p: Período de planeación para la subasta en el año t.

m: Año de inicio del Periodo de Vigencia de la OEF.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 11 Num. 1) (Fuente: R CREG 040/08, art. 2) (Fuente: R CREG 019/08, art. 10) (Fuente: R CREG 101/07, art. 7)

ARTÍCULO 2.19.20.2. CRITERIO DE ORDENAMIENTO PARA OFERTAR EN LAS ASIGNACIONES. En la asignación de Obligaciones de Energía Firme respaldadas con GPPS, que se realice como resultado de una subasta del año t, se iniciará con aquellas GPPS que tienen asignaciones de mayor antigüedad.

Por tanto, para la asignación del año t+p+i, se comenzará con las plantas con AGPPS(k,q,m) ? 0, para todo q en forma regresiva, desde q=10-p-i hasta q=1, y para todo k; se terminará con las GPPS para q=0 y todo k que no tienen asignación para el año t+p+i. Todo esto iniciando en i=1 hasta i=10-p.

Esto aplicará para cualquier m = t + p + i, iniciando en i = 1 hasta i = 10 - p.

Así se conformarán los grupos de igual q para cada año de inicio de la obligación.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 11 Num. 2) (Fuente: R CREG 101/07, art. 7)

ARTÍCULO 2.19.20.3. REGLAS PARA REALIZAR LAS ASIGNACIONES. Las asignaciones en el año t para inicio del Periodo de Vigencia de la OEF en el año t + p + i para las plantas k del mismo q se realizará de acuerdo con las siguientes reglas, para cada i entre 1 y 10-p:

Todas las k del grupo q ofertarán la cantidad de Enficc que desean que se les asigne en el año t a un precio máximo PMGPPS para el inicio del Periodo de Vigencia de la OEF en el año t + p + i. La máxima cantidad asignable a las plantas del grupo q para el año t + p + i y siguientes estará dada por la siguiente ecuación:

Donde:

CM (q,t + p+ i)	Máxima cantidad asignable a una planta o plantas del grupo q para el año t + p + i
L (q)=	0.5 q = 0 0.6 q = 1 0.8 q > 2
A (t + p + i)	Cantidad en ENFICC asignada en obligaciones que inician en el año t + p + i, por este concepto a GPSS en años previstos a t y en iteraciones anteriores.
I (t + p + i)	Incremento de la demanda esperado pñara el año t + p + i

b) El incremento de la demanda esperado para el período de vigencia de la obligación que inicia el 1 de diciembre del año t + p + i, será la diferencia entre las demandas agregadas proyectadas para los períodos que inician el 1 de diciembre del año t + p + i y el 1 de diciembre del año t + p + i - 1;

c) Para cada una de las GPPS que respaldan Obligaciones de Energía Firme, la suma de todas las obligaciones que se le hayan asignado a un agente por una planta no podrán superar la ENFICC de esa planta en ningún año t+p+i;

d) El ASIC sumará las cantidades de ENFICC ofertadas y tendrá en cuenta el resultado de esta suma para efectos de la asignación de las Obligaciones de Energía Firme y el precio al que se remunerarán, tal como se establece en el Reglamento de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS, contenido en el Anexo 12 de esta Resolución.

e) El ASIC asignará las cantidades de Obligaciones de Energía Firme a los generadores con GPPS de acuerdo con lo definido en el Reglamento de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS, contenido en el Anexo 12 de esta resolución.

f) Como resultado de este proceso, cada planta o unidad de generación con asignación tendrá definido un precio para cada obligación de energía firme que se le haya asignado por este concepto en todos los años que haya participado;

g) El período de vigencia de la obligación de energía firme se iniciará a partir del primer período que se le haya asignado a un generador por una AGPPS. En todo caso este período será igual al declarado por el agente y no puede ser superior a 20 años. Asignaciones posteriores a la primera asignación estarán limitadas al periodo de vigencia definido para esa primera asignación.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 11 Num. 3) (Fuente: R CREG 019/08, art. 11) (Fuente: R CREG 040/08, art. 3) (Fuente: R CREG 101/07, art. 7)

TÍTULO 21

Reglamento de la subasta de sobre cerrado para participantes con plantas y\o unidades de generación con períodos de construcción superiores al período de planeación de la subasta del cargo por confiabilidad (GPPS) (Anexo 12)

Introducción

ARTÍCULO 2.19.21.1.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se adopta el Reglamento de la Subasta de Sobre Cerrado para participantes con Plantas y/o Unidades de Generación con Períodos de Construcción Superiores al Período de Planeación de la subasta del Cargo por Confiabilidad (GPPS) y se modifican normas del Anexo 11 de la Resolución CREG-071 de 2006.

Las normas contenidas en esta resolución hacen parte del Reglamento de Operación expedido para regular el funcionamiento del Mercado de Energía Mayorista.

(Fuente: R CREG 040/08, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.21.1.2. <sic, 4>. ADOPCIÓN DEL REGLAMENTO. Se adopta como Reglamento de la Subasta de Sobre Cerrado para participantes con Plantas y/o Unidades de Generación con Períodos de Construcción Superiores al Período de Planeación de la subasta del Cargo por Confiabilidad (GPPS), el contenido en el anexo de esta Resolución, el cual será adicionado a la Resolución CREG-071 de 2006, como Anexo 12.

(Fuente: R CREG 040/08, art. 4)

Objeto y definiciones

ARTÍCULO 2.19.21.2.1. OBJETO. El presente Reglamento tiene por objeto establecer las condiciones y procedimientos para que los agentes o personas jurídicas que representan plantas y/o unidades de generación con períodos de construcción superiores al período de planeación de la subasta del Cargo por Confiabilidad - GPPS -, participen en la subasta de sobre cerrado según lo establecido en el Anexo 11 de esta Resolución y aquellas que la adicionan, modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.1) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

Reporte de información

ARTÍCULO 2.19.21.3.1. REPORTE DE INFORMACIÓN. Los Participantes que representen plantas y/o unidades GPPS deben reportar toda la información correspondiente a las plantas o unidades de generación nuevas de acuerdo con el Anexo 10 -Reglamento de la subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme- de esta Resolución, o aquellas que la modifiquen adicionen o sustituyan, en los plazos de que trata el artículo 18 de esta misma Resolución.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.3) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

ARTÍCULO 2.19.21.3.2. EFECTOS DE NO ENTREGAR LAS GARANTÍAS PARA AMPARAR LA PARTICIPACIÓN EN LAS ASIGNACIONES DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME PARA LAS GPPS. Los participantes que representan plantas y/o unidades GPPS que no entreguen la garantía para amparar la participación en las asignaciones de Obligaciones de Energía Firme para las GPPS, de acuerdo con lo definido en el Capítulo III del Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad adoptado por la Resolución CREG-061 de 2007, no participarán en el proceso de asignación de Obligaciones de Energía Firme para agentes con GPPS.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.4) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

Deberes y responsabilidades

ARTÍCULO 2.19.21.4.1. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL ADMINISTRADOR DEL SISTEMA DE INTERCAMBIOS COMERCIALES - ASIC-.

Corresponderá al ASIC las siguientes responsabilidades y deberes respecto a la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS:

a) Anunciar el PMGPPS una vez finalizada la subasta para la asignación de OEF, realizada en el año t para obligaciones que inician el 1o de diciembre del año t+p;

b) Determinar el incremento anual de demanda esperado para cada uno de los Años GPPS. Los valores de demanda corresponderán a los que haya establecido la CREG como Demanda Objetivo de acuerdo con lo definido en esta Resolución, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. La demanda a asignar para cada año corresponderá al 50%, 60% u 80% de este incremento, según corresponda al grupo q sea igual a 0, 1 o mayor o igual de 2 respectivamente.

c) Realizar para cada Grupo q de GPPS el balance Año por Año GPPS entre la demanda a asignar y la suma de Cantidades de Energía Firme para Balance GPPS de cada planta o unidad;

d) Publicar los años en los cuales se encuentra que la oferta supera la demanda a asignar, en la fecha que determine la CREG, para cada grupo q de GPPS;

e) Anunciar las OEF asignadas a plantas o unidades GPPS en subastas anteriores para los Años GPPS;

f) Realizar la asignación de OEF a los participantes que representan GPPS de acuerdo con el proceso establecido en el Anexo 11 de esta Resolución y el presente Anexo, y aquellas normas que los adicionen, modifiquen o sustituyan;

g) Realizar la Subasta de Sobre Cerrado a que hace referencia este Anexo.

h) Informar el lugar, fecha y hora en que se realizará la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS.

i) Conservar registros históricos, de la totalidad de operaciones realizadas en desarrollo de la subasta, de conformidad con las disposiciones legales vigentes en materia de conservación de documentos;

j) Contratar el Auditor de la Subasta de Sobre Cerrado para Participantes con GPPS;

k) Divulgar la información de la asignación de OEF a planta o unidades GPPS;

l) Resolver las reclamaciones que se presenten por parte de los Participantes de la Subasta de Sobre Cerrado de GPPS.

PARÁGRAFO. La Comisión definirá la información que deberá publicar el ASIC, y la oportunidad para su publicación.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.5) (Fuente: R CREG 139/11, art. 8) (Fuente: R CREG 057/08, art. 2) (Fuente: R CREG 056/08, art. 2) (Fuente: R CREG 042/08, art. 3) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

ARTÍCULO 2.19.21.4.2. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DE LOS PARTICIPANTES DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO PARA GPPS. Los Participantes de la Subasta GPPS deberán:

a) Presentarse en el lugar, fecha y hora que el ASIC defina para la realización de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS;

b) Presentar al ASIC la Oferta en Sobre Cerrado en el plazo establecido en este Anexo y en el formato definido para ello por el ASIC, cuando este lo requiera dentro del proceso de asignación.

c) Abstenerse de realizar actos de competencia desleal, acuerdos contrarios a la libre competencia o contrarios a la legislación o a la regulación vigente aplicable y que afecten la transparencia del proceso o la adecuada formación de precios y, en general, el desarrollo de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.6) (Fuente: R CREG 056/08, art. 3) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

ARTÍCULO 2.19.21.4.3. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL AUDITOR DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO PARA GPPS. El Auditor de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS tendrá a su cargo las siguientes responsabilidades y deberes:

a) Verificar e intervenir cuando sea necesario para garantizar la correcta aplicación de la regulación vigente que rige el desarrollo de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS;

b) Remitir a la CREG, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la finalización de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS, un informe en el cual se establezca, sin ambigüedades, el cumplimiento o no de la regulación vigente que rige dicha subasta.

PARÁGRAFO. Cuando el Auditor de la Subasta establezca que en la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS respectiva no se dio cumplimiento a la normatividad vigente, el proceso adelantado no producirá efectos para los Participantes, en el estado en el que se encuentre y el ASIC procederá a convocar nuevamente la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS en un plazo no mayor a veinte (20) días, sin perjuicio de las acciones penales y/o civiles y las actuaciones administrativas a que haya lugar contra las personas que hayan incumplido la normatividad vigente.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.7) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

Del proceso de asignación de obligaciones de energía firme a participantes con GPPS

Información

ARTÍCULO 2.19.21.5.1.1. Información. Al finalizar la subasta de que trata el Anexo 10 de esta Resolución o aquellas que la modifiquen o sustituyan, realizada en el año t para la asignación de obligaciones que inician el 1o de diciembre del año t+p, el ASIC anunciará lo siguiente:

a) El valor del Precio Máximo del Cargo por Confiabilidad - PMGPPS;

b) El incremento de la Demanda Objetivo para cada uno de los años del periodo comprendido desde el 1o de diciembre del año t+p+1 hasta el período de vigencia de OEF que inicia en t+10;

c) Las OEF asignadas a GPPS en subastas anteriores para cada uno de los años del periodo comprendido desde el 1o de diciembre del año t+p+1 hasta el período de vigencia de OEF que inicia en t+10.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.8) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

Convocatoria de la subasta de sobre cerrado para GPPS

ARTÍCULO 2.19.21.5.2.1. Convocatoria de la subasta de sobre cerrado para GPPS. El ASIC convocará la Subasta de Sobre Cerrado para cada grupo de GPPS con igual q, informando a los Participantes el lugar, fecha y hora que se llevará a cabo la misma, e invitará a presentar la oferta para la Subasta de Sobre Cerrado en el formato que publicará XM E.S.P. en su página web.

PARÁGRAFO 1o. Para realizar el balance del grupo q de GPPS se deben efectuar las asignaciones posibles del grupo q de GPPS inmediatamente mayor.

PARÁGRAFO 2o. Al desarrollador que se le asignaron Obligaciones de Energía Firme para una planta o unidad GPPS, según lo previsto en el presente Reglamento, será el único desarrollador que podrá Ofertar dicha planta o unidad en las Subastas de Sobre Cerrado para GPPS de años posteriores.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.9) (Fuente: R CREG 139/11, art. 9) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

Selección del desarrollador para el caso de un proyecto con varios desarrolladores

ARTÍCULO 2.19.21.5.3.1. Selección del desarrollador para el caso de un proyecto con varios desarrolladores. Cuando existan agentes interesados en presentar a la subasta para plantas GPPS con un proyecto que tiene varios desarrolladores, para la identificación y la documentación requerida se aplicarán las reglas definidas en el numeral 3.15.1 del Anexo 10 de esta resolución.

Cuando existan agentes interesados en presentar a la subasta para plantas GPPS con proyectos que son excluyentes, para la identificación y la documentación requerida se aplicarán las reglas definidas en los numerales i. al v. del literal a. del numeral 3.15.1 del Anexo 10 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.10) (Fuente: R CREG 183/11, art. 2) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

Representación de los participantes en la subasta de sobre cerrado para GPPS

ARTÍCULO 2.19.21.5.4.1. Representación de los participantes en la subasta de sobre cerrado para GPPS. Las ofertas presentadas al ASIC por los participantes de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS, en el formato establecido para ello, deberán estar firmadas por el Representante Legal o quien tenga el Poder para ello.

También deberá enviar una comunicación escrita con los nombres y firmas del Representante Legal o quien haga sus veces o de las personas con Poder.

En todo caso, se deberá prever que el original de las comunicaciones de que trata el presente numeral debe estar disponible en el ASIC y debidamente aprobado por este, en las fechas que para tal efecto defina la CREG.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.11) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

Recepción y apertura de las ofertas

ARTÍCULO 2.19.21.5.5.1. Recepción y apertura de las ofertas. Las Ofertas serán recibidas por el ASIC en el lugar, fecha y hora que este defina, según lo previsto en el presente Reglamento. El ASIC procederá a la apertura de las Ofertas en presencia del Auditor y de los representantes de los Participantes o sus apoderados de la subasta GPPS. Se suscribirá por todos los asistentes un acta en la cual se deje constancia de las personas presentes, los representantes de los Participantes, el nombre de la(s) GPPS que representan y el cumplimiento de los requisitos para participar de la subasta de sobre Cerrado GPPS.

Las ofertas en sobre cerrado se recibirán y radicarán con fecha y hora de presentación ante el ASIC.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.12) (Fuente: R CREG 056/08, art. 4) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

Contenido de las ofertas

ARTÍCULO 2.19.21.5.6.1. Contenido de las ofertas. El Participante deberá diligenciar y suscribir el formato definido por el ASIC para presentar las Ofertas para cada una de las GPPS el formato deberá contener:

a) Nombre o Denominación Social del participante.

b) Datos de la persona que firma el formato:

Nombre completo.

Cédula de ciudadanía para personas colombianas.

Cédula de Extranjería o pasaporte.

c) Nombre de la planta o unidad GPPS.

d) Máxima Cantidad de Energía Firme a ofertar en valores enteros de kWh-día acumulada entre los Años GPPS en los cuales aspira a obtener incremento de OEF declarados en el momento de declaración de ENFICC.

e) Precio a ofertar en dólares por megavatio hora con un decimal. Este valor deberá ser el mismo para cada uno de los años de vigencia de la obligación que tendría asignación GPPS para los cuales presenta propuesta. Para efectos del proceso de optimización este valor se convertirá en valores enteros en kilovatios hora.

f) Mínima Cantidad de Energía Firme. Valor mínimo de OEF acumulado entre los Años GPPS en los cuales aspira a obtener incremento de OEF declarados en el momento de declaración de ENFICC.

Los representantes deberán diligenciar toda la información requerida por el ASIC.

PARÁGRAFO 1. Si el Participante presenta cualquier información adicional a la solicitada en el formato al que se refiere este artículo, lo cual incluye cualquier tipo de notas aclaratorias u otro tipo de información no solicitada, su Oferta no será tenida en cuenta.

PARÁGRAFO 2. La Cantidad de Energía para Balance GPPS no será considerada en el proceso de asignación por subasta. El Año GPPS para el cual o los cuales se declare una Cantidad de Energía para Balance GPPS mayor que cero, serán los únicos períodos en los cuales la planta o unidad puede recibir incremento de asignación como resultado del proceso de subasta para GPPS.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.13) (Fuente: R CREG 161/11, art. 3) (Fuente: R CREG 139/11, art. 10) (Fuente: R CREG 057/08, art. 3) (Fuente: R CREG 056/08, art. 4) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

Inadmisión de ofertas

ARTÍCULO 2.19.21.5.7.1. Inadmisión de ofertas. Las Ofertas que no cumplan con las siguientes condiciones se entenderán como no presentadas:

a) Debe ser presentada por el Participante en el formato establecido por el ASIC;

b) Deben ser diligenciada en su totalidad;

c) Debe estar firmada por el representante legal o por la persona con Poder, de acuerdo con lo establecido en el presente reglamento;

d) Se debe ofertar un precio menor o igual al PMGPPS para todos los Años GPPS para los cuales opta. Estos deben coincidir con los Años GPPS para los cuales se declaró la Cantidad de Energía Firme para Balance GPPS;

e) Se debe ofertar una Energía Firme menor o igual a la ENFICC verificada por el CND menos las asignaciones de OEF realizadas previamente a la GPPS.

En el momento en que el ASIC identifique que alguna de las condiciones anteriores no se cumplieron en la Oferta, informará inmediatamente al Participante respectivo, al Auditor de la Subasta y la CREG y se entenderá que la GPPS no participará en la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.14) (Fuente: R CREG 056/08, art. 4) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

Asignación, precio y resultados de la subasta de sobre cerrado para GPPS para plantas del mismo grupo Q

ARTÍCULO 2.19.21.5.8.1. Asignación, precio y resultados de la subasta de sobre cerrado para GPPS para plantas del mismo grupo Q. El ASIC realizará las asignaciones de OEF aplicando las siguientes reglas.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.15) (Fuente: R CREG 056/08, art. 4) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

ARTÍCULO 2.19.21.5.8.2. 12.15.1. En la asignación se tendrá en cuenta la Mínima Cantidad de Energía Firme total asignada por GPPS declarada por los Participantes.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.15.1) (Fuente: R CREG 056/08, art. 4) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

ARTÍCULO 2.19.21.5.8.3. 12.15.3. El ASIC procederá a efectuar la Subasta de Sobre Cerrado de GPPS, utilizando un proceso de optimización con los siguientes pasos:

a) Validación. Se debe verificar que la información ofertada para cada una de las plantas GPPS cumpla las siguientes reglas:

i) La Máxima Cantidad de Energía Firme ofertada no puede ser superior a la ENFICC verificada por el CND menos las asignaciones de OEF realizadas previamente a la GPPS;

ii) La Mínima Cantidad de Energía Firme no puede ser superior a la Máxima Cantidad de Energía Firme ofertada;

iii) El precio ofertado debe ser igual o inferior al PMGPPS y ser igual para todos los Años GPPS en los cuales se presente oferta;

b) Diferenciación de Ofertas. Se aplicará el siguiente procedimiento:

i. Cuando dos o más plantas GPPS oferten el mismo precio, se aplicará un proceso aleatorio que garantice que todas las ofertas tendrán precios diferentes restando incrementos de 1 US $/GWh.

ii. El precio de oferta para cada GPPS modificado o no por el proceso anterior, se multiplicará por un factor de la siguiente forma en US $/GWh:

Donde:

	:	precio que se obtiene en el subproceso ii;
	:	precio de oferta si no se aplica el subproceso i o de lo contrario, precio que se obtiene en el subproceso i.
n	:	número secuencial de los Años GPPS en que ha ofertado energía firme un participante para una planta o unidad GPPS. Este valor va de 1 al número de Años GPPS para el cual se ha ofertado en cada planta.

Las variaciones en los precios de oferta serán exclusivamente para fines del proceso de optimización y no para establecer el precio al que finalmente se adjudiquen las Obligaciones de Energía Firme.

En el caso de proyectos con varios desarrolladores se seleccionará el de menor precio resultante de este procedimiento.

c) Proceso de Optimización. Este proceso tendrá las siguientes características para cada grupo q:

i. Se aplicará al Período GPPS.

ii. La función objetivo será minimizar: La suma de los productos entre las OEF asignadas multiplicado por su precio ofertado, diferenciado conforme a lo indicada en el literal b) anterior, por cada una de la plantas GPPS, más el producto entre la demanda no asignada y un precio igual a uno punto cinco (1.5) veces PMGPPS.

ii. La sumatoria de las asignaciones de OEF en todos los Años GPPS, para cada planta debe ser cero o un número entre la Cantidad Mínima de Energía Firme y la Máxima Cantidad de Energía Firme ofertada para esa GPPS.

iv. La suma de las asignaciones de OEF en un Año GPPS no puede ser superior a la demanda a asignar para dicho año por el proceso de subasta.

v. Las variables de asignación asociadas a cada planta para la formulación del problema de optimización se definen en orden ascendente según el precio de oferta de la planta o unidad resultante del procedimiento de diferenciación de ofertas para cada Año GPPS.

vi. La asignación de la OEF para cada grupo q se obtendrá de la primera solución encontrada al resolver el problema de optimización planteado en este literal según se establece en el numeral viii.

vii. Si existen plantas excluyentes en el grupo q, se obtendrá la primera solución de resolver el problema de optimización considerando las plantas del grupo q que no son excluyentes y las de cada una de las combinaciones posibles de las plantas excluyentes. Por lo tanto, se obtendrán tantas soluciones como combinaciones posibles haya. La asignación de las OEF, en este caso, se hará con la solución que tenga el menor valor de la función objetivo truncada a dos decimales y según se establece en el numeral viii. Si hay varias soluciones con valor igual, se seleccionará una de ellas aleatoriamente.

viii. Una vez se finalice el proceso de optimización, se calculará para cada uno de los Años GPPS, el precio de oferta más alto de las GPPS que resultaron con asignación, sin el valor incorporado en el proceso de diferenciación. Estos serán los precios para remunerar las OEF para cada uno de los Años GPPS asignados.

La formulación matemática, el modelo computacional y el manual para hacer esta optimización se publicará mediante Circular de la Dirección Ejecutiva que estará disponible en la página WEB de la CREG.

El Manual contendrá todos los parámetros de programación y equipos necesarios para resolver el problema de optimización antes mencionado, dentro de los cuales estará, pero no limitado a ellos, los siguientes:

1. Programa de optimización. Versión y parámetros de ajuste del mismo.

2. Especificaciones de equipo computacional.

El ASIC llevará a cabo el proceso de asignación en presencia del Auditor de la subasta de GPPS y de los representantes de los Participantes o apoderados y publicará los resultados de la asignación: precios, período de vigencia de la obligación y cantidades asignadas a cada GPPS, en la fecha que defina la CREG.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.15.3) (Fuente: R CREG 183/11, art. 4) (Fuente: R CREG 183/11, art. 3) (Fuente: R CREG 139/11, art. 12) (Fuente: R CREG 057/08, art. 4) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

Subasta desierta

ARTÍCULO 2.19.21.5.9.1. SUBASTA DESIERTA. El ASIC declarará desierta la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS cuando no se reciban Ofertas o la totalidad de Ofertas presentadas hayan sido inadmitidas conforme a lo dispuesto en este Anexo.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.16) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

Disposiciones finales

ARTÍCULO 2.19.21.6.1. RECLAMACIONES. Todas las reclamaciones que pudieran suscitarse respecto del desarrollo, ejecución y cumplimiento de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS, deberá tramitarse por los Participantes durante la Subasta en presencia del Auditor de la Subasta y antes del cierre de la misma, para lo cual, el ASIC publicará el procedimiento a seguir. Las respuestas estarán a cargo del ASIC, con base en la regulación vigente, en caso de no ser posible resolver la reclamación el ASIC tendrá la facultad de suspender la Subasta y dar traslado a la CREG.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.17) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

ARTÍCULO 2.19.21.6.2. GARANTÍAS. Para todos los efectos, los Participantes de GPPS deberán cumplir lo establecido en la Resolución CREG 061 de 2007 o aquellas que la modifiquen adicionen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.18) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

ARTÍCULO 2.19.21.6.3. LIMITACIÓN DE LA RESPONSABILIDAD DEL ASIC. El ASIC no será responsable de la información suministrada por los Participantes, ni de los resultados que de la misma se deriven, así como del desarrollo de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS que dependa de la información suministrada y las actuaciones de los Participantes.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.19) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

ARTÍCULO 2.19.21.6.4. FECHA Y HORA. Para todos los efectos se considerará la fecha y hora legal para la República de Colombia.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.20) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

ARTÍCULO 2.19.21.6.5. IDIOMA. La Subasta de Sobre Cerrado para GPPS y los resultados de la misma serán redactados y se considerarán en castellano, idioma oficial de Colombia.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.21) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)

TÍTULO 22

Operación de los embalses del Sistema Interconectado Nacional

ARTÍCULO 2.19.22.1. USO DEL RECURSO HIDRÁULICO PARA ATENCIÓN DE LA CONSIDERADA PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD. Cuando el volumen del embalse o de cualquier embalse asociado a una planta o cadena de plantas que tenga Obligaciones de Energía Firme asignadas, sea menor o igual al Nivel ENFICC Probabilístico, NEP, el Centro Nacional de Despacho (CND) tendrán en cuenta las siguientes consideraciones:

-- Si el recurso tiene un precio de oferta fuera de mérito, su disponibilidad para atender demanda diferente a la considerada para el Cargo por Confiabilidad será cero.

-- No será causal de redespacho el hecho de que el nivel del embalse cambie su condición respecto de la considerada originalmente en el Despacho Económico.

PARÁGRAFO. Para la aplicación del presente artículo se considera que un precio de oferta está fuera de mérito si el mismo es superior al precio de bolsa del Predespacho Ideal estimado por el CND para atender la Demanda Total Doméstica, a que hace referencia la Resolución CREG 004 de 2003 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 080/07, art. 2) (Fuente: R CREG 152/11, art. 5)

ARTÍCULO 2.19.22.2. REGLAS PARA DEFINIR EL NIVEL ENFICC. El CND aplicará las siguientes reglas para establecer el Nivel ENFICC a considerar:

1. Partiendo de la ENFICC verificada por el CND, tomará como Período de Optimización al que corresponde a la verificación de la Energía Disponible Adicional, según lo definido en el artículo 42 de la Resolución 071 de 2006 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

2. Para establecer el Nivel ENFICC diario para cada uno de los meses del Período de Optimización del año correspondiente a la ENFICC seleccionada en el paso anterior, se definirá el Nivel ENFICC de la siguiente forma:

a) Se toman los resultados del Modelo HIDENFICC, hoja denominada "Vol(Hm3)" que muestra el valor final del embalse en millones de m3 almacenado para cada mes del Período de Optimización seleccionado; b) El Nivel ENFICC de cada día de un mes se calcula mediante la interpolación lineal entre el nivel final del embalse para el mes para el cual se va a definir el Nivel ENFICC y el nivel final del mes inmediatamente anterior en millones de m3 redondeado al entero más próximo.

Para el primer mes del Período de Optimización seleccionado (mayo del período t), se toma el nivel final del embalse para este mes y el del último mes del período de optimización inmediatamente anterior (abril del período t-1).

(Fuente: R CREG 080/07, art. 3)

TÍTULO 23

Opción para plantas en construcción con OEF asignadas que al inicio del período de vigencia de la obligación (IPVO) no alcanzan la capacidad efectiva neta (CEN) declarada

ARTÍCULO 2.19.23.1. OBJETO. Esta resolución define la opción del Cargo por Confiabilidad para plantas de generación en construcción con OEF asignadas que temporalmente tendrán una capacidad instalada menor a la capacidad efectiva neta (CEN) declarada, pero que el nivel de avance de sus obras les permite operar y cumplir con la OEF asignada, a pesar de no alcanzar la CEN declarada al Inicio del Período de Vigencia de la Obligación (IPVO), o dentro del plazo previsto en el numeral 2 del artículo 13 del Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad, adoptado con la Resolución CREG 061 de 2007.

(Fuente: R CREG 194/20, art. 1)

ARTÍCULO 2.19.23.2. OPCIÓN PARA PLANTAS QUE TEMPORALMENTE TENDRÁN UNA CAPACIDAD INSTALADA MENOR A LA CEN DECLARADA. Las plantas en construcción con OEF asignadas podrán acogerse a la opción del Cargo por Confiabilidad para capacidad instalada menor a la CEN declarada, sujetas al cumplimiento de las siguientes condiciones y reglas:

i. Plantas que pueden acogerse a la opción. Las plantas que se podrán acoger a la opción serán las que cumplan con lo siguiente, siempre que no se haya ya establecido plenamente un incumplimiento grave e insalvable:

a) La capacidad instalada deberá estar disponible para operación comercial desde la fecha de IPVO o dentro del plazo previsto en el numeral 2 del artículo 13 del Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad adoptado con la Resolución CREG 061 de 2007.

b) La energía firme correspondiente a la capacidad instalada deberá ser suficiente para cubrir las OEF asignadas, según lo verifique el auditor de la construcción de la planta, aplicando las metodologías definidas para determinar la ENFICC, con el porcentaje de PSS que se haya aprobado en la última subasta para el caso de las plantas hidráulicas.

c) El avance en las obras de construcción de la planta de generación le permitirá alcanzar la CEN declarada en un plazo máximo de dos años a partir de la fecha de IPVO, según lo verifique el auditor de la construcción de la planta.

ii. Requisitos y obligaciones. Los requisitos y obligaciones que debe cumplir quien se acoja a la opción son los siguientes:

a) Los agentes o promotores que representen plantas en construcción que quieran acoger la opción, deberán entregar al ASIC lo siguiente:

- Comunicación suscrita por el representante legal, en donde señale expresamente que se acoge a la opción y se compromete a cumplir con todos los requisitos dispuestos en la regulación.

- Garantía de construcción de acuerdo con lo definido en el literal b. del presente numeral.

El formato para acogerse a la opción será publicado por el ASIC en su página web.

b) Los agentes que se acojan a la opción deberán mantener vigente la garantía de construcción de que trata el Capítulo 4 del Reglamento de Garantías del Cargo por Confiabilidad, adoptado con la Resolución CREG 061 de 2007. La garantía deberá ajustarse para incluir como evento de incumplimiento la no puesta en operación de la planta cumpliendo los parámetros declarados en el mecanismo de asignación de Obligaciones de Energía Firme, incluyendo la capacidad efectiva neta, en la fecha de que trata el numeral iii siguiente.

El valor a garantizar deberá corresponder al resultante de un atraso de 365 días. La vigencia de la garantía será de conformidad con las reglas definidas en el Reglamento de Garantías.

c) Los agentes que se acojan a la opción deberán mantener el respaldo de las OEF asignadas con los anillos de seguridad del Cargo por Confiabilidad hasta la entrada en operación comercial de la planta con la ENFICC suficiente para cumplir las OEF, dentro del plazo previsto en el numeral 2 del artículo 13 del Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad adoptado con la Resolución CREG 061 de 2007.

d) Los agentes que se acojan a la opción deberán mantener el pago de la auditoría de construcción hasta la entrada en operación comercial de la CEN declarada de la planta. El auditor deberá remitir informes cada trimestre, cumpliendo con lo establecido en el subnumeral 4 del numeral 1.5 del Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006, en donde se señale el atraso respecto del IPVO para contar con la capacidad operable que respalde la ENFICC suficiente para cubrir las OEF asignadas, y el atraso respecto del IPVO para cumplir con la entrada en operación comercial de la planta con la CEN declarada.

El incumplimiento de las obligaciones previstas en los literales b), c) y d), constituyen incumplimiento grave e insalvable, en cuyo caso se aplicará lo previsto en el parágrafo del artículo 9o de la Resolución CREG 071 de 2006.

iii. Fecha de entrada de la capacidad faltante. La fecha máxima de entrada de la capacidad faltante de la planta para alcanzar la CEN declarada será de 365 días, contados a partir de diciembre 1 del año siguiente a la fecha de IPVO, lo cual será verificado por el auditor. Constituye incumplimiento grave e insalvable que el atraso supere esta fecha, en cuyo caso se aplicarán las siguientes reglas:

a) La ejecución de la garantía.

b) La pérdida para el generador de la asignación de la Obligación de Energía Firme y la remuneración asociada a ella.

Con el propósito de establecer plenamente la existencia del incumplimiento, determinar sus consecuencias y garantizar el derecho de defensa de los afectados, se aplicará lo previsto en el parágrafo del artículo 9o de la Resolución CREG 071 de 2006.

iv. Oportunidad para acogerse a la opción. Los agentes que deseen acogerse a la opción de que trata el presente artículo, lo podrán hacer una vez se haya cumplido con lo siguiente:

a) El auditor determine en su informe que el atraso de la puesta en operación comercial de la planta con los parámetros declarados es superior a 365 días, contados a partir del IPVO.

b) El auditor determine en su informe que la planta tendrá capacidad instalada operable a más tardar dentro del plazo definido en el numeral

2 del artículo 13 del Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad, adoptado con la Resolución CREG 061 de 2007.

c) El auditor determine en su informe que la ENFICC correspondiente a la capacidad instalada operable definida en el anterior literal b será igual o superior a la OEF asignada.

d) El auditor determine en su informe que la fecha de entrada en operación comercial de la planta, cumpliendo todos los parámetros declarados, no supere 365 días adicionales al plazo máximo definido en el numeral 2 del artículo 13 del Regla mento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad, adoptado con la Resolución CREG 061 de 2007

Para acogerse a la opción, el agente generador tendrá un plazo de 30 días hábiles contados desde la fecha en que XM le dé a conocer que ha recibido el informe del auditor cumpliendo con lo anterior. Si el agente no cumple con lo requerido en el literal a) del numeral ii dentro de dicho plazo, se entiende que no se acoge a la opción.

Sin perjuicio de lo establecido en el numeral iii anterior, si el agente se acoge a la opción y cumple las obligaciones definidas en el numeral ii, no le aplicará el incumplimiento grave e insalvable de que trata la Resolución CREG 071 de 2006 y el Reglamento de Garantías del Cargo por Confiabilidad, adoptado con la Resolución CREG 061 de 2007.

En caso de que el auditor determine que la planta tiene más de 365 días de atraso, contados a partir del IPVO, y que el agente generador no opte por acoger la opción, se procederá a establecer plenamente la existencia del incumplimiento grave e insalvable, determinar sus consecuencias, y garantizar el derecho de defensa de los afectados, conforme a lo previsto en el parágrafo del artículo 9 de la Resolución CREG 071 de 2006.

v. Efectos de acogerse a la opción. Un agente generador o un promotor de proyecto que represente una planta en construcción que tenga Obligaciones de Energía Firme, OEF, asignadas y que se acoja y cumpla con todos los requisitos que tiene la opción definida en el presente artículo, estará sujeto a las siguientes condiciones aplicables a la planta para la cual acoge la opción:

a) Deberá contar con la capacidad instalada operable necesaria para respaldar las OEF asignadas a más tardar desde de la fecha máxima definida en el numeral 2 del artículo 13 del Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad, adoptado con la Resolución CREG 061 de 2007, y entregar la energía firme de acuerdo con las reglas definidas en la Resolución CREG 071 de 2006.

b) Tendrá hasta 365 días adicionales, contados a partir de la fecha máxima definida en el numeral 2 del artículo 13 del Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad, adoptado con la Resolución CREG 061 de 2007, para cumplir con la entrada en operación comercial de la totalidad de la CEN declarada de la planta.

c) Durante el período comprendido entre la fecha de IPVO y la entrada en operación comercial de la planta declarada para atender las OEF asignadas, el ASIC liquidará y recaudará el Cargo por Confiabilidad por las OEF de la planta. Sin embargo, los pagos de las OEF correspondientes a dicha planta se mantendrán en una fiducia de administración y pago que para tal fin constituirá el ASIC.

d.) Una vez el agente cumpla con la puesta en operación de la capacidad faltante para completar la CEN declarada de la planta, antes de o hasta la fecha máxima indicada en el numeral iii, el ASIC le girará al agente los recursos que se tienen en la fiducia, así como los rendimientos que se hubieran generado, descontando cualquier costo en que se haya incurrido por disponer de la fiducia.

e) Si el informe del auditor determina que la entrada en operación comercial de la capacidad faltante para completar la CEN declarada de la planta se dará posterior al plazo previsto en el numeral iii, se aplicará el procedimiento administrativo de que trata el parágrafo del artículo 9o de la Resolución CREG 071 de 2006. En tal caso, una vez establecido plenamente el incumplimiento grave e insalvable, los recursos que se tengan en la fiducia de que trata elliteral d serán asignados a cada uno de los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial, a través de una disminución en el costo de restricciones que debe ser trasladado a los usuarios finales.

f) En relación con la obligación de conexión al sistema de transporte, el generador que se acoja a la opción podrá prorrogar, por segunda vez, la fecha de entrada en operación comercial definida en el literal b) del numeral 4.4.2 del anexo 1 de la Resolución CREG 022 de 2001, o en el literal b) del numeral 2.3.3 del anexo general de la Resolución CREG 024 de 2013, sin superar la fecha prevista en el numeral iii del presente artículo. Con este fin, durante el plazo para acogerse a la opción previsto en el numeral iv de este artículo, deberá dar cumplimiento a lo establecido en las citadas resoluciones para prorrogar la fecha de entrada en operación comercial.

PARÁGRAFO. Las plantas de generación en construcción que se acojan a la opción establecida en el presente artículo no podrán hacer parte de otros mecanismos del Cargo por Confiabilidad que apliquen por anticipar el inicio del período de vigencia de la obligación.

(Fuente: R CREG 194/20, art. 2)

ARTÍCULO 2.19.23.3. INFORMES DE AUDITORÍA DE PLANTAS EN CONSTRUCCIÓN. Los informes de auditoría de las plantas en construcción, de que trata el numeral 1.5 del anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006, en caso de que el atraso sea mayor a un año, deberán incluir lo siguiente:

a) Determinar si la planta tendrá capacidad instalada operable, entendida como capacidad que puede entrar en operación comercial, a más tardar dentro del plazo definido en el numeral 2 del artículo 13 del Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad, adoptado con la Resolución CREG 061 de 2007.

b). Si se tendrá la capacidad instalada operable definida en el literal a, determinar su valor, y si la ENFICC correspondiente a dicha capacidad cubre las OEF asignadas.

c. Si se cumple con el literal b), establecer la fecha en que podrá entrar en operación comercial la capacidad restante para alcanzar la CEN declarada de la planta.

(Fuente: R CREG 194/20, art. 3)

PARTE 20

Garantía de puesta en operación comercial que deben entregar los vendedores que resulten adjudicados en el mecanismo definido en la Resolución 4 0590 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía y convocado por la Resolución 4 0179 de 2021 del Ministerio de Minas y Energía

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.20.1.1. OBJETO Y ÁMBITO DE APLICACIÓN. Mediante la presente resolución se define la garantía asociada a la puesta en operación comercial de los proyectos de generación, la cual deben entregar los vendedores que resulten adjudicados en el mecanismo o mecanismos establecidos de conformidad con la Resolución 40590 de 2019, modificada por las resoluciones 40678 de 2019 y 4 0141 de 2021 y 40345 de 2021 del Ministerio de Minas y Energía, y convocada mediante la Resolución 40179 de 2021 del mismo Ministerio.

Así mismo, se definen condiciones especiales de aplicación a las garantías de puesta en operación constituidas en cumplimiento de la Resolución CREG 107 de 2019.

(Fuente: R CREG 186/21, art. 1)

Condiciones de la garantía de puesta en operación

ARTÍCULO 2.20.2.1. OBLIGACIONES POR GARANTIZAR. Los vendedores que resulten adjudicados con contratos de largo plazo deberán garantizar, mediante los instrumentos previstos en el artículo 5 de la presente resolución, la entrada en operación comercial de la planta asociada a las ofertas que hayan sido asignadas como resultado de la adjudicación del mecanismo previsto en la Resolución 4 0590 de 2019, modificada por las resoluciones 40678 de 2019, 40141 de 2021 y 4 0345 de 2021, y convocada por la Resolución 40179 de 2021 del Ministerio de Minas y Energía, acorde con la normativa vigente, a más tardar en la FVPO última con al menos el PMCP.

Así mismo, deberán garantizar la obligación de mantener, reponer o ajustar la garantía conforme a lo previsto en la presente resolución.

PARÁGRAFO. En caso de que el vendedor opte por dar aplicación a lo establecido en el parágrafo 1 del artículo 36 de la Resolución 40590 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía, deberá garantizar la entrada de operación comercial de la planta a más tardar en la FVPO última modificada con al menos el PMCP.

(Fuente: R CREG 186/21, art. 3)

ARTÍCULO 2.20.2.2. PRINCIPIOS Y OTORGAMIENTO DE LAS GARANTÍAS. Las garantías reguladas en la presente resolución deberán cumplir con los siguientes criterios:

4.1 Cuando se trate de garantías otorgadas por una entidad financiera domiciliada en Colombia, se deberá acreditar para dicha entidad una calificación de riesgo crediticio de la deuda de largo plazo de grado de inversión, por parte de una Agencia Calificadora de Riesgos vigilada por la Superintendencia Financiera de Colombia.

4.2 Cuando se trate de garantías otorgadas por una entidad financiera del exterior, esta entidad deberá estar incluida en el listado de entidades financieras del exterior contenido en el Anexo No. 1 de la Circular Reglamentaria Externa DCIN-83 del Banco de la República o en las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, y acreditar para dicha entidad una calificación de deuda de largo plazo de Standard & Poor's Corporation o de Moody's Investor's Services Inc. o de Fitch Ratings, de al menos grado de inversión.

4.3 La entidad financiera otorgante deberá pagar al primer requerimiento del beneficiario.

4.4 La entidad financiera otorgante deberá pagar dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la fecha en que se realice el primer requerimiento, siempre que se trate de una entidad financiera domiciliada en Colombia, o dentro de los quince (15) días calendario siguientes a la fecha en que se realice el primer requerimiento, siempre que se trate de una entidad financiera del exterior.

4.5 El valor pagado por la entidad financiera otorgante deberá ser igual al valor total de la cobertura conforme con lo indicado en la presente resolución. Por tanto, el valor pagado debe ser neto, libre de cualquier tipo de deducción, depósito, comisión, encaje, impuesto, tasa, contribución, afectación o retención por parte de la entidad financiera otorgante o de las autoridades cambiarias, tributarias o de cualquier otra índole que pueda afectar el valor del desembolso de la garantía.

4.6 La entidad financiera otorgante de la garantía debe renunciar a requerimientos judiciales, extrajudiciales o de cualquier otro tipo, para el pago de la obligación garantizada, tanto en Colombia como en el exterior.

4.7 Cuando se trate de garantías expedidas por entidades financieras domiciliadas en Colombia, el valor de la garantía constituida deberá estar calculado en moneda nacional o en dólares de los Estados Unidos de América, y ser exigible de acuerdo con la Ley Colombiana.

4.8 Cuando se trate de garantías expedidas por entidades financieras del exterior, el valor de la garantía constituida deberá estar calculado en dólares de los Estados Unidos de América, y ser exigible de acuerdo con las Reglas y Usos Uniformes 600 de la Cámara de Comercio Internacional -CCI- (ICC Uniform Customs and Practice for Documentary Credits UCP 600), o aquellas normas que las modifiquen, adicionan o sustituyan, y con las normas del estado de Nueva York de los Estados Unidos de América. Cualquier disputa que pueda surgir en relación con la garantía entre el beneficiario y el otorgante, será resuelta definitivamente bajo las reglas de Conciliación y Arbitraje de la CCI, por uno o más árbitros designados, de acuerdo con las mencionadas reglas. En todo caso, uno de los árbitros será de nacionalidad colombiana.

PARÁGRAFO 1. Para efectos de demostrar el cumplimiento de los criterios 4.1 y 4.2 del presente artículo, los vendedores deberán acreditar al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, al momento de presentación, ajuste o reposición de las garantías, que la entidad financiera otorgante satisface los requerimientos indicados en estos criterios. Para las garantías con vigencia superior a un (1) año, la calificación de riesgo deberá ser actualizada anualmente, a partir de su presentación, por los vendedores que estén obligados a presentar las respectivas garantías.

PARÁGRAFO 2. El vendedor deberá informar al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, cualquier modificación en la calificación de que tratan los numerales 4.1 y 4.2 del presente artículo, así como también toda circunstancia que afecte o pueda llegar a afectar en cualquier forma la garantía o la efectividad de la misma. Dicha información deberá ser comunicada a más tardar quince (15) días hábiles después de ocurrido el hecho.

PARÁGRAFO 3. Cuando se trate de garantías expedidas en dólares de los Estados Unidos de América, el valor de la garantía constituida deberá estar calculada a la Tasa Representativa del Mercado vigente el día de la fecha de adjudicación del mecanismo, conforme a lo establecido en el parágrafo del artículo 6 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 186/21, art. 4)

ARTÍCULO 2.20.2.3. GARANTÍAS ADMISIBLES. Los vendedores deberán garantizar el cumplimiento de las obligaciones señaladas en el artículo 3 de esta resolución mediante uno o varios de los siguientes instrumentos:

5.1 Instrumentos Admisibles para Garantías Nacionales:

a. Garantía Bancaria: Instrumento mediante el cual una institución financiera debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, garantiza de forma incondicional e irrevocable el pago de las obligaciones indicadas en la presente resolución. La Garantía será pagadera a la vista y contra el primer requerimiento escrito, en el cual XM S.A. E.S.P., en calidad de ASIC, informe que el agente no ha dado cumplimiento a las obligaciones objeto de la garantía. La forma y perfeccionamiento de esta garantía se regirá por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables.

b. Aval Bancario: instrumento mediante el cual una institución financiera debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, interviene como avalista respecto de un título valor, para garantizar el pago de las obligaciones indicadas en la presente resolución. La forma y perfeccionamiento de esta garantía se regirá por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables.

c. Carta de Crédito Stand By: crédito documental e irrevocable, mediante el cual una institución financiera debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, se compromete directamente o por intermedio de un banco corresponsal, al pago de las obligaciones indicadas en la presente resolución, contra la previa presentación de la Carta de Crédito Stand By. La forma y perfeccionamiento de este tipo de garantía se regirá por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables.

5.2 Instrumentos Admisibles para Garantías Internacionales:

a. Carta de Crédito Stand By: crédito documental e irrevocable mediante el cual una institución financiera se compromete directamente o por intermedio de un banco corresponsal, al pago de las obligaciones indicadas en la presente resolución, contra la previa presentación de la Carta de Crédito Stand By.

(Fuente: R CREG 186/21, art. 5)

ARTÍCULO 2.20.2.4. VALOR DE LA COBERTURA. La garantía de que trata esta resolución se otorgará por un valor, equivalente en pesos colombianos, igual al 10% del total de la energía adjudicada para cada vendedor con la planta asociada a dicha energía, para un año, para cada hora, en los contratos resultantes del mecanismo establecido en las resoluciones 40590 de 2019, modificada por las resoluciones 40678 de 2019, 40141 de 2021 y 40345 de 2021 del Ministerio de Minas y Energía y convocada por la Resolución 40179 de 2021 del Ministerio de Minas y Energía, multiplicada por el precio horario de cada contrato actualizado de acuerdo a lo establecido en el artículo 9 de la resolución 4 0590 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía.

Así mismo, el valor de cobertura deberá considerar la energía asignada en el mecanismo complementario de asignación al que hace referencia el artículo 6 de la Resolución 4 0179 de 2021 del Ministerio de Minas y Energía, multiplicada por el precio que se defina para los contratos de dicho mecanismo.

PARÁGRAFO. Una vez concluida la subasta, el ASIC estimará el valor de la cobertura, en pesos colombianos, de la garantía de cada una de las plantas, y le informará estos valores a los agentes vendedores adjudicados.

(Fuente: R CREG 186/21, art. 6)

ARTÍCULO 2.20.2.5. VIGENCIA DE LAS GARANTÍAS. La vigencia de las garantías deberá cubrir el período comprendido entre la fecha máxima de entrega al ASIC de la garantía de puesta en operación comercial al que hace referencia el numeral 29 del cronograma del numeral 6 de los pliegos de condiciones establecidos por el ASIC y la FVPO inicial más tres (3) meses.

Se aceptarán garantías con una vigencia mínima de doce (12) meses. En este caso, quince (15) días hábiles antes del vencimiento de la garantía, el agente vendedor deberá entregar una nueva que cumpla con las exigencias establecidas en esta resolución.

(Fuente: R CREG 186/21, art. 7)

ARTÍCULO 2.20.2.6. MODIFICACIÓN DE LAS GARANTÍAS POR LA NO ENTRADA EN OPERACIÓN COMERCIAL DE LA PLANTA. Si en la verificación hecha por el ASIC en la FVPO inicial la planta no ha entrado en operación comercial, conforme a lo descrito en el artículo 15 de la presente resolución, el vendedor deberá ajustar el valor de la cobertura y la vigencia de la garantía, cumpliendo lo siguiente:

8.1 Si en la FVPO inicial no se ha verificado la entrada en operación comercial, el valor de la cobertura se incrementará a 20% y la vigencia de la garantía deberá prorrogarse nueve (9) meses contados a partir de la FVPO inicial.

8.2 Si pasados seis (6) meses de la FVPO inicial no se ha verificado la entrada en operación comercial, el valor de la cobertura se incrementará a 30% y la vigencia de la garantía deberá prorrogarse quince (15) meses contados a partir de la FVPO inicial.

8.3 Si pasados doce (12) meses de la FVPO inicial no se ha verificado la entrada en operación comercial, el valor de la cobertura se incrementará a 40% y la vigencia de la garantía deberá prorrogarse veintiún (21) meses contados a partir de la FVPO inicial.

8.4 Si pasados dieciocho (18) meses de la FVPO inicial no se ha verificado la entrada en operación comercial, el valor de la cobertura se incrementará a 50% y la vigencia de la garantía deberá prorrogarse veintisiete (27) meses contados a partir de la FVPO inicial.

8.5 Si realizada la verificación del numeral 8.4, la planta no ha entrado en operación comercial pero el vendedor aplica lo establecido en el parágrafo 1 del artículo 36 de la Resolución 40590 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía, deberá prorrogar la vigencia de la garantía hasta la FVPO última modificada más tres (3) meses, sin incremento en el valor de la cobertura adicional. El vendedor podrá solicitar la verificación de la entrada en operación comercial de su planta en cualquier momento hasta la FVPO última modificada, caso contrario, se ejecutará la garantía en la FVPO última modificada conforme a los artículos 17 y 18 de la presente resolución.

PARÁGRAFO. En todo caso, si la planta sujeta a verificación conforme al presente artículo cuenta con otra garantía para respaldar la fecha de puesta en operación o con la garantía para reserva de capacidad de transporte de la que trata el artículo 24 de la Resolución CREG 075 de 2021, el valor de cobertura será el definido en el artículo 6 de la presente resolución, y no le aplicarán los incrementos en el valor de cobertura establecidos en este artículo.

(Fuente: R CREG 186/21, art. 8)

ARTÍCULO 2.20.2.7. AJUSTE O REPOSICIÓN DE GARANTÍAS. Los vendedores deberán ajustar o reponer la garantía en los siguientes casos:

9.1 Cuando la calidad crediticia de la entidad otorgante de la garantía disminuya por debajo de la calificación límite establecida en el artículo 4 de la presente resolución, deberán reponer la garantía por una otorgada por una entidad crediticia que cumpla con lo señalado en el mencionado artículo.

9.2 Cuando las garantías disminuyan su valor por debajo de los montos exigidos debido a variaciones en la tasa de cambio y en el índice del IPP de Colombia publicado por el DANE, considerando la mejor información disponible, conforme a la publicación que haga el ASIC mensualmente.

(Fuente: R CREG 186/21, art. 9)

ARTÍCULO 2.20.2.8. PROCEDIMIENTO DE MODIFICACIÓN, AJUSTE O REPOSICIÓN DE GARANTÍAS. El vendedor deberá efectuar la modificación, ajuste o reposición de la garantía, conforme a lo establecido en los artículos 8, 9 y en el literal c del numeral 14.6 del artículo 14 de la presente resolución, en un plazo no mayor a quince (15) días hábiles, contados a partir de la ocurrencia del hecho que da lugar a la modificación, ajuste o reposición.

(Fuente: R CREG 186/21, art. 10)

ARTÍCULO 2.20.2.9. MANEJO Y DISPOSICIÓN DE LAS SUMAS DE DINERO RESULTANTES DE LA EJECUCIÓN DE LAS GARANTÍAS. Ocurrido un evento de incumplimiento conforme al artículo 17 de la presente resolución, las sumas de dinero que el ASIC reciba como resultado de la ejecución de las garantías y los rendimientos generados por la administración de este dinero, si los hubiere, serán asignados, hasta agotarlos, en la facturación de las transacciones en el mercado de energía mayorista a expedir en los meses calendario siguientes al mes de la ejecución y pago de la garantía, a cada uno de los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial, como un menor costo de restricciones que debe ser trasladado a los usuarios finales.

(Fuente: R CREG 186/21, art. 11)

ARTÍCULO 2.20.2.10. ADMINISTRADOR DE LAS GARANTÍAS. El administrador de la garantía de puesta en operación es el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC.

(Fuente: R CREG 186/21, art. 12)

Responsabilidades

ARTÍCULO 2.20.3.1. RESPONSABILIDADES DEL ASIC. El ASIC tendrá las siguientes responsabilidades:

Estudio y aprobación de las garantías:

13.1 Dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, definir y publicar un procedimiento para la presentación, aprobación, subsanación o aclaración de las garantías entregadas.

En todo caso, el ASIC deberá tener en cuenta el plazo máximo para estudio y aprobación de la garantía de nueve (9) días hábiles a partir del día hábil siguiente a la fecha máxima de entrega establecida en el numeral 29 del cronograma del numeral 6 de los pliegos de condiciones establecidos por el ASIC.

13.2 Recibir la garantía para estudio y aprobación.

13.3 Emitir el certificado de aprobación o rechazo de la garantía de puesta en operación.

Seguimiento de la garantía:

13.4 Ajustar, cuando haya lugar, y publicar el valor de cobertura de las garantías otorgadas por el vendedor de cada planta asociada a los contratos que hayan sido suscritos como resultado de la adjudicación con sus modificaciones, ajustes o reposiciones de las garantías de que tratan los artículos 8, 9 y el literal c del numeral 14.6 del artículo 14 de la presente resolución. Este procedimiento deberá realizarse mensualmente una vez entregada y aprobada la garantía inicial con la que se cumple el requisito para la firma del contrato.

13.5 Recibir del CND el informe de entrada en operación comercial de las plantas en las fechas de verificación establecidas en el artículo 8, o cuando un vendedor lo solicite, y verificar el cumplimiento del PMCP conforme a la información enviada por el CND.

13.6 Recibir del vendedor la prórroga de la garantía conforme a la FVPO última modificada, de acuerdo con lo establecido en las definiciones del artículo 2 de la presente resolución. Adicionalmente, verificar que esta fecha cumpla con el período máximo conforme a lo establecido en el parágrafo 1 del artículo 36 de la Resolución 40590 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía.

13.7 Comunicar al vendedor el resultado de la verificación del cumplimiento o del incumplimiento del PMCP dentro de los dos (2) días hábiles siguientes al recibo de la información enviada por el CND.

13.8 Devolver la garantía al vendedor conforme al numeral 16.1 del artículo 16 de la presente resolución.

13.9 Devolver la garantía al vendedor una vez cumplidas las condiciones de cesión del contrato y lo anterior se le haya notificado al ASIC.

13.10 Ejecutar la garantía conforme al artículo 18 de la presente resolución.

13.11 Verificar que el vendedor constituya la garantía a la que hace referencia el numeral 14.7 de la presente resolución.

13.12 En caso de presentarse lo previsto en el literal (a) del numeral 14.7 de la presente resolución, devolver la garantía de puesta en operación al vendedor en el término de cinco (5) días hábiles contados a partir de la aprobación de la garantía de reserva de capacidad.

(Fuente: R CREG 186/21, art. 13)

ARTÍCULO 2.20.3.2. RESPONSABILIDAD DEL VENDEDOR. El vendedor que resulte adjudicado con contratos de energía eléctrica de largo plazo deberá cumplir con lo siguiente:

14.1 Entregar la garantía de que trata esta resolución al ASIC cumpliendo los plazos establecidos en el numeral 29 del cronograma descrito en el numeral 6 de los pliegos de condiciones establecidos por el ASIC.

14.2 Modificar, ajustar o reponer la garantía conforme a lo dispuesto en los artículos 8, 9 y 10 de la presente resolución.

14.3 Informar al ASIC cualquier modificación en la calificación crediticia de la entidad que otorga la garantía a la que hace referencia los numerales 4.1 y 4.2 del artículo 4 de la presente resolución. Dicha información deberá ser comunicada a más tardar cinco (5) días hábiles después de ocurrido el hecho.

14.4 Cuando la garantía tenga vigencia superior a un (1) año, actualizar la calificación crediticia de la entidad que otorga la garantía anualmente, a partir del momento en que fue entregada y aprobada por el ASIC.

14.5 Declarar ante el CND la entrada en operación comercial en cualquier momento a partir de la fecha máxima de entrega de la garantía de puesta en operación a la que se refiere el numeral 29 del cronograma descrito en el numeral 6 de los pliegos de condiciones establecidos por el ASIC. En esta declaración el vendedor deberá informar al CND la capacidad efectiva neta de la planta.

14.6 Cuando la planta haya entrado en operación y no haya cumplido con el PMCP conforme a lo dispuesto en el numeral 16.2, el vendedor deberá:

a. Informar al CND en un plazo hasta de seis (6) meses contados a partir de la fecha de la certificación del CND de la entrada en operación comercial una nueva capacidad efectiva neta que cumpla el PMCP. En todo caso, este plazo no podrá superar la FVPO última.

b. Extender la vigencia de la garantía por un término de nueve (9) meses desde la fecha de certificación de entrada en operación comercial por parte del CND o desde la FVPO última más tres (3) meses.

c. Modificar el valor de la cobertura de la garantía cumpliendo lo establecido en el artículo 10 de la presente resolución, sin perjuicio de lo establecido en el parágrafo del artículo 8 de la misma y teniendo en cuenta lo siguiente:

Período	Valor de la cobertura en %^[1]
Fecha máxima de entrega de la garantía de puesta en operación hasta Enero 1 de 2023	10%
Enero 2 de 2023 hasta Julio 1 de 2023	20%
Julio 2 de 2023 hasta Enero 1 de 2024	30%
Enero 2 de 2024 hasta Julio 1 de 2024	40%
Julio 2 de 2024 hasta Enero 1 de 2025	50%

14.7 Si como resultado de la adjudicación de las ofertas de la subasta se cumple alguna de las condiciones que se listan a continuación el vendedor tendrá quince (15) días hábiles para constituir la garantía de reserva de capacidad de transporte conforme a la Resolución CREG 075 de 2021 si no la tiene. Si no constituye esta garantía, se aplicará lo dispuesto en la Resolución CREG 075 de 2021.

Condiciones:

(a) No se suscribe ningún contrato entre el vendedor y los comercializadores,

(b) El valor de la cobertura calculado con los contratos suscritos es inferior al valor de la cobertura exigido en la Resolución CREG 075 de 2021;

(Fuente: R CREG 186/21, art. 14)

Procedimiento de cumplimiento y ejecución de las garantías

ARTÍCULO 2.20.4.1. INFORME DE LA ENTRADA EN OPERACIÓN COMERCIAL. El CND será la entidad encargada de certificar la entrada en operación comercial de la planta en cumplimiento de la normativa vigente. El CND deberá informar al ASIC lo siguiente:

15.1 Si la planta del vendedor entró en operación comercial.

15.2 La capacidad efectiva neta de la planta, declarada por el vendedor a la entrada en operación comercial.

15.3 En la FVPO inicial, y en adelante cada seis (6) meses hasta la FVPO última, mientras la planta no haya entrado en operación comercial, el CND deberá informar al ASIC que la planta no ha entrado en operación comercial.

15.4 En caso de que el vendedor opte por dar aplicación a lo establecido en el parágrafo 1 del artículo 36 de la Resolución 40590 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía, en la FVPO última modificada, el CND deberá informar al ASIC que la planta no ha entrado en operación comercial.

(Fuente: R CREG 186/21, art. 15)

ARTÍCULO 2.20.4.2. VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DEL PMCP. El ASIC será la entidad encargada de verificar el cumplimiento del PMCP, con base en la capacidad asignada de transporte en el concepto de conexión emitido por la UPME y la capacidad efectiva neta de la planta informada por el CND.

16.1 El ASIC, en caso de verificar que el PMCP se cumple, deberá devolver la garantía al vendedor, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a dicha verificación.

16.2 El ASIC, en caso de verificar que el PMCP no se cumple, deberá informar de dicha situación al vendedor dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a dicha verificación.

(Fuente: R CREG 186/21, art. 16)

ARTÍCULO 2.20.4.3. EVENTOS DE INCUMPLIMIENTO. Constituyen eventos de incumplimiento los siguientes:

17.1 No poner en operación comercial la planta antes de la FVPO última.

17.2 Poner la planta en operación comercial sin cumplir con el PMCP y no declarar una nueva capacidad efectiva neta que cumpla con este requisito, antes de la primera de las siguientes fechas:

a. La fecha de entrada en operación comercial más seis (6) meses, o

b. La FVPO última

17.3 La omisión del vendedor en obtener del ASIC aprobación de la modificación, ajuste o reposición de las garantías.

PARÁGRAFO: En caso de que el vendedor opte por dar aplicación a lo establecido en el parágrafo 1 del artículo 36 de la Resolución 4 0590 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía, la FVPO última será remplazada por la FVPO última modificada para lo dispuesto en este artículo.

(Fuente: R CREG 186/21, art. 17)

ARTÍCULO 2.20.4.4. PROCEDIMIENTO DE EJECUCIÓN DE LAS GARANTÍAS. En caso de constituirse algún evento de incumplimiento descrito en el artículo 17 de la presente resolución, el ASIC, en calidad de administrador de las garantías y antes del vencimiento de la vigencia de las garantías, procederá a hacerlas efectivas enviando el aviso de incumplimiento al garante respectivo y haciendo referencia al evento de incumplimiento que genera la ejecución de la garantía.

(Fuente: R CREG 186/21, art. 18)

Otras disposiciones

CAPÍTULO V.

OTRAS DISPOSICIONES.

(Fuente: R CREG 186/21, art. 19)

PARTE 21

Mecanismos de protección y deberes de los usuarios del servicio público domiciliario de energía eléctrica que ejercen la actividad de Autogeneración a Pequeña Escala y entregan o venden sus excedentes al Comercializador que le presta el servicio

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.21.1.1. OBJETO. Establecer los mecanismos de protección y deberes de los usuarios regulados y no regulados del servicio público domiciliario de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional y las Zonas No Interconectadas, que ejercen la actividad de Autogeneración a Pequeña Escala, y regular su relación con el comercializador que le presta el servicio público cuando le entrega o vende los excedentes de energía.

Los usuarios del servicio público domiciliario de energía eléctrica que ejercen la actividad de Autogeneración a pequeña escala, en adelante y para los efectos de esta resolución se denominarán "usuarios AGPE".

Los mecanismos de protección y deberes de los usuarios AGPE serán desarrollados en cada una de las etapas precontractual, formalización contractual, de ejecución y terminación del contrato que aquí se determinan.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 1)

Etapa precontractual

ARTÍCULO 2.21.2.1. ETAPA PRECONTRACTUAL. Corresponde a la etapa previa a la aceptación y formalización del acuerdo para la entrega de excedentes de energía, en la cual el usuario AGPE se informa de las condiciones que le ofrece el comercializador para la compra de sus excedentes de energía.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 2)

ARTÍCULO 2.21.2.2. INFORMACION DISPONIBLE POR PARTE DEL COMERCIALIZADOR. El comercializador deberá disponer en su página web o en otros medios, toda la información correspondiente a la entrega o venta de excedentes de energía, así como informar al usuario las disposiciones vigentes y las condiciones para suscribir los acuerdos especiales señalados en el de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 3)

ARTÍCULO 2.21.2.3. ESCOGENCIA DEL COMERCIALIZADOR AL CUAL EL POTENCIAL USUARIO AGPE ENTREGARÁ SUS EXCEDENTES DE ENERGÍA. El usuario AGPE deberá escoger, dentro de las alternativas existentes, el comercializador al cual venderá o entregará sus excedentes de energía, pudiendo ser un comercializador diferente al que le está suministrando el servicio, para lo cual deberá informar de su decisión a su prestador mediante el formato dispuesto en la página web del comercializador.

PARÁGRAFO. Si el usuario AGPE escoge al comercializador que le presta el servicio de energía eléctrica para entregarle o venderle sus excedentes de energía, el comercializador adquiere la obligación de recibir o comprar estos excedentes, en los términos previstos en el capítulo II de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 4)

ARTÍCULO 2.21.2.4. REQUERIMIENTOS PARA LA ENTREGA DE EXCEDENTES DE ENERGÍA. El usuario AGPE deberá acreditar ante el comercializador el cumplimiento de las condiciones técnicas establecidas en la regulación vigente para la entrega o venta de excedentes de energía, de conformidad con lo previsto en las Resoluciones CREG 030 y 038 de 2018, o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan

(Fuente: R CREG 135/21, art. 5)

ARTÍCULO 2.21.2.5. CONEXIÓN. El usuario AGPE que desee entregar o vender excedentes de energía deberá cumplir con las condiciones técnicas de conexión establecidas en las Resoluciones CREG 030 y 038 de 2018, o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 6)

ARTÍCULO 2.21.2.6. ADQUISICIÓN DE INFRAESTUCTURA DE AUTOGENERACIÓN CON EL COMERCIALIZADOR. El comercializador que presta el servicio a un usuario AGPE no podrá negar el recibo o la compra de excedentes de energía por razones tales como la exigencia de la adquisición de infraestructura de autogeneración con dicho comercializador.

La relación de un comercializador que le vende o arrienda infraestructura al usuario y le cobra por este servicio, o que vende excedentes a través de un usuario, es independiente a la de prestación del servicio y, por tanto, no está sujeta a la regulación expedida por la CREG.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 7)

ARTÍCULO 2.21.2.7. DEBERES DE LOS USUARIOS AGPE EN LA ETAPA PRECONTRACTUAL. El potencial usuario AGPE en la etapa previa a la celebración del contrato tendrá los siguientes deberes:

i. Informarse debidamente respecto a las condiciones establecidas por el comercializador y las disposiciones regulatorias vigentes para la entrega de excedentes de energía.

ii. Conocer las condiciones establecidas en el acuerdo especial.

iii. Informarse de las tarifas con las cuales se remuneran los excedentes de energía

iv. Informarse sobre las formas de pago por parte del comercializador en caso de que en algunos períodos queden saldos a favor del usuario.

v. Manifestar su decisión o no, de entregar o vender sus excedentes de energía al comercializador que le presta el servicio, a través del formato definido en el numeral 14.2 del de la presente resolución, el cual deberá disponer el comercializador en su página web.

PARAGRAFO. El usuario AGPE que decida entregar o vender sus excedentes de energía a un comercializador diferente al que le presta el servicio, no será amparado con los mecanismos de protección establecidos en esta resolución.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 8)

Etapa de formalización contractual

ARTÍCULO 2.21.3.1. FORMALIZACIÓN DEL CONTRATO. Una vez aceptadas las condiciones de entrega o venta de excedentes de energía, las partes deberán suscribir el acuerdo especial según corresponda, y se inicia la relación entre el usuario AGPE y el comercializador.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 9)

ARTÍCULO 2.21.3.2. OBLIGACIÓN DE LOS COMERCIALIZADORES DE COMPRAR EXCEDENTES DE ENERGÍA. El comercializador que le preste el servicio público de energía eléctrica al usuario AGPE automáticamente adquiere la obligación de recibir o comprar los excedentes de energía, de conformidad con la regulación vigente.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 10)

ARTÍCULO 2.21.3.3. CONTRATOS PARA LA ENTREGA DE EXCEDENTES DE ENERGÍA. Los comercializadores que reciban excedentes de energía estarán obligados a contar con los contratos aquí señalados a efectos de garantizar al usuario AGPE los derechos otorgados por las normas dispuestas para tal fin.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 11)

ARTÍCULO 2.21.3.4. TIPOS DE CONTRATO. Los tipos de contrato para la entrega o venta de excedentes de energía de un usuario AGPE al comercializador que le presta el servicio serán los siguientes:

USUARIO	TIPO DE CONTRATO CON EL COMERCIALIZADOR PARA LA ENTREGA O VENTA DE EXCEDENTES DE ENERGÍA
Usuario AGPE - Regulado	Acuerdo especial anexo al Contrato de Condiciones Uniformes, en adelante acuerdo especial anexo al CCU.
Usuario AGPE - No regulado	Acuerdo especial anexo al Contrato de Servicio Público Domiciliario, en adelante acuerdo especial anexo al Contrato.

PARÁGRAFO. La relación entre el usuario AGPE cuando le entrega o vende excedentes de energía a un comercializador diferente al que le presta el servicio público domiciliario de energía eléctrica, se regirá por lo dispuesto en el derecho civil y comercial en lo que respecta a los acuerdos de venta y las normas de protección al consumidor.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 12)

ARTÍCULO 2.21.3.5. PROCEDIMIENTO PARA LA SUSCRIPCIÓN DEL ACUERDO ESPECIAL. Para el Usuario Regulado: Una vez el usuario AGPE manifieste su decisión de entregar o vender sus excedentes de energía eléctrica al comercializador que le presta el servicio de energía eléctrica, mediante el formato establecido para tal fin, el comercializador deberá enviarle el acuerdo especial, previsto en el de la presente resolución, para su respectiva firma.

Este acuerdo especial anexo al CCU reflejará todas las obligaciones que el comercializador adquiere con el usuario AGPE, así como las condiciones acordadas por las partes para la entrega o venta de excedentes de energía, incluyendo las mínimas que se establezcan por regulación.

Para el usuario No Regulado: Una vez el usuario AGPE manifieste su decisión de entregar o vender sus excedentes de energía eléctrica al comercializador que le presta el servicio de energía eléctrica, las partes deberán acordar las condiciones bajo las cuales se entregarán o venderán los excedentes de energía y suscribirán el acuerdo especial previsto en el de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 13)

ARTÍCULO 2.21.3.6. CONTENIDO MÍNIMO DE LOS CONTRATOS DE ENTREGA O VENTA DE EXCEDENTES DE ENERGÍA. Los acuerdos especiales anexos al CCU y al Contrato de servicios públicos, deberán cumplir con lo siguiente:

14.1. Acuerdo especial anexo al CCU.

El comercializador deberá contar con un acuerdo especial anexo al CCU, que contenga las condiciones mínimas para todos sus usuarios AGPE regulados que decidan entregarle o venderle sus excedentes de energía, y el formato definido en el numeral 14.2 del de la presente resolución que deberá ser diligenciado por el usuario AGPE y devuelto al comercializador donde se relacione la información indicada en esta Resolución.

El contenido mínimo del acuerdo especial anexo al CCU será:

1) Objeto del contrato.

2) Identificación de las partes.

3) Condiciones que debe reunir el usuario AGPE para entregar los excedentes de energía, de acuerdo con las reglas de las Resoluciones CREG 030 y 038 de 2018 o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

4) Información del contrato de conexión suscrito con el OR, en caso de que este aplique, de acuerdo con las reglas de las Resoluciones CREG 030 y 038 de 2018 o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

5) Ubicación geográfica claramente definida en la cual el usuario AGPE entregará la energía al comercializador.

6) Las obligaciones, deberes y derechos tanto del usuario AGPE como del comercializador deben señalarse de forma expresa, clara y concreta.

7) Cantidad de energía máxima que se podrá entregar a la red.

8) Causales por las cuales el comercializador o el usuario AGPE pueden dar por terminado el contrato.

9) Derechos de cada una de las partes en caso de incumplimiento de las obligaciones contractuales por parte de la otra.

10) Casos y condiciones en los cuales procede la cesión del contrato.

11) Duración del contrato y términos de prórroga.

12) Tipo de liquidación y facturación en los términos previstos en las Resoluciones CREG 030 y 038 de 2018 o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

13) Forma, frecuencia, sitio y modo en que el comercializador dará a conocer la factura al usuario AGPE.

14) Contenido mínimo de la factura, de acuerdo con la regulación vigente y lo dispuesto en las Resoluciones CREG 030 y 038 de 2018 o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

15) Condiciones de pago (créditos de energía y/o dinero, forma de pago, plazo).

16) Eventos en los cuales el incumplimiento del contrato da lugar a la suspensión y corte, y el procedimiento para ello, de acuerdo con lo establecido en las Resoluciones 030 y 038 de 2018 o aquella que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

17) Procedimiento para medir las cantidades de energía entregadas al comercializador.

18) Procedimiento para medir excedentes cuando no es posible hacerlo con los equipos de medida.

19) Definición de controversias.

20) Mecanismos de defensa del usuario ante la empresa en los términos previstos en la Ley 142 de 1994.

21) Garantías en caso de requerirse.

22) Cláusula de ajuste regulatorio

23) Otras.

14.2. Formato a diligenciar por parte del usuario AGPE.

El usuario AGPE deberá diligenciar y entregar al comercializador el formato con la información que se indica a continuación a efectos de aceptar entregar o vender los excedentes de energía al comercializador que le presta el servicio y recibir oportunamente los pagos correspondientes por la entrega o venta de excedentes de energía cuando sea el caso. El usuario podrá solicitar copia de este documento con el radicado dado por la empresa.

1) Aceptación de la venta de excedentes de energía al comercializador.

2) Casilla donde se indique nombre, dirección y documento de identificación del usuario AGPE.

3) Forma de pago de los saldos a favor del usuario AGPE por la entrega de excedentes de energía que ha sido seleccionada.

4) Casilla donde se indique cuenta bancaria a nombre del usuario AGPE donde se deben consignar los pagos correspondientes a los saldos de venta de excedentes de energía.

14.3. Acuerdo Especial Anexo al Contrato de servicios públicos.

En este caso las condiciones serán definidas entre el usuario AGPE y el comercializador, las cuales deberán ser consignadas en el acuerdo especial anexo al Contrato de servicios públicos, que será suscrito por las partes y contará como mínimo con las siguientes condiciones:

1) Objeto del contrato.

2) Identificación de las partes.

3) Condiciones que debe reunir el usuario AGPE para entregar los excedentes de energía, de acuerdo con las reglas de las Resoluciones CREG 030 y 038 de 2018, o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

4) Información del contrato de conexión suscrito con el OR, en caso de que este aplique de acuerdo con las reglas de las Resoluciones CREG 030 y 038 de 2018, o aquellas que la modifiquen o sustituyan o adicionen.

5) Ubicación geográfica claramente definida en la cual el usuario AGPE entregará la energía al comercializador.

6) Las obligaciones, deberes y derechos tanto del usuario AGPE como del comercializador deben señalarse de forma expresa, clara y concreta.

7) Cantidad de energía máxima que se podrá entregar a la red.

8) Causales por las cuales el comercializador o el usuario AGPE pueden dar por terminado el contrato.

9) Derechos de cada una de las partes en caso de incumplimiento de las obligaciones contractuales por parte de la otra.

10) Casos y condiciones en las cuales procede cesión del contrato.

11) Duración del contrato y términos de prórroga.

12) Tipo de liquidación y facturación.

13) Forma, frecuencia, sitio y modo en que el comercializador dará a conocer la factura al usuario AGPE.

14) Contenido mínimo de la factura. Si es un usuario no regulado que aplica el crédito de energía con las reglas de la resolución CREG 030 de 2018 o aquellas que la modifiquen o sustituyan, se debe identificar claramente las variables que intervienen en la aplicación del crédito.

15) Condiciones de pago (créditos de energía y/o dinero, forma de pago, plazo).

16) Eventos en los cuales el incumplimiento del contrato da lugar a la suspensión y corte, y el procedimiento para ello, de acuerdo con lo establecido en las Resoluciones CREG 030 y 038 de 2018, o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

17) Procedimiento para medir las cantidades de energía entregadas al comercializador.

18) Procedimiento para medir excedentes cuando no es posible hacerlo con los equipos de medida.

19) Plazo del contrato.

20) Definición de controversias.

21) Mecanismos de defensa del usuario ante la empresa en los términos previstos en la Ley 142 de 1994.

22) Garantías en caso de requerirse.

23) Cláusula de ajuste regulatorio

24) Otras.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 14)

ARTÍCULO 2.21.3.7. MODIFICACION DEL ACUERDO ESPECIAL. Cualquier modificación del acuerdo especial deberá ser acordado por el comercializador y el usuario AGPE y surtir la formalización respectiva, excepto cuando se trate de ajustes regulatorios.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 15)

ARTÍCULO 2.21.3.8. CAUSALES DE LIBERACIÓN DE OBLIGACIONES PARA LA ENTREGA DE EXCEDENTES DE ENERGÍA. Serán causales de liberación de las obligaciones del contrato las que se citan a continuación:

a) Cuando el usuario AGPE se libere de las obligaciones resultantes del contrato de prestación del servicio público domiciliario con su comercializador conforme al artículo 128 de la Ley 142 de 1994 y la Resolución CREG 108 de 1997 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

b) Imposibilidad para el usuario AGPE de cumplir con las condiciones técnicas establecidas en la regulación para la entrega de excedentes.

Cuando se presente cualquiera de las causales aquí previstas, corresponde al usuario AGPE interesado en la liberación de las obligaciones propias del acuerdo especial de entrega o venta de excedentes de energía, informar al comercializador, a través de los canales dispuestos para atención al usuario, sobre la existencia de dicha causal. El comercializador deberá atender esta solicitud de conformidad con lo dispuesto en el artículo 153 de la Ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 16)

ARTÍCULO 2.21.3.9. SERVICIOS ADICIONALES. Si el usuario AGPE decide adquirir la infraestructura de autogeneración con el comercializador que le presta el servicio de energía eléctrica, podrá hacerlo, siempre y cuando este negocio sea independiente a la entrega o venta de excedentes de energía, para lo cual podrá pactar las condiciones de adquisición y pago en el acuerdo especial como un servicio adicional o en documento aparte.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 17)

ARTÍCULO 2.21.3.10. INCUMPLIMIENTO. 18.1. Por parte del usuario AGPE

El incumplimiento por parte del usuario AGPE de las condiciones técnicas establecidas en las Resoluciones CREG 030 y 038 de 2018, o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan, para la entrega de excedentes de energía, dará lugar a eximir al comercializador de la obligación de comprar los excedentes de energía al usuario, en los términos previstos en el artículo 28 de la presente resolución y una vez surta el procedimiento señalado para tal fin.

18.2. Por parte del comercializador

El incumplimiento por parte del comercializador de las obligaciones que tiene frente al usuario será sujeto al control y vigilancia de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 18)

ARTÍCULO 2.21.3.11. DEBERES DE LOS USUARIOS AGPE EN LA ETAPA CONTRACTUAL. Serán deberes de los usuarios AGPE en la etapa contractual los siguientes:

i. Cumplir con las obligaciones pactadas.

ii. Informar cuando existan modificaciones respecto del responsable de la entrega de excedentes de energía que figura en el acuerdo especial.

iii. Cumplir con las condiciones técnicas establecidas en las Resoluciones CREG 030 y 038 de 2018, o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan, so pena de la suspensión de servicio de energía eléctrica.

iv. Cuando el usuario AGPE es el propietario, poseedor o tenedor del inmueble, y enajena o entrega la posesión o la tenencia a un tercero, deberá informar al comercializador con el que tiene las obligaciones de entrega de excedentes de energía y solicitar la liberación de su responsabilidad. Para tal fin, deberá presentar ante el comercializador la prueba de que el nuevo poseedor o tenedor del bien acepta expresamente asumir tales obligaciones como usuario AGPE, y deberá hacer las gestiones para el cambio de información contenida en el formato definido en el numeral 14.2 del de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 19)

Etapa de ejecución del contrato

ARTÍCULO 2.21.4.1. ETAPA DE EJECUCIÓN DEL CONTRATO. En esta etapa el usuario AGPE y el comercializador deben dar cumplimiento a las obligaciones establecidas en el acuerdo especial en relación con la entrega o venta de excedentes de energía por parte del primero y el recibo, medición, liquidación, facturación y pago de dichos excedentes, por parte del segundo.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 20)

ARTÍCULO 2.21.4.2. MEDICION Y DETERMINACIÓN DE LA CANTIDAD DE ENERGÍA ENTREGADA POR PARTE DEL USUARIO AGPE. Para la medición de los excedentes de energía, el usuario AGPE deberá cumplir con las exigencias técnicas definidas en las Resoluciones CREG 030 y 038 de 2018, o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan. El comercializador que recibe los excedentes de energía será el responsable de la medición de las cantidades de dichos excedentes entregados a la red por parte del usuario AGPE.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 21)

ARTÍCULO 2.21.4.3. ASPECTOS TÉCNICOS. El usuario AGPE deberá mantener el cumplimiento de las condiciones técnicas exigidas en las Resoluciones CREG 030 y 038 de 2018, o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan, para la correcta entrega de excedentes de energía.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 22)

ARTÍCULO 2.21.4.4. LIQUIDACIÓN. El comercializador que recibe energía de un usuario AGPE es el responsable de la liquidación de la entrega de los excedentes de energía, debiendo liquidar estos excedentes de acuerdo con lo dispuesto en las Resoluciones CREG 030 y 038 de 2018, o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

Adicionalmente, para la liquidación de los excedentes de energía se deberán tener en cuenta los siguientes parámetros:

a) La liquidación de las cantidades de energía entregadas por el usuario AGPE estará a cargo del comercializador que le presta el servicio.

b) El comercializador que presta el servicio al usuario AGPE deberá usar el mismo período de facturación de prestación del servicio de energía eléctrica para facturar la entrega de excedentes de energía.

c) Para liquidar las cantidades de excedentes de energía del período de facturación del usuario, el comercializador deberá tener en cuenta las disposiciones en relación con créditos de energía de usuarios AGPE que utilizan FNCER y, en general, los precios de venta definidos en las Resoluciones CREG 030 y 038 de 2018, o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

d) Los precios de venta a los cuales se liquiden las cantidades de energía entregadas deberán tener en cuenta las disposiciones en relación con la vigencia de las tarifas según el número de días aplicables dispuestas en la Ley 142 de 1994 y en la regulación vigente.

e) En el caso de usuarios AGPE no regulados, la liquidación se hará conforme a lo convenido en el acuerdo especial anexo al Contrato de servicios públicos.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 23)

ARTÍCULO 2.21.4.5. FACTURACIÓN DEL USUARIO AGPE. La facturación del usuario AGPE será determinada de acuerdo con la medición de los kilovatios hora entregados a la red y los precios definidos en la regulación según las características de este. A su vez, se tendrá en cuenta lo siguiente:

a) El período de facturación de la venta de excedentes de energía del usuario AGPE debe coincidir con el período de facturación del usuario del servicio público domiciliario de energía eléctrica, y teniendo en cuenta las Resoluciones CREG 030 y 038 de 2018, y aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan, y lo establecido en el de esta Resolución en relación con la vigencia de las tarifas según el número de días aplicables dispuestas en la Ley 142 de 1994 y en la regulación vigente.

b) El comercializador que le presta el servicio al usuario AGPE, debe incluir en la factura del servicio público domiciliario de energía del usuario los conceptos correspondientes a la venta de excedentes de energía y lo establecido en las Resoluciones CREG 030 y 038 de 2018, o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

c) En la factura se debe reflejar de forma discriminada y clara las cantidades y valores correspondientes a la prestación del servicio de energía, así como los relacionados con la venta o adquisición de excedentes de energía tales como modalidad de venta de excedentes, créditos de energía, precio de compra y venta de los excedentes, el valor a pagar por parte del usuario, el valor a pagar por parte del comercializador al usuario AGPE.

d) La factura incluirá el valor neto de la energía consumida y entregada a la red en los términos de las Resoluciones CREG 030 y 038 de 2018, o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

e) Luego de establecer el valor neto, si queda un valor en pesos a favor del usuario AGPE, el comercializador deberá adjuntar un desprendible a la factura del servicio público de energía que indique el valor adeudado por el comercializador y la fecha en la que se hará efectivo para que sea pagado al usuario AGPE según lo establecido en el de esta resolución.

f) Será responsabilidad del comercializador y del usuario AGPE informarse y tomar las acciones respectivas según las obligaciones tributarias a su cargo para efecto de la facturación que deban emitir, en el caso de que los valores de los excedentes de energía entregados por el usuario superen los montos establecidos en el Estatuto Tributario y las demás disposiciones emitidas por la DIAN.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 24)

ARTÍCULO 2.21.4.6. INFORMACIÓN ADICIONAL A LAS FACTURAS DE LOS USUARIOS AGPE. Las facturas de usuarios AGPE tendrán como mínimo la información requerida en la Resolución CREG 108 de 1997 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, en relación con la prestación del servicio, y la siguiente información adicional relacionada con la entrega de excedentes de energía:

a) Nombre del usuario AGPE.

b) Dirección del domicilio del usuario AGPE.

c) Capacidad instalada del usuario AGPE.

d) Establecer si el usuario AGPE utiliza o no FNCER.

e) Período de facturación.

f) Cantidades y valores correspondientes con la venta de excedentes de energía de forma discriminada y clara.

g) Excedentes permutados en el período, en el caso que los excedentes sean menores o iguales a su importación.

h) Valor al cual son liquidados los excedentes permutados en el período, de acuerdo con lo establecido en la regulación.

i) Valor de liquidación de los excedentes que sobrepasen la importación, de acuerdo con lo establecido en la regulación.

j) Excedentes de energía entregados correspondiente al período de facturación.

k) Valores detallados con los que se liquidan los excedentes.

l) Lectura anterior.

m) Lectura actual.

n) Causa de falta de lectura, en los casos que no haya sido posible.

o) Fechas de pago oportuno, suspensión y/o corte.

p) Créditos de energía.

q) Saldos en dinero que han sido acumulados a favor del usuario AGPE hasta por seis (6) períodos de facturación.

r) Forma de pago seleccionada por el usuario AGPE para el pago de sus excedentes de energía por parte del comercializador.

s) Fecha máxima en la cual se hará el pago al usuario AGPE por parte del comercializador.

t) Valor de la factura.

u) Valor del subsidio.

v) Cuantía de la contribución de solidaridad.

w) Otros cobros.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 25)

ARTÍCULO 2.21.4.7. DETERMINACIÓN DEL CONSUMO FACTURABLE AL USUARIO AGPE QUE ENTREGA EXCEDENTES CON CRÉDITOS DE ENERGÍA. De conformidad con el inciso segundo del literal a) del artículo 8o de la Ley 1715 de 2014, el consumo facturable al usuario AGPE que genera a partir de FNCER y entrega excedentes con créditos de energía, corresponde al resultante del valor neto en el período de facturación de la energía consumida y la entregada a la red. Este consumo sólo se presenta cuando la cantidad de energía importada de la red es mayor que la energía exportada.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 26)

ARTÍCULO 2.21.4.8. ENTREGA DE LA FACTURA. El usuario AGPE conocerá los conceptos por entrega o venta de excedentes de energía a través de la factura de servicios públicos de energía que le entrega el comercializador, conforme a los plazos establecidos en el CCU o contrato de servicios públicos, según sea el caso.

Para los usuarios AGPE obligados a facturar conforme al Estatuto Tributario, en el acuerdo especial se pactará la forma, tiempo, sitio y modo en que el usuario AGPE entregará la factura al comercializador.

No podrán cobrarse servicios no prestados, tarifas ni conceptos diferentes a los previstos en el acuerdo especial.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 27)

ARTÍCULO 2.21.4.9. PAGOS. Los pagos que deben hacerse por la entrega de energía a la red por parte de un usuario AGPE o por un comercializador se harán conforme a lo siguiente:

A. Saldo a favor del comercializador

Luego del valor neto, cuando queden saldos en dinero a favor del comercializador, el usuario AGPE cancelará los valores descritos en la factura del servicio público de energía.

B. Saldo a favor del usuario AGPE

En el caso de que haya saldos en dinero a favor del usuario AGPE, los cuales se deben ver reflejados en el desprendible de la factura emitida por el comercializador, el usuario AGPE podrá optar para el pago por parte del comercializador conforme lo siguiente:

1) Utilizar el saldo en dinero a su favor para el pago de los consumos de energía eléctrica de facturas de períodos siguientes. Estos saldos en dinero podrán ser acumulables hasta seis (6) períodos de facturación, haciendo cortes de saldos en los meses de junio y diciembre.

2) Que le sean pagados en el mes siguiente a la facturación de la energía.

3) Que le sea pagado en dos fechas del año, junio y diciembre, el valor correspondiente al saldo acumulado de hasta seis (6) períodos de facturación anteriores para el caso de facturación mensual y tres (3) períodos para el caso de facturación bimestral.

El plazo máximo y la forma de pago será pactada por las partes en el acuerdo especial. No obstante, el pago se hará efectivo dentro de los cinco (5) primeros días del mes en que se debe hacer el pago, según la opción escogida.

La acumulación de los valores de las facturas no genera el reconocimiento de intereses a favor del usuario AGPE por parte del comercializador.

PARÁGRAFO: Los usuarios AGPE no regulados podrán pactar con el comercializador, períodos de pago diferentes a los aquí señalados.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 28)

ARTÍCULO 2.21.4.10. SUSPENSIÓN Y CORTE. El incumplimiento de las cláusulas establecidas en el acuerdo especial por parte del usuario AGPE dará lugar a que se suspenda la recepción por parte del comercializador de los excedentes de energía del usuario AGPE, así como la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, conforme a lo previsto en las Resoluciones CREG 030 y 038 de 2018, o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

El incumplimiento reiterado de las condiciones técnicas (tres (3) veces en seis (6) meses) para la entrega de excedentes, dará lugar al corte del servicio de recibo y compra de excedentes de energía y, por consiguiente, a la terminación del acuerdo especial para la entrega de excedentes de energía, sin perjuicio de que el usuario siga recibiendo el servicio público domiciliario de energía eléctrica.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 29)

ARTÍCULO 2.21.4.11. ATENCIÓN DE INCONFORMIDADES. Las reclamaciones por parte de los usuarios AGPE a los comercializadores que reciben sus excedentes de energía se tramitarán de conformidad con lo dispuesto en el artículo 152 y siguientes de la Ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 30)

ARTÍCULO 2.21.4.12. INFORMACIÓN. El comercializador deberá tener actualizada en la página web, en las oficinas del mismo o a través del canal que este considere como el más expedito, la información de los precios y demás que considere pertinente para la liquidación periódica de los excedentes de energía al usuario AGPE.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 31)

ARTÍCULO 2.21.4.13. DEBERES DE LOS USUARIOS AGPE DURANTE LA ETAPA DE EJECUCIÓN DEL CONTRATO. Serán deberes de los usuarios AGPE durante la ejecución del contrato los siguientes:

i. Mantenerse actualizado respecto de los precios a los cuales le serán liquidados sus excedentes de energía.

ii. Permitir al comercializador la lectura de sus equipos de medida.

iii. Mantener las condiciones de la conexión y el medidor conforme a los parámetros técnicos establecidos en la regulación y en el acuerdo especial.

iv. Informar al comercializador cualquier cambio de las condiciones de entrega de sus excedentes de energía.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 32)

Finalización del contrato

ARTÍCULO 2.21.5.1. CAUSALES DE TERMINACIÓN DEL CONTRATO. Serán causales de terminación de las obligaciones del contrato de compra de excedentes las siguientes:

a) El corte del servicio de recibo y compra de excedentes de energía conforme lo previsto en el de la presente resolución.

b) El cambio de comercializador por parte del usuario AGPE para la entrega de excedentes.

c) Mutuo acuerdo.

d) Las demás que se pacten en el acuerdo especial.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 33)

ARTÍCULO 2.21.5.2. CAMBIO DE COMERCIALIZADOR PARA LA ENTREGA DE EXCEDENTES DE ENERGÍA. El usuario AGPE tiene el derecho de escoger y cambiar el comercializador, dentro de las alternativas existentes, al cual le venderá sus excedentes de energía. Para el cambio, podrá solicitar la terminación de las obligaciones del acuerdo especial según corresponda, en cualquier momento, presentando una solicitud en la que se manifieste su intención a través de los mecanismos dispuestos en las resoluciones CREG 156 de 2011, 157 de 2011, 030 y 038 de 2018, o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan. Esta solicitud se debe hacer con una anticipación mínima de quince (15) días hábiles a la fecha de vencimiento del período de facturación. En el evento en que la solicitud de terminación se presente con una anticipación menor, la interrupción se efectuará en el período siguiente, generando el cobro correspondiente por el servicio.

El comercializador no puede oponerse o solicitarle al usuario AGPE una justificación para su decisión, ni exigirle documentos o requisitos innecesarios para aceptar el cambio, salvo el tiempo de anticipación mínima establecido en el presente artículo.

En este evento, el usuario AGPE deberá inmediatamente informar y reportar al comercializador a través del sistema de trámite en línea de que trata la resolución 030 de 2018 o aquella que la modifique, adicione o sustituya, que suscribió un nuevo contrato para la entrega de excedentes de energía.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 34)

ARTÍCULO 2.21.5.3. PAZ Y SALVO. El comercializador deberá expedir paz y salvo a la terminación del acuerdo de entrega o venta de excedentes con el propósito de evitar reclamaciones posteriores por parte del usuario AGPE.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 35)

ARTÍCULO 2.21.5.4. DEBERES DE LOS USUARIOS EN LA ETAPA DE TERMINACIÓN DEL CONTRATO. Será deber de los usuarios AGPE en la etapa de terminación del contrato informar al Operador de Red (OR) sobre la terminación del contrato de entrega de venta de excedentes con el comercializador.

(Fuente: R CREG 135/21, art. 36)

PARTE 22

Fórmula de traslado en el componente de compras de energía G del CU con el fin de incluir las compras que realicen los comercializadores en los mecanismos autorizados como resultado de la aplicación de la Resolución CREG 114 de 2018, para la atención de demanda regulada

ARTÍCULO 2.22.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se define la fórmula de traslado en el componente de compras de energía (G), con el fin de incluir las compras que realicen los comercializadores en mecanismos autorizados como resultado de la aplicación de la Resolución CREG 114 de 2018 para la atención de demanda regulada.

(Fuente: R CREG 01-2/22, art. 1)

ARTÍCULO 2.22.2. OBJETO. Mediante la presente resolución se define la fórmula de traslado en el componente de compras de energía (G), con el fin de incluir las compras que realicen los comercializadores en mecanismos autorizados como resultado de la aplicación de la Resolución CREG 114 de 2018 para la atención de demanda regulada.

(Fuente: R CREG 01-2/22, art. 2)

ARTÍCULO 2.22.3. OBJETO. Mediante la presente resolución se define la fórmula de traslado en el componente de compras de energía (G), con el fin de incluir las compras que realicen los comercializadores en mecanismos autorizados como resultado de la aplicación de la Resolución CREG 114 de 2018 para la atención de demanda regulada.

(Fuente: R CREG 01-2/22, art. 1)

ARTÍCULO 2.22.4. RECONOCIMIENTO DE COSTOS AGREGADOS EN LA FÓRMULA TARIFARIA PARA EL USUARIO REGULADO. Los comercializadores que atienden demanda regulada y que realicen transacciones en los mecanismos autorizados por la CREG, pueden trasladar los precios en el componente de costo de energía (G) del costo unitario de prestación del servicio (CU), siempre que se cumplan los requisitos determinados en las respectivas resoluciones expedidas por la CREG que les aprueba dicho traslado.

(Fuente: R CREG 01-2/22, art. 3)

ARTÍCULO 2.22.5. INCORPORACIÓN TRANSITORIA DEL PRECIO DE LOS CONTRATOS DE LARGO PLAZO EN EL COMPONENTE G. Modifíquese transitoriamente el artículo 6 de la Resolución 119 de 2007, mientras se adoptan las disposiciones definitivas sobre el traslado de las compras de energía en la tarifa del usuario final en el componente G del CU. El traslado de los precios en el componente se hará de la siguiente manera:

	(1)
Donde:

	(2)
	(3)
Siendo:	(4)

:	Factor de ajuste que se aplica al costo máximo de compra de energía, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh), del comercializador i para el mes m, calculado conforme al Anexo 1 de la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique, sustituya o adicione.
:	Energía cubierta mediante contratos resultantes de las convocatorias públicas a las que hace referencia la Resolución CREG 130 de 2019 o aquella que la modifique, sustituya o adicione, liquidados en el mes m-1 con destino al mercado regulado.
:	Energía mensual cubierta mediante los contratos de largo plazo destinados al mercado regulado adjudicados en las subastas administradas por el Ministerio de Minas y Energía al comercializador i en el mes m-1.
:	Energía cubierta mediante compras realizadas en el mecanismo de comercialización autorizado l, por el comercializador i con destino al mercado regulado, en el mes m-1.
:	Este valor corresponde al costo financiero de la garantía de pago del mes m-1 de los contratos adjudicados en las subastas administradas por el Ministerio de Minas y Energía al comercializador i destinados al mercado regulado, dividido por la demanda regulada de este comercializador. El valor máximo de esta variable es de un peso (1 COP/kWh). La garantía de pago a la que se refiere este componente es la que trata el artículo 35 de la Resolución 40590 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía.
:	Demanda comercial regulada del comercializador i en el mes m-1.
	Valor unitario de la devolución que el comercializador i debe hacer a favor del usuario, en caso de que, por incumplimiento de un vendedor, se ejecute la garantía de cumplimiento de la que trata el artículo 34 de la Resolución 40590 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía, asociada a los contratos asignados en las subastas administradas por el Ministerio de Minas y Energía con destino al mercado regulado. El comercializador debe devolver a sus usuarios la totalidad del monto resultante de la ejecución de la garantía de cumplimiento, el mes siguiente a la ejecución.
	Costo de compra de energía a AGPE y GD por parte del comercializador i en el mes m, para el mercado de comercialización j de acuerdo con lo establecido en el Anexo 2 de la Resolución CREG 174 de 2021 o aquella que la modifique, sustituya o adicione.
	Costo promedio ponderado por energía, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh), de todos los contratos resultantes de las convocatorias públicas a las que hace referencia la Resolución CREG 130 de 2019 o aquella que la modifique, sustituya o adicione, liquidados en el mes m-1 con destino al mercado regulado.
:	Precio de la energía comprada en Bolsa por el comercializador i, en el mes m-1, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh), cuando las cantidades adquiridas en contratos no cubran la totalidad de la demanda regulada. Este valor se calcula de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 119 de 2007 y el Anexo 2 de la Resolución CREG 174 de 2021 o aquellas que las modifiquen, sustituyan o adicionen.
	Costo promedio ponderado por energía, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh), de las compras propias del comercializador i mediante los contratos resultantes de las convocatorias públicas a las que hace referencia la Resolución CREG 130 de 2019 o aquella que la modifique, sustituya o adicione, liquidados en el mes m-1, con destino al mercado regulado.
	Precio de la energía, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh), de las compras propias del comercializador i a través el mecanismo l, liquidadas en el mes m-1, según lo definido en la regulación.
:	Precio promedio ponderado asociado a los contratos de largo plazo adjudicados en las subastas administradas por el Ministerio de Minas y Energía al comercializador i actualizado para el mes m-1, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh).
:	Valor definido de acuerdo con lo dispuesto en la Resolución CREG 174 de 2021 para el comercializador i, en el mes m-1.

:	Es el menor valor entre uno (1) menos, y el resultante de la relación entre la energía comprada en los mecanismos de comercialización autorizados para atender el mercado de usuarios regulados y la demanda comercial del mercado regulado del comercializador i, en el mes m-1.
:	Valor de del comercializador i en el mercado de comercialización j para el mes de enero de 2007, calculado conforme la metodología de la Resolución CREG 031 de 1997 o aquella que la modifique, sustituya o adicione.
:	Ponderador de los precios de los contratos resultantes de las convocatorias públicas a las que hace referencia la Resolución CREG 130 de 2019 o aquella que la modifique, sustituya o adicione, del comercializador i, en el mes m-1.
:	Ponderador de los precios de los contratos de largo plazo destinados al mercado regulado adjudicados en las subastas administradas por el Ministerio de Minas y Energía al comercializador i, en el mes m-1.
:	Ponderador de los precios del mecanismo de comercialización autorizado l, del comercializador i, en el mes m-1.
	Comercializador i.
:	Mercado de comercialización j.
:	Mes para el cual se calcula el costo unitario de prestación del servicio (CU).
	Número de mecanismos de comercialización autorizados para realizar compras de energía con destino al mercado regulado.

(Fuente: R CREG 01-2/22, art. 4)

PARTE 23

Oportunidad en que se asignarán las Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad a quienes representen plantas existentes para los períodos comprendidos entre diciembre 1 de 2023 a noviembre 30 de 2024, y diciembre 1 de 2024 a noviembre 30 de 2025

ARTÍCULO 2.23.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se establece la fecha en que el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales del Mercado de Energía Mayorista, ASIC, debe llevar a cabo la asignación de Obligaciones de Energía Firme, OEF, del Cargo por Confiabilidad, a quienes representan plantas existentes, para los períodos comprendidos de diciembre 1 de 2023 a noviembre 30 de 2024, y de diciembre 1 de 2024 a noviembre 30 de 2025, así como el cronograma de actividades y las fechas máximas de ejecución de las mismas.

(Fuente: R CREG 01-4/22, art. 1)

ARTÍCULO 2.23.2. ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME, OEF, CORRESPONDIENTES A LOS PERÍODOS 2023-2024 Y 2024-2025. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales del Mercado de Energía Mayorista, ASIC, asignará las Obligaciones de Energía Firme, OEF, del Cargo por Confiabilidad a quienes representen plantas existentes para los períodos comprendidos entre:

- Diciembre 1 de 2023 a noviembre 30 de 2024 y

- Diciembre 1 de 2024 a noviembre 30 de 2025.

Esta asignación la hará el ASIC en la forma establecida en el artículo 25 de la Resolución CREG 071 de 2006, y los plazos establecidos en el Anexo de esta resolución.

(Fuente: R CREG 01-4/22, art. 2)

ARTÍCULO 2.23.3. ESCENARIO DE PROYECCIÓN DE DEMANDA PARA EFECTOS DE DETERMINAR LA DEMANDA OBJETIVO. Para efectos de lo previsto en el Artículo 2 de la presente Resolución, el escenario de proyección de demanda de energía corresponderá al escenario de proyección denominado Límite Alto publicado por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, en junio de 2021.

(Fuente: R CREG 01-4/22, art. 3)

ARTÍCULO 2.23.4. DEMANDA OBJETIVO. Para la asignación de las Obligaciones de Energía Firme de que trata la presente Resolución, la Demanda Objetivo para cada uno de los meses comprendidos entre: diciembre 1 de 2023 a noviembre 30 de 2024 y diciembre 1 de 2024 a noviembre 30 de 2025, será la que se especifica en la siguiente tabla.

Período 2023-2024	Período 2024-2025
Mes	Demanda Objetivo (GWh)	Mes	Demanda Objetivo (GWh)
Dic-2023	6.879	Dic-2024	7.107
Ene-2024	6.732	Ene-2025	6.990
Feb-2024	6.549	Feb-2025	6.674
Mar-2024	6.817	Mar-2025	7.132
Abr-2024	6.704	Abr-2025	6.885
May-2024	6.887	May-2025	7.142
Jun-2024	6.694	Jun-2025	6.910
Jul-2024	6.966	Jul-2025	7.195
Ago-2024	7.028	Ago-2025	7.203
Sep-2024	6.868	Sep-2025	7.099
Oct-2024	7.102	Oct-2025	7.317
Nov-2024	6.951	Nov-2025	7.137
Total	82.177	Total	84.791

(Fuente: R CREG 01-4/22, art. 4)

ARTÍCULO 2.23.5. CRONOGRAMA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. La asignación de Obligaciones de Energía Firme a quienes representen plantas existentes con ENFICC no comprometida para la vigencia comprendida entre diciembre 1 de 2023 a noviembre 30 de 2024, y diciembre 1 de 2024 a noviembre 30 de 2025, será de conformidad con el cronograma definido en el Anexo de esta Resolución.

PARÁGRAFO. Los plazos establecidos en el Anexo de la presente Resolución vencerán a las 17:00 horas del respectivo día, según la Hora Legal para Colombia. Los agentes que no cumplan los plazos establecidos en Anexo no serán considerados en la asignación de Obligaciones de Energía Firme.

(Fuente: R CREG 01-4/22, art. 5)

ARTÍCULO 2.23.6. TOMADORES DEL CARGO POR CONFIABILIDAD PARA LOS PERIODOS 2023-2024 Y 2024-2025. Para permitir que las plantas que salieron asignadas en la Tercera Subasta de Contratación de Largo Plazo adelantada en el 2021, reglamentada por el Ministerio de Minas y Energía para lo compra venta de energía eléctrica proveniente de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, FNCER, denominada CLPE 03-2021, puedan acogerse al mecanismo de Tomadores del Cargo por Confiabilidad definido en la Resolución CREG 132 de 2019, se tendrá en cuenta lo siguiente:

i. Para acogerse al mecanismo de Tomadores del Cargo por Confiabilidad para alguno de los períodos a asignar en la presente resolución, la plantas con contratos adjudicados en la subasta CLPE 03-2021 lo podrán hacer máximo hasta el 30 de noviembre de 2022.

ii. Para estas plantas no se dará aplicación al cuarto párrafo del numeral iv del artículo 1 de la Resolución CREG 132 de 2019 que señala: "Si durante el proceso descrito en el anexo, y antes de que el ASIC haya expedido el certificado de asignación de que trata numeral vii del presente artículo, la CREG llega a convocar una subasta o una asignación administrada, se considerará que el proceso se da por terminado".

iii. Se debe dar cumplimiento a las demás condiciones que define la Resolución CREG 132 de 2019 para el mecanismo de Tomadores del Cargo por Confiabilidad.

(Fuente: R CREG 01-4/22, art. 6)

PARTE 24

Por la cual se establecen las condiciones para la implementación de la infraestructura de medición avanzada en el SIN

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.24.1.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se establece la fecha en que el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales del Mercado de Energía Mayorista, ASIC, debe llevar a cabo la asignación de Obligaciones de Energía Firme, OEF, del Cargo por Confiabilidad, a quienes representan plantas existentes, para los períodos comprendidos de diciembre 1 de 2023 a noviembre 30 de 2024, y de diciembre 1 de 2024 a noviembre 30 de 2025, así como el cronograma de actividades y las fechas máximas de ejecución de las mismas.

(Fuente: R CREG 01-1/22, art. 1)

ARTÍCULO 2.24.1.2. ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME, OEF, CORRESPONDIENTES A LOS PERÍODOS 2023-2024 Y 2024-2025. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales del Mercado de Energía Mayorista, ASIC, asignará las Obligaciones de Energía Firme, OEF, del Cargo por Confiabilidad a quienes representen plantas existentes para los períodos comprendidos entre:

- Diciembre 1 de 2023 a noviembre 30 de 2024 y

- Diciembre 1 de 2024 a noviembre 30 de 2025.

Esta asignación la hará el ASIC en la forma establecida en el artículo 25 de la Resolución CREG 071 de 2006, y los plazos establecidos en el Anexo de esta resolución.

(Fuente: R CREG 01-1/22, art. 2)

ARTÍCULO 2.24.1.3. DEMANDA OBJETIVO. Para la asignación de las Obligaciones de Energía Firme de que trata la presente Resolución, la Demanda Objetivo para cada uno de los meses comprendidos entre: diciembre 1 de 2023 a noviembre 30 de 2024 y diciembre 1 de 2024 a noviembre 30 de 2025, será la que se especifica en la siguiente tabla.

Período 2023-2024	Período 2024-2025
Mes	Demanda Objetivo (GWh)	Mes	Demanda Objetivo (GWh)
Dic-2023	6.879	Dic-2024	7.107
Ene-2024	6.732	Ene-2025	6.990
Feb-2024	6.549	Feb-2025	6.674
Mar-2024	6.817	Mar-2025	7.132
Abr-2024	6.704	Abr-2025	6.885
May-2024	6.887	May-2025	7.142
Jun-2024	6.694	Jun-2025	6.910
Jul-2024	6.966	Jul-2025	7.195
Ago-2024	7.028	Ago-2025	7.203
Sep-2024	6.868	Sep-2025	7.099
Oct-2024	7.102	Oct-2025	7.317
Nov-2024	6.951	Nov-2025	7.137
Total	82.177	Total	84.791

(Fuente: R CREG 01-1/22, art. 4)

Derechos y deberes de los usuarios

ARTÍCULO 2.24.2.1. CRONOGRAMA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. La asignación de Obligaciones de Energía Firme a quienes representen plantas existentes con ENFICC no comprometida para la vigencia comprendida entre diciembre 1 de 2023 a noviembre 30 de 2024, y diciembre 1 de 2024 a noviembre 30 de 2025, será de conformidad con el cronograma definido en el Anexo de esta Resolución.

(Fuente: R CREG 01-1/22, art. 5)

ARTÍCULO 2.24.2.2. TOMADORES DEL CARGO POR CONFIABILIDAD PARA LOS PERIODOS 2023-2024 Y 2024-2025. Para permitir que las plantas que salieron asignadas en la Tercera Subasta de Contratación de Largo Plazo adelantada en el 2021, reglamentada por el Ministerio de Minas y Energía para lo compra venta de energía eléctrica proveniente de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, FNCER, denominada CLPE 03-2021, puedan acogerse al mecanismo de Tomadores del Cargo por Confiabilidad definido en la Resolución CREG 132 de 2019, se tendrá en cuenta lo siguiente:

iii. Se debe dar cumplimiento a las demás condiciones que define la Resolución CREG 132 de 2019 para el mecanismo de Tomadores del Cargo por Confiabilidad.

(Fuente: R CREG 01-1/22, art. 6)

ARTÍCULO 2.24.2.3. VIGENCIA. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá, D.C. a 01 FEB. 2022

DIEGO MESA PUYO

(Fuente: R CREG 01-1/22, art. 7)

Responsabilidades de los prestadores

Requisitos técnicos generales

Planes de despliegue

Despliegue

Remuneración del plan

Gestión de datos

Transición y ajustes regulatorios

LIBRO 3

Reglamento de Operación - Componente transmisión y metodología tarifaria

Reglamentación del transporte de energía eléctrica por el Sistema de Transmisión Nacional y se regula la liquidación y administración de las cuentas originadas por los cargos de uso de dicho sistema

ARTÍCULO 3.1.1. AMBITO DE APLICACION. Esta resolución se aplica a todos los agentes económicos que transportan energía eléctrica y a aquellos que se aprovechan de sus servicios.

Conforme a la ley, la actividad de transmisión de energía eléctrica es un servicio público.

(Fuente: R CREG 001/94, art. 2)

ARTÍCULO 3.1.2. PRESTADORES DEL SERVICIO. Solo los agentes económicos a que se refiere esta resolución pueden prestar el servicio público de transmisión de energía eléctrica. Las empresas que se constituyan a partir de la vigencia de la ley 143 de 1994 no podrán realizar simultáneamente, actividades de generación, transmisión o distribución, salvo la excepción prevista en el artículo 74 de la referida ley.

El servicio de transmisión de energía por el sistema de transmisión nacional será prestado por las empresas transportadoras.

Los transportadores serán los encargados de la operación y mantenimiento de sus líneas y equipos que conforman el sistema de transmisión nacional.

La Comisión, en cumplimiento del artículo 73, numeral 18 de la ley 142 de 1994, solicitará al Superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios que investigue y sancione a quienes presten el servicio de transmisión de energía eléctrica en contravención de lo dispuesto en dicha norma.

(Fuente: R CREG 001/94, art. 3)

ARTÍCULO 3.1.3. LIBRE ACCESO A LOS SISTEMAS DE TRANSMISION. Los transportadores de energía eléctrica permitirán el acceso indiscriminado a las redes de su propiedad de cualquier usuario, comercializador o generador que lo solicite, en las mismas condiciones de confiabilidad, calidad y continuidad establecidas en las disposiciones legales y reglamentarias aplicables a esta materia, así como en los reglamentos y códigos técnicos que expida la Comisión.

Mientras entran en vigencia tales códigos, dicho servicio se prestará con los estándares técnicos y de calidad actualmente utilizados por cada una de las empresas encargadas de su prestación.

Los actos por los cuales el propietario de una red la vincule al sistema de transmisión nacional habrán de incluir su manifestación de voluntad para aceptar el uso de la red por quienes se conecten a ella en las condiciones dispuestas por la ley y por la Comisión.

(Fuente: R CREG 001/94, art. 4)

ARTÍCULO 3.1.4. PROTECCION DE LA COMPETENCIA EN LA TRANSMISION DE ENERGIA ELECTRICA. Se consideran prácticas restrictivas de la competencia al desarrollar y cumplir con el código de redes, al darle mantenimiento a las redes, a las plantas de generación o a los equipos usados en el sistema, entre otras, las siguientes conductas:

- Discriminar o preferir alguna persona o grupo de personas en favor o en contra de otra u otras y, en general, cualquier violación del principio de neutralidad consagrado en las disposiciones contenidas en las Leyes 142 y 143 de 1994;

- Restringir o prevenir la libre competencia en la generación o en la oferta de energía eléctrica.

Los transportadores conservarán registros de la forma como han ejecutado y cumplido sus operaciones con sujeción al código de redes, en tal forma que la Comisión y la Superintendencia puedan establecer claramente si están cumpliendo o no con sus deberes.

(Fuente: R CREG 001/94, art. 5)

ARTÍCULO 3.1.5. NUEVAS CONEXIONES A LAS REDES. Los transportadores de las redes existentes, o de las que se construyan, deberán permitir que se hagan nuevas conexiones y que se construyan u operen nuevas líneas, siempre y cuando se cumpla con los Códigos técnicos y demás reglamentos que expida la Comisión.

Asimismo deberán permitir que las empresas que desean construir líneas nuevas a nuevos puntos de conexión tengan acceso a las redes existentes de transmisión sin restricciones.

(Fuente: R CREG 001/94, art. 6)

ARTÍCULO 3.1.6. SANCIONES. El incumplimiento de las normas de operación de los sistemas de transmisión, la omisión en la obligación de proveer el mantenimiento de las líneas, las subestaciones y los equipos asociados, las prácticas discriminatorias y de abuso de posición dominante, así como toda conducta que atente contra los principios señalados en las disposiciones regulatorias del servicio de transmisión, se sancionarán por parte de la autoridad competente conforme a las previsiones contempladas en las leyes 142 y 143 de 1994 y las normas que las reglamenten, desarrollen, modifiquen o adicionen.

(Fuente: R CREG 001/94, art. 7)

ARTÍCULO 3.1.7. CRITERIOS BASICOS DE PLANEAMIENTO. Como resultado de las atribuciones que le confiere la ley, la elaboración de los planes de expansión de referencia para el sistema de transmisión nacional es responsabilidad de la UPME, teniendo en cuenta los criterios fijados por el Ministerio de Minas y Energía para el efecto. El planeamiento de la red de transmisión de los sistemas regionales y la definición de los requerimientos de expansión de sus redes de transmisión por necesidades del sistema de distribución es responsabilidad de los transportadores.

Para realizar el planeamiento de la expansión, la UPME tendrá la asesoría de un Comité de Planeación cuya composición y funciones estarán definidas en el Código de Redes.

La expansión del sistema de transmisión nacional estará a cargo de Interconexión Eléctrica S.A. y de los demás transportadores dentro de sus sistemas regionales, teniendo en cuenta lo estipulado en el parágrafo 5o del artículo 32 de la ley 143 de 1994.

(Fuente: R CREG 001/94, art. 8)

ARTÍCULO 3.1.8. PROPOSITO DEL CODIGO DE REDES. El propósito del código de redes es:

- Permitir el desarrollo, mantenimiento y operación de un sistema eficiente, coordinado y económico para la transmisión de energía eléctrica;

- Facilitar la libre competencia en el mercado mayorista de energía eléctrica, poniendo los sistemas de transmisión a disposición de los generadores, comercializadores, grandes consumidores y distribuidores;

- Garantizar que todos los usuarios conectados, en proceso de conexión o que proyecten conectarse al sistema de transmisión nacional tengan los mismos derechos y deberes.

(Fuente: R CREG 001/94, art. 9)

ARTÍCULO 3.1.9. DIFUSION DEL CODIGO DE REDES. Los transportadores entregarán o enviarán una copia del código de redes a cualquier persona que la solicite, y podrán cobrar por ella un precio razonable.

Si alguna persona considera que el precio exigido por la copia no es razonable, podrá pedirle a la Superintendencia de Servicios Públicos que fije un precio, en cumplimiento del artículo 79, numeral 13, de la Ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 001/94, art. 11)

ARTÍCULO 3.1.10. REVISIONES DEL CODIGO DE REDES. El Consejo Nacional de Operación y los transportadores revisarán periódicamente la experiencia en la aplicación del código de redes, con las empresas prestadoras del servicio de energía eléctrica. Posteriormente, enviarán a la Comisión un informe sobre el resultado de la revisión, las propuestas de reforma, si las hubiere, y cualquier queja o sugerencia presentada por escrito por cualquiera de las empresas, y que no haya sido incluida en las propuestas de reforma.

La Comisión examinará las propuestas y las demás quejas e iniciativas y, en la medida en que las considere convenientes, o de oficio, reformará el código de redes.

(Fuente: R CREG 001/94, art. 12)

ARTÍCULO 3.1.11. CRITERIOS DE PLANEACION, SEGURIDAD Y CALIDAD DEL SERVICIO DE TRANSMISION. Los transportadores de las redes de transmisión deben planear, desarrollar, operar y mantener sus sistemas de transmisión de acuerdo con el código de redes y con las reglas generales que establezca la Comisión.

Los transportadores deben entregar a la Comisión, y a la Superintendencia, cuando ellas lo pidan, la información que sea necesaria para verificar cómo han cumplido con esta norma, y para que la Comisión pueda revisar la aplicación práctica de los criterios de planeación y seguridad del sistema, y los criterios de calidad del servicio.

Para la revisión de tales criterios, se seguirá el procedimiento establecido en el artículo 12o. de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 001/94, art. 14)

ARTÍCULO 3.1.12. MAYOR CONFIABILIDAD, CALIDAD Y CONTINUIDAD EN EL SERVICIO DE TRANSMISION. Cualquier gran consumidor que utilice los servicios de transmisión a través de los sistemas de distribución local y transmisión tiene derecho a exigir su prestación con la confiabilidad, calidad y continuidad especificadas en el código de redes. En el evento en que algún usuario requiera mayor confiabilidad, calidad y continuidad, debe acordar con el transportador o distribuidor local la instalación de redes de suplencia u otros medios, y asumir los costos adicionales correspondientes.

(Fuente: R CREG 001/94, art. 15)

ARTÍCULO 3.1.13. BASES GENERALES DE LOS CARGOS. Las empresas transportadoras se remunerarán mediante cargos por uso y conexión a la red nacional y cargos por restricciones y servicios complementarios de red, que serán regulados mediante reglamento que expedirá la Comisión.

Los cargos serán transparentes, reflejarán los costos y serán neutrales frente a los usuarios. Los cargos por el uso del sistema de transmisión serán separados de los cargos que se cobren por las conexiones.

(Fuente: R CREG 001/94, art. 17)

ARTÍCULO 3.1.14. CONTRATOS DE CONEXION. A solicitud de un generador, un gran consumidor, un transportador regional o un distribuidor local, Interconexión Eléctrica S.A. y los demás transportadores deben ofrecer la celebración de un contrato de conexión al sistema de transmisión nacional, o para modificar una conexión existente, que contendrá, por lo menos, las siguientes previsiones:

- Construcción de las obras que puedan requerirse para conectar el sistema nacional a cualquier otro sistema, y celebración de los actos o contratos necesarios para ello. Las condiciones técnicas de la conexión deben sujetarse a los códigos y reglamentos vigentes;

- Construcción de las obras para la extensión de los refuerzos del sistema del transportador que se hagan necesarios o apropiados al hacer conexiones, o modificaciones a una conexión existente; y celebración de los actos o contratos necesarios para ello;

- Instalación de los medidores apropiados, de los equipos de corte y protección y de otros aparatos que puedan necesitarse para permitir al transportador medir e interrumpir el suministro a través de la conexión;

- La fecha en la cual se completarán los trabajos requeridos para permitir acceso al sistema del transportador; fecha a partir de la cual, si los trabajos no están concluidos, se configura el incumplimiento del contrato, y, consecuentemente, podrá constituirse en mora al transportador, sin que medie requerimiento judicial, conforme a lo establecido en la Ley 142 de 1994;

- Materias adicionales tales como plazo del contrato, revisiones del mismo por cambios del sistema, garantías financieras y otros aspectos que se estimen conducentes para garantizar el cumplimiento del contrato.

Los cargos de conexión que deberá pagar el solicitante al transportador, se sujetarán a las bases de los cargos de conexión que haya elaborado este último.

Cuando el generador, el gran consumidor, el transportador regional o el distribuidor sea propietario del sistema de conexión no pagará cargos por este concepto.

Sin perjuicio de lo establecido en esta resolución, los propietarios de los bienes de conexión al sistema de transmisión nacional están obligados a efectuar la reposición del equipo al final de su vida útil, o en caso de pérdida total; en estos eventos, se podrán establecer nuevos contratos de conexión. Asimismo, podrán establecer convenios con transportadores o distribuidores locales para la operación y mantenimiento de esos equipos.

(Fuente: R CREG 001/94, art. 21)

ARTÍCULO 3.1.15. COTIZACIONES DE CONEXION. Los transportadores del sistema de transmisión nacional, deben suministrar al generador, gran consumidor, transportador regional o distribuidor local que esté interesado, la información necesaria para que éste pueda hacerle una solicitud de cotización de conexión.

La solicitud de cotización debe contener toda la información que permita al transportador elaborar su oferta en un plazo máximo de tres (3) meses, a partir del recibo de dicha petición.

La oferta para conexión contendrá detalladamente los siguientes aspectos: a) Todos los trabajos que se requieran para la construcción o modificaciones de los puntos de entrada o de salida del sistema existente, o para refuerzos al sistema de conexión, o para la instalación de medidores, equipos de corte y protección u otros aparatos indispensables para que el contrato pueda cumplirse. b) Los cargos que serían aplicables si se acepta la propuesta y la fecha en la cual se terminarán las obras, si hubiere lugar a ellas.

En el caso de cargas o generadores cuya conexión implique ampliaciones o refuerzos del sistema de transmisión nacional, la solicitud de cotización debe formularse a Interconexión Eléctrica S.A. En su oferta ISA deberá detallar la capacidad de transmisión disponible en el punto de acceso al sistema y la magnitud y costo de los trabajos necesarios de refuerzo de la red nacional, en caso de que esto sea necesario para poder conectar al nuevo usuario. Si las obras de ampliación no estaban contempladas dentro de los planes de expansión utilizados para el establecimiento de los cargos, el solicitante deberá estar dispuesto a apoyar financieramente a ISA para la ejecución de tales obras, mientras se revisa la estructura de los cargos de uso.

El transportador no estará obligado a presentar una oferta si con ello viola el código de red o cualquier otra norma de carácter técnico o ambiental de forzoso cumplimiento, previa justificación de su negativa.

(Fuente: R CREG 001/94, art. 22)

ARTÍCULO 3.1.16. SERVIDUMBRE DE ACCESO. Si transcurridos cuatro (4) meses a partir del recibo de la solicitud de cotización, el transportador no se ha puesto de acuerdo con las personas que hayan solicitado una cotización, a solicitud de las mismas la Comisión puede imponer, por la vía administrativa, una servidumbre de acceso a quien tenga derecho al uso de la red, conforme a las disposiciones previstas en la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes.

Al adoptar la decisión de imponer la ejecución de la servidumbre al transportador, la Comisión definirá, además de los aspectos técnicos y operativos pertinentes, los siguientes:

- El predio en cuyo favor se impone, que será aquel en donde se origina o capta la energía cuyo acceso a la red se pretende;

- La empresa sujeta a la servidumbre, que será aquella que tenga el uso de la red, bien como propietaria, o a cualquier otro título;

- Los cargos que puede cobrar el transportador, teniendo en cuenta las bases de los cargos que hayan sido publicados por aquél;

- Que el desempeño del transportador, en obediencia al acto que impone la servidumbre, no implique una violación de sus deberes legales, o de los códigos técnicos y normas que sean aplicables;

- Que los términos de los contratos futuros que celebre el transportador, con objeto similar al de la servidumbre, sean, en lo posible, parecidos al de la servidumbre impuesta.

En todo caso, al decidir si es necesario imponer la servidumbre, la Comisión examinará si la renuencia del transportador implica una violación de los deberes legales relacionados con el acceso o interconexión, o una conducta contraria a la libre competencia, e impondrá las sanciones del caso o solicitará a la Superintendencia su imposición, si fuere de su competencia. La imposición de la servidumbre no excluye la aplicación de las sanciones que fueren procedentes, conforme a las disposiciones contenidas en la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes.

El solicitante puede renunciar a la servidumbre impuesta por la Comisión, y ésta dejará de ser obligatoria para el transportador.

La Comisión podrá, también, imponer servidumbres, si las partes de un contrato de acceso o conexión no se avienen en materias relacionadas con su ejecución, modificación, terminación o liquidación, en cuanto fuere necesario.

(Fuente: R CREG 001/94, art. 23)

ARTÍCULO 3.1.17. ISA Y LA COMPETENCIA EN LA TRANSMISION. Conforme a lo dispuesto por el parágrafo 3 del artículo 32 de la ley 143 de 1994, ISA no podrá participar en actividades de generación, comercialización y distribución de energía eléctrica.

(Fuente: R CREG 001/94, art. 25)

Principios generales y procedimientos para definir el plan de expansión de referencia del sistema de transmisión nacional, y metodología para determinar el ingreso regulado por concepto del uso de este sistema

Disposiciones generales

ARTÍCULO 3.2.1.1. AMBITO DE APLICACIÓN. Esta Resolución aplica a todos los agentes económicos que desarrollan la actividad de Transmisión Nacional y a aquellos que se benefician de sus servicios. Conforme a la ley, la actividad de transmisión de energía eléctrica es un servicio público.

(Fuente: R CREG 022/01, art. 2)

ARTÍCULO 3.2.1.2. ELEMENTOS DE EFICIENCIA EN LA EJECUCIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN DE REFERENCIA (STN) Y METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN. La expansión del Sistema de Transmisión Nacional se hará mediante la ejecución, a mínimo costo, de los proyectos del Plan de Expansión de Transmisión de Referencia, por parte de los inversionistas que resulten seleccionados en procesos que estimulen y garanticen la libre competencia en la escogencia de dichos proyectos.

En todo caso, la CREG podrá pronunciarse cuando encuentre que los requisitos establecidos en los Documentos de Selección impiden o restringen la libre competencia o no cumplen criterios de eficiencia económica en la escogencia de los proyectos del Plan de Expansión de Transmisión de Referencia y sus comentarios deberán ser incluidos en los Documentos de Selección.

Las inversiones correspondientes a la Expansión del Sistema de Transmisión Nacional que se ejecuten a partir de los procesos de libre concurrencia señalados en este artículo, se remunerarán a los inversionistas seleccionados que hayan presentado en cada proceso la propuesta con el menor Valor Presente de los Ingresos Anuales Esperados durante los veinticinco (25) años del flujo de Ingresos, mediante Cargos por Uso que serán determinados mediante la metodología de Ingreso Regulado establecida por la CREG, de acuerdo con las siguientes reglas:

a) Determinación del Ingreso Anual.

I. El Ingreso Anual Esperado estará expresado en dólares constantes del 31 de diciembre del año anterior al año en el cual se efectúe la propuesta, para cada uno de los veinticinco (25) años del flujo de Ingresos, contados desde la fecha prevista para la puesta en operación del proyecto. Este Ingreso deberá reflejar los costos asociados con la Preconstrucción (incluyendo diseños, servidumbres, estudios y licencias ambientales) y construcción (incluyendo la interventoría de la obra y las obras que se requieran para la viabilidad ambiental del proyecto), el costo de oportunidad del capital invertido y los gastos de administración, operación y mantenimiento del equipo correspondiente. Adicionalmente, se entiende que el Ingreso Anual Esperado presentado por el proponente, cubrirá toda la estructura de costos y de gastos en que incurra el Transmisor Nacional seleccionado, en desarrollo de su actividad y en el contexto de las leyes y la reglamentación vigente.

La comparación se hará calculando el Valor Presente del Ingreso Anual Esperado, para cada uno de los veinticinco (25) años del flujo de Ingresos. Este cálculo se realizará aplicando la tasa de descuento, aprobada por la CREG y establecida en los Documentos de Selección correspondientes, en dólares constantes. Los requisitos adicionales en lo relacionado con el perfil del flujo de Ingresos del proyecto se fijarán en los Documentos de Selección, previa aprobación de la CREG.

II. El Ingreso Anual que percibirá el proponente seleccionado para el proyecto, durante cada uno de los veinticinco (25) años del flujo de Ingresos aprobado por la CREG será igual al Ingreso Anual Esperado propuesto. La liquidación y pago mensual del Ingreso correspondiente, se actualizará anualmente con el Producer Price Index, y se efectuará en pesos colombianos sobre una base mensual calendario, dividiendo por doce (12) dicho Ingreso y utilizando la Tasa de Cambio Representativa del Mercado del último día hábil del mes a facturar, publicada por el Banco de la República. Para la facturación, liquidación y pago del primer mes de Ingresos, se tomará en cuenta el primer mes calendario completo del flujo de ingresos aprobado por la CREG. En consecuencia no se reconocerá facturación por fracción de mes.

III. Una vez cumplido el año veinticinco (25) del flujo de Ingresos aprobado por la CREG, el Ingreso Anual que percibirá el proponente seleccionado para el proyecto, así como el Ingreso Anual aplicable a los activos existentes, que no hayan sido objeto de convocatorias, será el resultado de aplicar la siguiente fórmula genérica:

donde:

IA	Ingreso Anual
CAEA	Costo Anual Equivalente del Activo Bruto Eléctrico valorado a Costo de Reposición (aplicando "Costos Unitarios por Unidad Constructiva"), incrementado este Activo en un porcentaje %ANE reconocido por concepto de Activo No Eléctrico. Este Costo se obtiene de la anualización del Valor del Costo de Reposición del Activo Bruto, incrementado en el porcentaje %ANE. La anualización se calcula tomando un número de períodos igual a veinticinco (25) y utilizando una tasa de descuento del 9.0% en pesos constantes.
%ANE 5%	Corresponde al margen por concepto de Activo No Eléctrico Reconocido.
CAET	Costo Anual Equivalente del Terreno. Aplica exclusivamente a las Unidades Constructivas de Subestaciones.

VCTu.c	Valor Catastral del Terreno de la Unidad Constructiva correspondiente.
ATUCu.c	Area Típica de la Unidad Constructiva correspondiente. Las Areas Típicas serán las definidas por la CREG en resolución aparte.
%R 8.5%	Corresponde al valor anual reconocido por concepto de Terrenos. Incluye el costo de adecuación del mismo.

El Costo de Reposición del Activo Bruto Eléctrico se calcula mediante la expresión:

UCu.c	Unidad Constructiva del Activo Bruto.
CUu.c	Costo Unitario de cada Unidad Constructiva.
%AOM	Porcentaje reconocido de gastos de Administración, Operación y Mantenimiento. Estos gastos incluyen el costo de todas las instalaciones y los egresos destinados a la operación, mantenimiento y administración de los activos de transmisión. Así mismo, están incluidos los gastos por concepto de seguros a edificios e instalaciones, los costos de capital de operación y mantenimiento de los vehículos, de los equipos de mantenimiento, de las herramientas y de los instrumentos necesarios para desarrollar las actividades de operación y mantenimiento y los costos y gastos de talleres, oficinas y edificaciones destinadas a la operación y mantenimiento.

El %AOM reconocido para el año 2002 y posteriores es el siguiente:

Año	%AOM1	%AOM2
2002 y posteriores	2.50%	3.00%

Los "Costos Unitarios" son calculados en dólares (US$) por "Unidad Constructiva", se expresarán una vez calculados en pesos ($) constantes por "Unidad Constructiva", corresponden a los adoptados mediante resolución por la CREG. Estos valores serán sujetos de revisión cada cinco (5) años, a partir de su primera adopción oficial.

El IA aplicable en un año dado, se expresará en pesos constantes del 31 de diciembre del año inmediatamente anterior y su valor en términos reales solo se ajustará cuando se produzcan cambios en los "Costos Unitarios" vigentes.

Para efectos de la liquidación y pago mensual del Ingreso correspondiente, el IA se mensualizará, actualizándolo con el Indice de Precios al Productor Total Nacional (IPP) a la fecha respectiva.

IV. Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. deberá efectuar una propuesta para cada uno de los proyectos definidos en las convocatorias, en cumplimiento del artículo 32 de la Ley 143 de 1994.

V. Para efectos de lo establecido en la Resolución CREG-061 de 2000, los propietarios de los proyectos seleccionados mediante convocatorias públicas, deberán reportar al LAC cada una de las Unidades Constructivas que componen el proyecto, con anterioridad a la puesta en Operación Comercial de dichas Unidades Constructivas.

b) Aprobación del Ingreso Anual Esperado.

Una vez se haya escogido la propuesta con el menor Valor Presente de los Ingresos Anuales Esperados, la entidad competente que haya adelantado el proceso de libre concurrencia deberá remitirla a la CREG para la ap robación de los Ingresos Anuales Esperados.

La CREG evaluará y decidirá mediante Resolución sobre la aprobación de los Ingresos Anuales Esperados, de acuerdo con las siguientes reglas:

I. La solicitud de oficialización del ingreso deberá estar acompañada de: i) El concepto que emita la entidad que haya adelantado el proceso de selección, sobre el cumplimiento de los requisitos exigidos en la regulación; ii) Concepto de la misma entidad sobre el cumplimiento de los documentos que hayan servido de base para adelantar el respectivo proceso de libre concurrencia, y iii) Un cronograma de desarrollo de la etapa de construcción del proyecto respectivo.

Adicionalmente, en los casos en que las convocatorias correspondan a proyectos de expansión originados en solicitudes de conexión de usuarios (dentro de los cuales se incluyen los usuarios finales del servicio de energía eléctrica, los Operadores de Red y los Generadores) al Sistema de Transmisión Nacional (STN), a la solicitud de oficialización del ingreso deberá anexarse copia de la garantía que debe constituir y entregar el respectivo usuario, con anterioridad a la apertura de la convocatoria, a la entidad responsable de adelantar dicho proceso. Esta garantía deberá cumplir lo establecido en el Anexo 1 de esta resolución.

Cuando ocurra alguno de los eventos de incumplimiento definidos en el Anexo 1 de esta resolución, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) informará de esta situación al garante y al usuario, y hará efectiva la garantía. En todos los casos, el emisor o garante deberá girar el valor total garantizado al beneficiario.

El beneficiario destinará el valor recibido y los rendimientos financieros generados para que el LAC disminuya el monto que debe ser recaudado mensualmente por concepto de cargos por uso del STN, en una cuantía equivalente al valor total, o parcial si no es suficiente, del ingreso esperado requerido para remunerar el proyecto de transmisión ejecutado, y también para cubrir los costos financieros o de impuestos ocasionados por el manejo de estos recursos.

II. El proponente que haya presentado la propuesta escogida deberá constituirse en Empresa de Servicios Públicos, en el caso de que aún no lo sea (Transmisor Nacional E.S.P). En los estatutos de constitución de dicha empresa se deberá estipular que la misma tendrá una vigencia mínima de veintiséis (26) años.

III. La solicitud de oficialización del ingreso deberá estar acompañada de los documentos que demuestren el otorgamiento de una póliza o garantía por parte del Transmisor seleccionado, en los términos establecidos en el Anexo 1 de esta resolución.

Cuando ocurra alguno de los eventos de incumplimiento definidos en el Anexo 1 de esta resolución, el ASIC informará de esta situación al garante y al Transmisor, y hará efectiva la garantía. En todos los casos, el emisor o garante girará el valor total garantizado al beneficiario.

El beneficiario destinará el monto recibido y los rendimientos financieros generados para que el LAC disminuya el valor que debe ser recaudado mensualmente por concepto de cargos por uso del STN, en una cuantía equivalente al doble del ingreso mensual esperado aprobado al Transmisor, y también para cubrir los costos financieros o de impuestos ocasionados por el manejo de estos recursos. Agotado el monto recibido a la ejecución de la garantía, se le seguirá facturando mensualmente al Transmisor Nacional un valor igual al doble del ingreso esperado hasta que el proyecto entre en operación.

IV. La fecha de puesta en operación del proyecto es la establecida en los Documentos de Selección. Si esta fecha es modificada por el Ministerio de Minas y Energía durante el periodo que transcurre desde el momento en que se oficializan los Ingresos Anuales Esperados del Proponente seleccionado hasta la fecha oficial establecida en los mencionados Documentos, cuando ocurran atrasos por fuerza mayor, por alteración del orden público acreditada, o por demoras en la expedición de la licencia ambiental, originadas en hechos fuera del control del Proponente Seleccionado y de su debida diligencia, la CREG decidirá mediante resolución sobre la modificación de esta fecha. En este caso se sigue aplicando la norma establecida en el presente numeral, y no se desplazará en el tiempo el flujo de Ingresos aprobado por la CREG.

En todo caso, cuando se declare el abandono o retiro de la ejecución del proyecto o el incumplimiento grave e insalvable de requisitos técnicos, el Transmisor perderá el derecho a recibir el flujo de Ingresos aprobado por la CREG, y esta podrá hacer uso de sus facultades legales para imponer las servidumbres a que hubiere lugar.

V. Las fechas oficiales correspondientes a los Ingresos Anuales Esperados en la Resolución que expida la CREG, podrán ser modificadas mediante una nueva Resolución, a solicitud del proponente, cuando el proyecto entre en operación antes de la fecha prevista en los respectivos Documentos de Selección.

VI. Cuando en un Proceso de Selección solamente resulte un único proponente, ya sea por ser el único que cumple con los requisitos exigidos o por ser el único que se presente, la selección estará sujeta a revisión previa de la CREG.

VII. El Ingreso Anual Esperado correspondiente a la propuesta escogida y sometida a aprobación de la CREG, remunera la totalidad de las inversiones correspondientes al respectivo proyecto, por tal razón el inversionista que haya presentado dicha propuesta asumirá la responsabilidad y el riesgo inherentes a la ejecución y explotación del proyecto, de conformidad con lo establecido en el artículo 85 de la Ley 143 de 1994.

PARÁGRAFO 1o. Cuando se trate de obras relacionadas con solicitudes de conexión de usuarios del STN que ingresarán al Sistema y que no estén previstas dentro del Plan de Expansión de Referencia, si la respectiva solicitud cumple con la reglamentación vigente, se adelantará tan pronto como sea posible, el respectivo proceso que garantice la libre concurrencia en condiciones de igualdad, de acuerdo con las reglas definidas en este artículo. La CREG establecerá en una resolución aparte, las reglas aplicables a los generadores, cuando éstos deban pagar parte de los refuerzos requeridos en el Sistema, debido a la capacidad (MW) que piensan instalar.

PARÁGRAFO 2o. Lo dispuesto en el Numeral IV del Literal a) de este artículo, respecto de Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P., se entenderá vigente en la medida que tal entidad permanezca como empresa de servicios públicos mixta u oficial.

PARÁGRAFO 3o. No corresponderá a la CREG evaluar las razones que se invoquen para no seleccionar ninguna de las propuestas presentadas en los procesos de que trata este artículo.

(Fuente: R CREG 022/01, art. 4) (Fuente: R CREG 093/07, art. 3) (Fuente: R CREG 093/07, art. 2) (Fuente: R CREG 093/07, art. 1) (Fuente: R CREG 085/02, art. 2)

ARTÍCULO 3.2.1.3. REPOSICIÓN DE ACTIVOS DEL STN QUE SE ENCUENTREN EN SERVICIO. Los proyectos consistentes en la reposición de "Unidades Constructivas" del STN que se encuentren en operación, deben ser desarrollados por los propietarios de las mismas. En caso de que el propietario no ejecute la reposición requerida, se adelantará un proceso que garantice la libre concurrencia en condiciones de igualdad, cumpliendo con las disposiciones establecidas en el artículo anterior.

PARÁGRAFO. Frente a los activos que existieren en el momento de efectuar una convocatoria para la ejecución de una reposición, la CREG hará uso de sus facultades legales para imponer las servidumbres a que hubiere lugar.

(Fuente: R CREG 022/01, art. 5) (Fuente: R CREG 085/02, art. 3)

ARTÍCULO 3.2.1.4. AMPLIACIONES DE LAS INSTALACIONES DEL STN. Los siguientes tipos de proyectos se denominarán ampliaciones de las instalaciones del STN, y para su ejecución no será obligatorio recurrir a los procesos de selección descritos en esta resolución:

a) montaje de nuevos circuitos sobre estructuras existentes, junto con los activos requeridos para su conexión al STN;

b) cambio en la configuración de subestaciones existentes;

c) montaje de nuevas bahías de transformador con tensión igual o superior a 220 kV que utilice un Operador de Red para conectarse al STN en subestaciones con configuración de anillo o de interruptor y medio;

d) bahías para compensaciones fijas;

e) equipos para control de tensión;

f) esquemas de separación de áreas, ESA;

g) cambio de conductores en líneas existentes o de bahías en subestaciones, por otros activos de mayores especificaciones a las consideradas en la definición de las unidades constructivas existentes;

h) implementación de Unidades Constructivas que componen los Centros de Supervisión y Maniobra del STN; y

i) instalación de módulos de compensación o sistemas flexibles de transmisión de corriente alterna, FACTS, en subestaciones o en líneas.

Estas ampliaciones pueden ejecutarse en instalaciones que ya estén en operación, o en proyectos adjudicados mediante procesos de selección para los que ya esté en firme la resolución que hace oficial el ingreso anual esperado de estos proyectos. Con este fin, deberán hacer parte del Plan de Expansión de Referencia, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 3 de la presente Resolución, y en esta medida su ejecución podrá ser objetada.

De ser incluida la respectiva ampliación en el Plan de Expansión de Referencia, será desarrollada por el transmisor que representa o vaya a representar ante el Liquidador y Administrador de Cuentas, LAC, los activos objeto de la ampliación. En caso de que el transmisor no desee desarrollar el proyecto, se adelantará un proceso que garantice la libre concurrencia en condiciones de igualdad, cumpliendo con las disposiciones establecidas en el artículo 4 de la presente Resolución.

PARÁGRAFO 1. Para su remuneración, los activos construidos como ampliaciones se reclasificarán según las Unidades Constructivas existentes, UC, cuando este fuere el caso, y se adicionarán aquellas cuya construcción fue necesaria para conectar la ampliación al STN. Para todo lo anterior se aplicará la metodología vigente para la remuneración de la actividad de transmisión.

En caso de requerirse, los nuevos activos se asimilarán a las UC existentes y podrán tener valores menores o mayores que estas. Cuando la ampliación corresponda a menos del 70% del valor de la UC asimilable o esté entre el 110% y el 150% de este valor, el TN deberá indicar el porcentaje al que corresponde la ampliación.

En todos los casos, la solicitud de remuneración que presente el transmisor a la CREG, deberá acompañarse con la justificación del porcentaje que representa el valor de la UC instalada, frente al valor de la UC definida en la regulación.

PARÁGRAFO 2. Cada Unidad Constructiva estará representada ante el LAC por un Transmisor Nacional, al cual el LAC le facturará el ingreso correspondiente. En el caso de que exista multipropiedad al interior de una Unidad Constructiva, los copropietarios deberán acordar la distribución de dicho ingreso.

PARÁGRAFO 3. Una vez aprobado el Plan de Expansión de Referencia, la UPME informará al transmisor sobre los proyectos de ampliación incluidos y la fecha definida en el Plan para la puesta en operación. El transmisor deberá manifestar por escrito a la UPME, dentro del término que esta le señale, si desea desarrollar el respectivo proyecto de ampliación de sus activos, caso en el cual se obligará a ponerlo en operación en la fecha definida en dicho Plan.

Si el proyecto no ha entrado en operación a la fecha establecida en el Plan de Expansión de Referencia, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, facturará al transmisor, mes a mes, durante el período de atraso, un valor equivalente al ingreso mensual previsto para remunerar al TN, el cual se estimará de acuerdo con la metodología de remuneración de la actividad de transmisión, y con base en los parámetros vigentes para el TN. Si el TN no tiene ingresos aprobados de acuerdo con la metodología vigente de remuneración de la actividad de transmisión, los parámetros requeridos se calcularán como un promedio de los TN que tengan ingresos aprobados.

La fecha de puesta en operación del proyecto podrá ser modificada por el Ministerio de Minas y Energía cuando ocurran atrasos por fuerza mayor, por alteración del orden público acreditada, o por demoras en la expedición de la licencia ambiental, si se requiere, originadas en hechos fuera del control del Transmisor y de su debida diligencia.

PARÁGRAFO 4. La implementación de las Unidades Constructivas que componen los Centros de Supervisión y Maniobra del STN, y que se requieran para que un TN desarrolle estas actividades sobre los activos que representa ante el LAC, podrá ser ejecutada por ese TN sin necesidad de que esta implementación sea recomendada en el Plan de Expansión de Referencia elaborado por la UPME.

En la solicitud de remuneración que presente a la Comisión, el transmisor deberá declarar que no se están duplicando las funciones realizadas por otra UC reconocida, con excepción de los casos permitidos en la regulación.

PARÁGRAFO 5. La instalación de módulos de compensación o sistemas flexibles de transmisión de corriente alterna, FACTS, en subestaciones o en líneas, así como los equipos necesarios para su conexión, podrá llevarse a cabo como una ampliación, cuando la UPME identifique en el Plan de Expansión de Referencia que esos activos son necesarios para evitar o mitigar situaciones con alta probabilidad de desatención de demanda, o para mitigar restricciones del sistema, y que el tiempo disponible no es suficiente para llevar a cabo el mecanismo de libre concurrencia de que trata el artículo 4 de esta resolución, y tener los activos en operación comercial en la fecha en que son requeridos.

Esta ampliación podrá ser realizada por el TN que representa ante el LAC el mayor valor de activos del STN de la subestación a la que se conectará o de la línea del STN a compensar, según sea el caso, valor estimado con base en los precios de las UC vigentes en ese momento. Si este TN no manifiesta interés para realizar dicha ampliación, tendrán la opción, en su orden, los siguientes TN con mayor valor de activos en la subestación o en la línea. Si ninguno de los TN mencionados manifiesta interés, podrá realizarla cualquier otro TN interesado y, de presentarse más de uno, se seleccionará al primero que haya manifestado por escrito su interés ante la UPME. Los plazos para la manifestación de interés serán determinados por la UPME.

Sin perjuicio de lo anterior, si la UPME encuentra conveniente para el sistema que estos equipos sean trasladados a otro punto de conexión, con posterioridad a la fecha de entrada en operación prevista para el proyecto, el TN responsable ante el LAC del proyecto deberá llevar a cabo, a su costo, dicho traslado.

(Fuente: R CREG 022/01, art. 6) (Fuente: R CREG 193/20, art. 1) (Fuente: R CREG 064/13, art. 1) (Fuente: R CREG 147/11, art. 1)

ARTÍCULO 3.2.1.5. ACTIVOS A LOS QUE SE LES APLICARÁ LA FÓRMULA DE INGRESOS REGULADOS. Para establecer los Ingresos por concepto de Uso del STN, se tendrán en cuenta los activos componentes de dicho Sistema, que cumplan con los siguientes requisitos y lineamientos:

a) Activos que se encontraban en operación o en etapa de Preconstrucción o construcción a 30 de marzo de 1999, fecha en la cual se efectuó la primera convocatoria;

b) Activos construidos con posterioridad al 30 de marzo de 1999, cuya ejecución haya tenido su origen en el Plan de Expansión de Transmisión de Referencia y hayan sido seleccionados en desarrollo del proceso de convocatorias;

c) Activos construidos con posterioridad al 30 de marzo de 1999, cuya ejecución haya tenido su origen en solicitudes de conexión por parte de nuevos usuarios y que hayan sido seleccionados en desarrollo del proceso de convocatorias;

d) Activos que se hayan construido inicialmente como Activos de Conexión al STN de un generador o un usuario, pero que se hayan convertido en activos de Uso del STN.

PARÁGRAFO. Una vez hayan cumplido veinticinco (25) años de puesta en servicio, los activos que se encuentren operativos, pero que salgan de uso de manera permanente, dejarán de percibir remuneración. A tal efecto, la UPME mantendrá un inventario de activos del STN. La UPME previamente d efinirá el concepto de "Elementos Activos".

(Fuente: R CREG 022/01, art. 7)

ARTÍCULO 3.2.1.6. PÉRDIDAS EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL. Las pérdidas en el Sistema de Transmisión Nacional, se asignarán de acuerdo con lo establecido en el artículo 1o. de la Resolución CREG-039 de 1999.

La norma general relacionada con las pérdidas de energía para los proyectos futuros del Plan de Expansión del STN será la establecida en el segundo inciso del numeral 2.2 Conductores de Fase, del Anexo CC1, de la Resolución CREG-025 de 1995, modificado por la Resolución CREG-098 de 2000, o en aquellas normas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 022/01, art. 8)

ARTÍCULO 3.2.1.7. DISTRIBUCIÓN DE LOS INGRESOS REGULADOS ENTRE LOS TRANSMISORES NACIONALES. El pago de los Ingresos de cada Transmisor Nacional por concepto del uso de sus activos, se ajustará a las disposiciones contenidas en la presente Resolución y en la Resolución CREG-012 de 1995 y demás normas que la modifiquen o complementen.

(Fuente: R CREG 022/01, art. 9)

ARTÍCULO 3.2.1.8. En ejercicio de las facultades legales de la CREG y como mecanismo para prevenir el abuso de posición dominante de las empresas, y para evitar la concentración de la propiedad accionaria de las mismas, se establecen las siguientes reglas para la participación en la actividad de transmisión nacional que se determina en la presente Resolución:

a) <Ver Jurisprudencia Vigencia en relación con la NULIDAD del Artículo 10 Literal a) del texto original de la Resolución 51 de 1998, "en tanto se interprete que la restricción prevista para participar en los procesos de selección allí regulados se extiende a las empresas constituidas con anterioridad a la vigencia de la ley 143"> Las empresas constituidas como E.S.P. que deseen participar en los Procesos de Selección aquí regulados, deberán tener como objeto exclusivo la actividad de Transmisión Nacional en lo relacionado con el sector eléctrico. Para el efecto, se entenderá que una empresa tiene objeto exclusivo, independientemente de su objeto social, cuando no desarrolle de manera directa en el sector eléctrico, actividades distintas a la Transmisión Nacional, o de manera indirecta a través de empresas subordinadas o controladas en cualquiera de las formas previstas en el Código de Comercio.

Asimismo, un proponente que sin ser E.S.P se gane la convocatoria, deberá constituirse como tal, con objeto exclusivo en Transmisión Nacional en lo relacionado con el sector eléctrico, de conformidad con lo establecido en el artículo 74 de la Ley 143 de 1994;

b) A partir de la vigencia de la presente Resolución Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. y las empresas con quienes tenga una relación de control, solamente podrán incrementar su participación en la actividad de Transmisión cuando sean elegidas beneficiarias en los procesos de selección a los que hace referencia la presente Resolución. En ningún caso podrán adquirir participación societaria o accionaria, ni incrementar la que tuvieren en empresas de Transmisión Nacional existentes o futuras, salvo en aquellas con respecto a las cuales tengan una relación de control.

Tampoco podrán adquirir activos de transmisión de otras empresas que resulten elegidas en los procesos de selección a los cuales hace referencia la presente Resolución excepto los activos de transmisión de aquellas empresas con respecto a las cuales tengan una relación de control;

c) Los generadores, distribuidores y comercializadores, o las empresas integradas verticalmente que desarrollen de manera conjunta más de una de estas actividades, no podrán tener acciones, cuotas o partes de interés social que representen más del quince por ciento (15%) del capital social de una empresa de Transmisión Nacional existente o futura, ni podrán con respecto a esa empresa, tener posición de controlada y/o controlante;

d) Los proponentes que participen en un mismo proceso de selección no podrán tener una relación de control, ya sea en calidad de matriz, filial, subsidiaria o subordinada de acuerdo con lo previsto por la legislación comercial;

e) En un mismo proceso de selección, una persona no podrá participar bajo distintos esquemas contractuales en más de una propuesta.

La CREG podrá pronunciarse sobre aquellas transacciones que impliquen el traspaso de control o de propiedad, que afecten de alguna manera lo dispuesto en el presente artículo, lo cual será tenido en cuenta por el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que este delegue para realizar el respectivo Proceso de Selección. La CREG buscará en todo momento que los Procesos de Selección se realicen con la mayor transparencia posible mediante el cumplimiento del presente Artículo. Para estos efectos podrá solicitar la información que estime conveniente.

PARÁGRAFO 1o. Lo dispuesto en este Artículo no obsta para que la CREG ejerza sus facultades legales para impedir los abusos de posición dominante, la regulación de la posición dominante de hecho, o la promoción de la competencia.

PARÁGRAFO 2o. La CREG solicitará a las empresas del sector toda la información que requiera para determinar la posición de una empresa o persona dentro del mercado.

(Fuente: R CREG 022/01, art. 10) (Fuente: R CREG 008/06, art. 1)

Tasa de descuento y el perfil de pagos para evaluar las propuestas que se presenten a los procesos de libre concurrencia que se adelanten para ejecutar proyectos de expansión del Sistema de Transmisión Nacional

ARTÍCULO 3.2.2.1. TASA DE DESCUENTO. La tasa de descuento para comparar el valor presente del Ingreso Anual Esperado de las propuestas que se presenten a los procesos de libre concurrencia que se adelanten para ejecutar proyectos de expansión del Sistema de Transmisión Nacional, de que trata la Resolución CREG 022 de 2001 y aquellas que la modifiquen o sustituyan, será igual a la última tasa de retorno que haya aprobado la CREG, antes de la iniciación del respectivo proceso, para remunerar la actividad de transmisión con la metodología de ingreso máximo.

(Fuente: R CREG 035/10, art. 1)

ARTÍCULO 3.2.2.2. PERFIL DE PAGOS. En las propuestas que se presenten a los procesos de libre concurrencia, de que trata la Resolución CREG 022 de 2001 y aquellas que la modifiquen o sustituyan, el Ingreso Anual Esperado para cualquier año no podrá representar más de un porcentaje máximo (Pmáx) del Valor Presente del Ingreso Anual Esperado, ni representar menos de un porcentaje mínimo (Pmín) de dicho Valor Presente. Además, en ningún caso, el Ingreso Anual Esperado para cualquier año podrá ser superior al del año anterior.

Las variables Pmáx y Pmín tendrán los siguientes valores:

Pmáx = Tasa de Descuento + 2,5%

Pmín = Tasa de Descuento - 2,5%

(Fuente: R CREG 035/10, art. 2)

Principios generales y procedimientos para suplir necesidades del Sistema de Transmisión Nacional, utilizando equipos en niveles de tensión inferiores a 220 kv, y se establece la metodología para la remuneración de su uso

ARTÍCULO 3.3.1. AMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica para la identificación, promoción de la competencia y remuneración de proyectos para resolver necesidades específicas del Sistema de Transmisión Nacional, a través de la instalación de equipos en niveles de tensión inferiores a 220 kV, con el fin de garantizar la operación segura del STN.

(Fuente: R CREG 092/02, art. 2)

ARTÍCULO 3.3.2. IDENTIFICACIÓN DE LAS NECESIDADES PROPIAS Y EXCLUSIVAS DEL STN, OBJETO DE SOLICITUDES DE PROPUESTA. La Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, determinará las necesidades propias y exclusivas del STN, que no son ocasionadas por requerimientos de STR, SDL, activos de conexión o necesidades de otros agentes, y que por razones de eficiencia económica y/o técnica, ameriten ser resueltos mediante inversiones en niveles de tensión inferiores a 220 kV.

Cuando el CND establezca la necesidad de instalar un equipo particular en el SIN, en niveles inferiores a 220 kV, para garantizar la operación segura y confiable del STN, y que cumple con las condiciones señaladas en el inciso anterior, enviará a la UPME los soportes técnicos y económicos que justifican dicho requerimiento, indicando las condiciones técnicas mínimas requeridas, el plazo de ejecución del proyecto y el plazo de su duración como proyecto para el sistema.

Si la UPME ha identificado un problema específico, a partir de análisis propios o como consecuencia del informe presentado por el CND, en la forma señalada en los incisos anteriores, lo pondrá en conocimiento del Comité Asesor del Planeamiento de la Transmisión, con el fin de que este emita su concepto.

Oído el concepto del CAPT, si no existen razones que fundamenten la objeción de los respectivos proyectos, la UPME pondrá en conocimiento del Ministerio de Minas y Energía la necesidad del STN, con el fin de que Ministerio, o la entidad que este designe, lleven a cabo un proceso de Solicitud de Propuestas.

Los propietarios de Activos que tengan relación con los proyectos a que se refiere este Artículo, deben entregar la información solicitada por el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que este delegue, con el fin de aclarar las condiciones de conexión al STN, al STR o al SDL y autorizar los respectivos puntos de conexión.

(Fuente: R CREG 092/02, art. 3)

ARTÍCULO 3.3.3. INTRODUCCIÓN DE ELEMENTOS DE EFICIENCIA PARA SOLUCIONAR NECESIDADES DEL STN A TRAVÉS DE LA INSTALACIÓN DE ACTIVOS EN NIVELES DE TENSIÓN INFERIORES A 220 KV. La solución de necesidades del STN a través de activos de niveles de tensión inferiores a 220 kV se hará, a mínimo costo, por parte de los inversionistas que resulten seleccionados en procesos que estimulen y garanticen la libre competencia en la escogencia de dichos proyectos.

En todo caso, la CREG podrá pronunciarse cuando encuentre que los requisitos establecidos en los términos de la solicitud de propuestas impiden o restringen la libre competencia o no cumplen criterios de eficiencia económica en la escogencia de los proyectos del Plan de Expansión de Transmisión de Referencia y sus comentarios deberán ser incluidos en los documentos de Solicitud de Propuestas.

(Fuente: R CREG 092/02, art. 4)

ARTÍCULO 3.3.4. REMUNERACIÓN DE LAS INVERSIONES. Las inversiones en los activos de que trata esta resolución serán remuneradas a la persona que presente el menor Valor Presente del Ingreso Mensual Esperado, de acuerdo con las condiciones de evaluación y comparación previamente definidas en los términos de la Solicitud de Propuesta.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, aprobará una tasa de retorno para hacer la comparación de precios, así como el número de períodos correspondientes al tiempo de utilización del activo, para traer a valor presente la secuencia de pagos.

La CREG oficializará mediante resolución los Ingresos Mensuales Esperados contenidos en la propuesta que haya resultado seleccionada como ganadora en las condiciones y plazos establecidos en los términos de Solicitud de Propuesta, a solicitud de la entidad que haya adelantado el proceso de selección. Si en los términos de la Solicitud de Propuesta se previó la constitución de una póliza de cumplimiento, se deberá acreditar ante la CREG el otorgamiento de dicha garantía.

La liquidación, facturación y pago de los respectivos Ingresos Mensuales por Cargos por Uso, se efectuará a través del Liquidador y Administrador de Cuentas, LAC, y hará parte de los Cargos por Uso del STN. Para la liquidación y pago del primer mes de Ingresos, se tomará en cuenta el primer mes calendario completo de puesta en servicio. En consecuencia no se reconocerá facturación por fracción de mes.

La remuneración por la entrada anticipada del proyecto podrá ser incluida en los términos de Solicitud de Propuesta, previa autorización de la CREG.

Durante el tiempo de utilización del proyecto, contado a partir de su fecha de puesta en operación comercial, no habrá lugar a ningún otro tipo de remuneración.

Antes de que finalice el tiempo de utilización de los activos y con la anticipación que considere necesaria para tomar las medidas respectivas, la UPME determinará en el Plan de Expansión la necesidad de mantener en operación el proyecto y con base en sus análisis indicará si el proyecto se requiere indefinidamente o fijará el número de años adicionales que se necesita. Si se encuentra que el proyecto sigue requiriéndose en el sistema con la finalidad exclusiva de beneficio del STN, el TN mediante comunicación escrita manifestará a la UPME su interés en continuar operando y representando el activo y adjuntará un concepto técnico sobre el estado de los activos que componen el proyecto, emitido por una firma de ingeniería. La comunicación escrita deberá ser remitida a la UPME dentro de los cuatro (4) meses siguientes a la fecha de adopción del Plan de Expansión.

Si el concepto técnico determina que los activos no se encuentran en condiciones óptimas para continuar operando, o si el TN no presenta dentro del plazo la manifestación de interés para continuar operando los activos, la UPME deberá iniciar un Proceso de Selección para reponer el proyecto.

Si el concepto técnico determina que los activos se encuentran en condiciones óptimas para continuar operando, el TN que los representa deberá solicitar a la CREG su inclusión dentro de su base de activos, teniendo en cuenta la metodología que se encuentre vigente para la remuneración de activos de uso del STN, pero asimilando los activos a las UC definidas para la actividad de distribución. Así mismo, deberá adjuntar copia de la comunicación enviada a la UPME y del concepto técnico de la firma de ingeniería.

En caso de que en el Plan de Expansión elaborado por la UPME determine que se requiere mantener el proyecto para suplir principalmente necesidades del STR o el SDL, este proyecto hará parte de la expansión del sistema del OR y deberá ejecutarse considerando lo establecido en la Resolución número CREG 024 de 2013, o la que la modifique o sustituya, y la demás regulación expedida por la CREG para la expansión del STR y SDL. En este caso el responsable de los activos existentes, contando con un concepto técnico emitido por una firma de ingeniería, podrá transar comercialmente los activos, servidumbres o materiales, con el OR que ejecutará el proyecto o, en caso de no llegar a un acuerdo, deberá disponer de sus activos para dar paso al proyecto requerido. En todo caso, la CREG podrá hacer uso de sus facultades legales para imponer las servidumbres a que hubiere lugar.

La firma de ingeniería que elaborará los conceptos técnicos mencionados en este artículo deberá ser seleccionada por el CNO, a partir de los criterios que este comité establezca para tal fin y dentro de los que deberá incluir la razonabilidad del precio ofertado para esa labor.

Si la UPME encuentra que el proyecto ya no es necesario en el sistema, después de finalizado el periodo de pagos, no habrá lugar a la remuneración de los activos que lo componen.

PARÁGRAFO 1o. Si la propuesta que resulte seleccionada como ganadora no ha sido presentada por un Transmisor Nacional, el respectivo activo deberá estar representado ante el Sistema por un agente que tenga esta calidad, razón por la cual el agente proponente deberá tener en cuenta en su oferta los costos en que pudiera incurrir por este requerimiento.

PARÁGRAFO 2o. Las propuestas también deberán tener en cuenta los costos asociados con los contratos de conexión requeridos por el proyecto y los costos de representación ante el LAC en caso de que el oferente no sea trasportador. Los Operadores de Red, Transportadores o en general los agentes representantes de los activos en los cuales se haría la conexión, deberán cotizarla a los oferentes, en un plazo no superior a un mes, y presentando una debida justificación de los costos de la conexión, incluyendo entre otros, los costos de ingeniería, terrenos, y equipos cuando sea del caso, y respetando en todo caso el principio de no discriminación.

(Fuente: R CREG 092/02, art. 5) (Fuente: R CREG 064/13, art. 2)

ARTÍCULO 3.3.5. Dentro de los 30 días calendario, contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, los TN responsables de los proyectos construidos hasta ahora con base en lo establecido en la Resolución número CREG 092 de 2002, podrán solicitar ante la Dirección Ejecutiva de la CREG que se les aplique lo dispuesto en el artículo 2o. De no cumplirse con este requisito se entenderá que se mantienen las condiciones establecidas en los términos de la Solicitud de Propuesta, con base en los que se seleccionó el adjudicatario del proyecto.

(Fuente: R CREG 064/13, art. 4)

Procedimientos para la asignación de capacidad de transporte en el Sistema Interconectado Nacional

Disposiciones generales

ARTÍCULO 3.4.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Las disposiciones y procedimientos establecidos en la presente resolución son aplicables a quienes estén interesados en conectarse como generadores, cogeneradores, autogeneradores o usuarios finales, al Sistema Interconectado Nacional, SIN.

También aplica a los transportadores responsables de los activos relacionados con la conexión al SIN de los interesados arriba mencionados, y a los agentes comercializadores en lo relacionado con las funciones propias de esa actividad.

PARÁGRAFO. A los solicitantes de conexión de proyectos relacionados con las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 030 de 2018, o aquella que la modifique o sustituya, además de lo establecido en dicha resolución, les aplicarán las reglas de esta resolución en las que se les mencione de manera directa.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 1)

Asignación de capacidad de transporte de proyectos clase 1

ARTÍCULO 3.4.2.1. INSCRIPCIÓN DE INTERESADOS. El interesado en solicitar asignación de capacidad de transporte para proyectos clase 1 deberá inscribirse en la ventanilla única establecida en el capítulo VI antes de realizar cualquier trámite relacionado con este propósito. Una vez registrado, deberá inscribir cada proyecto por separado, para los cuales está interesado en solicitar capacidad de transporte.

La inscripción del interesado y de cada proyecto se hará de acuerdo con los requisitos que defina la UPME con este propósito.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 3)

ARTÍCULO 3.4.2.2. RESPONSABLE DE LA ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE. La Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, será la responsable de recibir y resolver las solicitudes de asignación de capacidad de transporte en el SIN de los proyectos clase 1, con base en las disposiciones establecidas en la presente resolución.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 4)

ARTÍCULO 3.4.2.3. ATENCIÓN PREVIA A INTERESADOS. Previo a la presentación de la solicitud, el responsable de la asignación de capacidad de transporte deberá atender las inquietudes y solicitudes de aclaración que hagan los interesados y que estén relacionadas con el proceso de asignación de capacidad de transporte y las reglas dispuestas para ello.

La solicitud de atención previa deberá hacerse a través de la ventanilla única, y el responsable de la asignación deberá brindar información amplia y suficiente sobre los procedimientos a seguir y, con este propósito, deberá disponer de los recursos necesarios para atender estas solicitudes, y definir y publicar los mecanismos a utilizar.

Lo dispuesto en este artículo no limita el deber que tenga el responsable de la asignación de capacidad de transporte de atender las inquietudes o solicitudes adicionales que puedan presentar los interesados, mientras se produce la decisión acerca de su solicitud.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 5)

ARTÍCULO 3.4.2.4. ESTUDIO DE CONEXIÓN Y DE DISPONIBILIDAD DE ESPACIO FÍSICO. El interesado en la asignación de capacidad de transporte para un proyecto clase 1 deberá realizar un estudio de conexión y de disponibilidad de espacio físico, en el que se analicen diferentes alternativas para conectarse al SIN. Si dentro de las alternativas de conexión identificadas por el interesado está la de expandir activos de uso del sistema, el interesado deberá incluir, por lo menos, una alternativa que considere conectar el proyecto a una subestación existente.

En un plazo de dos (2) meses contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, el responsable de la asignación de capacidad de transporte deberá proponer y remitir, para aprobación del Comité de Expertos de la CREG, las características y contenido que deben tener los estudios de conexión y de disponibilidad de espacio físico, para los proyectos clase 1, diferenciando, si lo considera necesario, por tipo, tecnología o tamaño del proyecto. Producido lo anterior, mediante circular de la Dirección Ejecutiva de la CREG, se publicarán las características y contenido de los mencionados estudios.

El interesado podrá realizar los estudios por su cuenta, o podrá contratar a un transportador para que los elabore. Los transportadores que ofrezcan el servicio de elaboración de estudios de conexión y de disponibilidad de espacio físico deberán tener publicado en su sitio web y en la ventanilla única el respectivo costo, así como la información y los requisitos necesarios según el tipo de proyecto.

Si en los estudios realizados se incluye como alternativa la conexión de un proyecto clase 1 a través de una subestación que aún no tiene definida su ingeniería, no se requerirá el estudio de disponibilidad de espacio físico para esta alternativa.

Si para la elaboración de sus estudios el interesado requiere hacer una visita para identificar las características del punto de conexión al que desea acceder, esta visita deberá ser solicitada al transportador, a través de la ventanilla única. El transportador deberá programar la visita para que sea realizada en un plazo máximo de quince (15) días hábiles a partir de la solicitud.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 6)

ARTÍCULO 3.4.2.5. REPORTE DE LA INFORMACIÓN NECESARIA PARA ESTUDIOS. Los transportadores del SIN tendrán la obligación de suministrar la información de sus sistemas, que se considere necesaria para la realización de los estudios de conexión y de disponibilidad de espacio físico exigidos para la asignación de capacidad de transporte de los proyectos clase 1. Esta información deberá ser reportada por los transportadores a través del sistema de información que para tal fin se disponga en la ventanilla única.

La información que reporten los transportadores deberá incluir el detalle necesario y suficiente que permita la realización de estudios de conexión y disponibilidad de espacio físico, consistentes con las características del sistema.

En un plazo de cuarenta y cinco días (45) días calendario, contado a partir de la entrada en vigencia de esta resolución, el responsable de la asignación elaborará una propuesta del listado de información que deberán reportar los transportadores, para proyectos clase 1, con el fin de que sea aprobada por el Comité de Expertos de la CREG, y publicada mediante circular de la Dirección Ejecutiva.

La entrega de información por parte de los transportadores se deberá hacer con base en lo dispuesto en el artículo 53 y, posterior a esta entrega, la responsabilidad del transportador será mantenerla completa y actualizada.

Los transportadores deberán actualizar la información, completándola, cuando entren en operación activos en su sistema, y dando aviso, cuando se tenga previsto que la información va a ser modificada durante los siguientes doce (12) meses. La actualización de la información deberá hacerse a más tardar el quinto día hábil siguiente a cuando se materialicen las modificaciones. La responsabilidad de actualizar la información, en las condiciones y el plazo definido para esto, se entenderá como una obligación que debe cumplir el transportador con base en lo establecido en los artículos 7 y 8 de la Resolución CREG 080 de 2019.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 7)

ARTÍCULO 3.4.2.6. ACCESO A LA INFORMACIÓN NECESARIA PARA ESTUDIOS. El interesado en la asignación de capacidad de transporte de un proyecto clase 1 podrá consultar y descargar directamente la información necesaria para los estudios de conexión y disponibilidad de espacio físico, a través de la ventanilla única. Para esto, el interesado deberá seguir el procedimiento que determine el responsable de la asignación, incluyendo lo relacionado con las solicitudes de aclaraciones sobre dicha información.

En la ventanilla única deberá quedar registrada la fecha en la que un interesado haya consultado información necesaria para la elaboración de los estudios de conexión y de disponibilidad de espacio físico de cada proyecto.

Cuando los transportadores realicen actualizaciones de la información, la ventanilla única deberá informarlo a los interesados, de manera automática, para que estos revisen la necesidad de ajustar sus estudios.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 8)

ARTÍCULO 3.4.2.7. RADICACIÓN DE LA SOLICITUD. Para radicar una solicitud de asignación de capacidad de transporte de un proyecto clase 1, el interesado deberá cumplir los requisitos que se establecen en este artículo.

Es requisito que los proyectos de generación tengan planeada una fecha de entrada en operación comercial que se encuentre dentro de un período máximo de quince (15) años, contados a partir de la radicación de la solicitud de asignación capacidad de transporte. Por su parte, para los proyectos de conexión de usuarios finales, la fecha planeada de entrada en operación comercial debe estar dentro de un período máximo de cinco (5) años, contados a partir de la fecha en que se radique la solicitud de asignación de capacidad de transporte. En la solicitud de asignación de capacidad de transporte deberá presentarse la justificación de la fecha planeada.

Si el interesado considera que la fecha planeada para la entrada en operación comercial del proyecto debe ser superior al período máximo mencionado, deberá presentar una solicitud de exención de este requisito, con su debida justificación, para que el responsable de la asignación de la capacidad de transporte decida si acepta la solicitud.

Cada año calendario, el responsable de la asignación de capacidad de transporte estudiará las solicitudes que sean radicadas, a través de la ventanilla única, hasta el 31 de marzo de ese año. Las solicitudes radicadas con posterioridad a esta fecha serán estudiadas en los análisis del siguiente año calendario.

La radicación de una solicitud de asignación de capacidad de transporte de un proyecto clase 1 deberá hacerse a través de la ventanilla única siguiendo el procedimiento que para tal fin defina el responsable de la asignación. Junto con la solicitud se deberá incluir el estudio de conexión y el estudio de disponibilidad de espacio físico para la conexión del proyecto al SIN.

Para el caso de los generadores que estén interesados en acogerse a lo previsto en la Resolución CREG 200 de 2019, o la que la modifique o sustituya, deberán informarlo en su solicitud, indicando los otros proyectos de generación con los cuales se compartirán los activos de conexión.

En el caso de conexión de usuarios finales, el interesado podrá solicitar la asignación de capacidad de transporte directamente, a través de un comercializador, o a través de un tercero. El responsable de la asignación deberá estudiar la solicitud, sin perjuicio de quien la presente. Cuando el interesado no haga la solicitud directamente, el solicitante deberá acreditar que representa al interesado, mediante comunicación suscrita por este.

El responsable de la asignación definirá la tarifa que deberá cancelar el interesado por la revisión y análisis de la solicitud.

El responsable de la asignación de capacidad de transporte deberá informar, dentro del plazo que defina en el procedimiento de asignación de capacidad de transporte y a través de la ventanilla única, sobre la completitud de la documentación del proyecto o, en caso de ser necesario, solicitar, por una única vez, la entrega de documento(s) faltante(s) o incompleto(s).

El plazo para la entrega de documentación faltante o incompleta por parte del interesado será definido por el responsable de la asignación de capacidad de transporte en el procedimiento que implemente para tal fin. No obstante, todas las actividades efectuadas durante el proceso de asignación de capacidad de transporte deben realizarse y quedar registradas en la ventanilla única.

Cumplido el plazo para la entrega de los documentos faltantes o incompletos, el responsable de la asignación de capacidad de transporte informará, a través de la ventanilla única, si se ha completado la documentación con las características y en los plazos previstos. Ante el incumplimiento del plazo de entrega de la documentación solicitada, o si la entrega es insuficiente, se entenderá que el interesado desiste de la solicitud.

Una solicitud de asignación de capacidad de transporte tendrá como fecha de radicación formal el día en que, cumplidos los requisitos y el procedimiento, haya sido entregada la documentación completa. En este mismo día y de manera automática, a través de la ventanilla única, deberá notificársele al transportador que se ha radicado una solicitud de conexión a su sistema, para que este descargue de allí los documentos relacionados.

PARÁGRAFO. En los documentos de invitación a participar en las convocatorias abiertas para asignar obligaciones a generadores a través de mecanismos dispuestos por el Gobierno Nacional, el Ministerio de Minas y Energía o la CREG, se definirá el plazo máximo para presentar solicitudes de asignación de capacidad de transporte, en el caso de que los resultados de las convocatorias se conozcan después del 31 marzo del respectivo año.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 9)

ARTÍCULO 3.4.2.8. COMENTARIOS DEL TRANSPORTADOR. Es obligación del transportador, a su propio costo, revisar los estudios incluidos en la solicitud y entregar los respectivos comentarios a través de la ventanilla única, dentro de los veinte (20) días hábiles siguientes a la notificación. Los comentarios deberán ser todos aquellos que el transportador encuentre necesarios con respecto a los análisis y las conclusiones que los estudios contengan, y sobre los que considere que es importante llamar la atención del responsable de la asignación. Los comentarios del transportador deberán incluir su pronunciamiento acerca de la viabilidad de las alternativas presentadas por el interesado en el estudio de disponibilidad de espacio físico e identificar otras alternativas, si considera que las propuestas por el interesado no pueden realizarse.

Para la elaboración de los comentarios, el transportador deberá tener en cuenta lo establecido en el Código de Planeamiento de la Expansión del STN que hace parte del Código de Redes adoptado mediante la Resolución CREG 025 de 1995, o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

En caso de que así lo requiera, el responsable de la asignación de capacidad de transporte podrá solicitar, a través de la ventanilla única, aclaraciones al transportador acerca de los comentarios que este haga, y las respuestas del transportador deberán ser entregadas a través del mismo medio y en los plazos que defina el responsable de la asignación.

Si el transportador no entrega sus comentarios o aclaraciones en los plazos previstos se entenderá que está de acuerdo con los resultados y recomendaciones de los estudios.

En todo caso, se entenderá que las conclusiones del responsable de la asignación de capacidad de transporte prevalecen sobre los comentarios que haga el transportador.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 10)

ARTÍCULO 3.4.2.9. PROCEDIMIENTO PARA LA ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE. La asignación de capacidad de transporte de los proyectos clase 1 se llevará a cabo anualmente, a través de un procedimiento que será definido y publicado por el responsable de la asignación a más tardar el 31 de diciembre del 2021. En el procedimiento de asignación se identificará la prioridad que se dará a los criterios de que trata el artículo 12 y, si se considera necesario, el procedimiento podrá ser diferenciando por tipo o características del proyecto. Este procedimiento deberá estar publicado en la ventanilla única desde cuando esta entre en servicio.

En los análisis para la asignación de capacidad de transporte se evaluará el efecto en el sistema de la conexión de los proyectos al SIN, considerando diferentes escenarios de generación y de demanda, en el mediano y largo plazo. Para ello, el responsable de la asignación tendrá en cuenta los lineamientos previstos para la elaboración del plan de expansión del SIN, y publicará la forma como llevará a cabo la evaluación.

Para efectos de aplicar el procedimiento, el responsable de la asignación de capacidad de transporte, con base en los resultados de sus análisis, y considerando la fecha y hora de la radicación formal de las solicitudes, deberá otorgar una posición a los proyectos clase 1 en alguna de las siguientes filas:

a) Fila 1, formada por proyectos que requieran obras de expansión en el SIN.

b) Fila 2, formada por proyectos que no requieren obras de expansión en el SIN.

La posición asignada a cada proyecto deberá ser publicada en la ventanilla única a más tardar el 30 de septiembre del respectivo año calendario.

Los conceptos de conexión para proyectos en la fila 1 serán emitidos a más tardar el 20 de diciembre del respectivo año calendario, identificando el proyecto de expansión requerido para la conexión del proyecto al sistema, y los conceptos de conexión para proyectos en la fila 2 serán emitidos a más tardar el 31 de octubre del mismo año.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 11)

ARTÍCULO 3.4.2.10. CRITERIOS PARA LA ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE. Para la asignación de capacidad de transporte a proyectos clase 1 se deberá tener en cuenta, entre otros, los siguientes criterios.

Para proyectos de conexión de generación:

a) Los lineamientos previstos en los numerales 1 y 2 del artículo 4 del Resolución 40311 de 2020 del Ministerio de Minas y Energía.

b) Mayor beneficio neto por kW de capacidad de transporte solicitada al sistema. Para este cálculo se tendrán en cuenta, entre otros, los beneficios incrementales por disminución de restricciones y pérdidas de energía y/o por mejoras en la confiabilidad y seguridad de la operación, debido a la conexión del proyecto, descontando los costos de la expansión requerida.

c) Obtención de licenciamiento ambiental y/o finalización del proceso de consultas previas.

Para proyectos de conexión de usuarios finales:

d) Obtención de licenciamiento ambiental y/o finalización del proceso de consultas previas.

e) Menor efecto para la operación del sistema, en términos de afectación de la calidad y confiabilidad del servicio.

El responsable de la asignación de capacidad de transporte determinará si considera necesario incluir criterios de priorización adicionales en concordancia con lo dispuesto en esta resolución. Los criterios que defina el responsable de la asignación de capacidad de transporte estarán publicados junto con el procedimiento de asignación establecido.

Si realizados los análisis de un año calendario, dos o más proyectos quedan con resultados iguales en la evaluación, y se necesita priorizar alguno de ellos, deberá considerarse la posición que haya obtenido cada proyecto en la fila. En este sentido, se deberá dar mayor prioridad al proyecto que se encuentre más cerca al primer puesto en la fila.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 12)

ARTÍCULO 3.4.2.11. REQUISITOS TÉCNICOS PARA LA CONEXIÓN AL STN. Los interesados en conectar proyectos clase 1 al STN, además de lo establecido en la presente resolución, deberán cumplir con lo previsto en el Código de Conexión que hace parte del Código de Redes adoptado mediante la Resolución CREG 025 de 1995, o aquella que la modifique, adicione o sustituya. El transportador deberá verificar este cumplimiento.

Para las conexiones al STN, el transportador deberá permitir que el interesado se conecte a un nivel de tensión de 220 kV o superior. El punto de conexión será el barraje de una de las subestaciones existentes en el STN o, de requerirse, de una nueva subestación que se necesite construir.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 13)

ARTÍCULO 3.4.2.12. DESARROLLO DE LAS OBRAS PARA LA CONEXIÓN AL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN. El desarrollo de las obras para la conexión de proyectos clase 1 al sistema de distribución deberá tener en cuenta los aspectos técnicos establecidos en el Reglamento de Distribución, acogido mediante la Resolución CREG 070 de 1998 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

Los proyectos de conexión al STR deberán ser diseñados, refrendados y ejecutados por un ingeniero electricista con matrícula profesional vigente, o una firma de ingeniería especializada en el tema.

Las obras de infraestructura requeridas por el interesado deberán ser realizadas bajo su responsabilidad. No obstante, previo acuerdo entre el interesado y el transportador, éste último podrá ejecutar las obras de conexión. En este caso se establecerán los cargos a que hubiere lugar y el cronograma de ejecución del proyecto mediante un contrato de conexión.

En el caso de nuevos activos de uso construidos por el interesado, este deberá presentar ante el transportador un instrumento financiero que garantice el cumplimiento de las normas técnicas establecidas en la Resolución CREG 070 de 1998, o la que lo modifique, adicione o sustituya, por un monto igual al veinte por ciento (20%) de las obras, y vigente por un período de cinco (5) años a partir de la puesta en servicio de los activos correspondientes.

En la solicitud que presente un interesado en conectar un proyecto clase 1 se deberá anexar copia de las licencias, permisos y requisitos legales aplicables al tipo de conexión que sean exigidos por las autoridades competentes.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 14)

ARTÍCULO 3.4.2.13. VISITA DE PUESTA EN SERVICIO DE LA CONEXIÓN DE USUARIOS FINALES AL STR. Los pasos previos a la visita de puesta en servicio de la conexión de usuarios finales al STR serán los definidos en el artículo 46, con excepción del plazo para finalización de la visita de recibo técnico, previsto en el numeral 4) del mencionado artículo, que será de veinte (20) días hábiles.

Para la visita de puesta en servicio de la conexión deberá tenerse en cuenta lo dispuesto en el artículo 47, con excepción del plazo para hacerla, que será de dos (2) meses, contados a partir de la fecha de registro de la frontera comercial, entendida según lo dispuesto en el artículo 9 de la Resolución CREG 157 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 15)

ARTÍCULO 3.4.2.14. FECHA DE PUESTA EN OPERACIÓN. La fecha de puesta en operación, FPO, de un proyecto clase 1 será la definida por el responsable de la asignación de capacidad de transporte en el concepto de conexión, considerando la solicitud del interesado, la planeación del sistema y los análisis realizados para la asignación de la capacidad.

El interesado debe entregar una justificación de la fecha de puesta en operación solicitada, y el responsable de la asignación de capacidad de transporte determinará si dicho soporte justifica la solicitud o, en caso contrario, como resultado de su análisis, definirá la fecha máxima en la que debe entrar en operación el proyecto. Cuando se modifique la fecha solicitada, se le informarán las razones al interesado.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 16)

ARTÍCULO 3.4.2.15. CAMBIOS EN LA FECHA DE PUESTA EN OPERACIÓN. Los interesados que desarrollen proyectos clase 1, podrán solicitar la modificación de la fecha de puesta de operación solo en los siguientes casos:

a) Por razones de fuerza mayor.

b) Cuando por razones de orden público, acreditadas por una autoridad competente, el desarrollo del proyecto presenta atrasos en su programa.

c) Atrasos en la obtención de permisos, licencias o trámites, por causas ajenas a la debida diligencia del interesado.

d) Cuando las obras de expansión del SIN presenten atrasos que no permitan la entrada en operación del proyecto.

En todo caso, el cambio en la fecha de puesta en operación deberá ser aprobado por la UPME, sujeto a la revisión de los criterios utilizados al momento de asignación de la capacidad de transporte. El interesado, una vez recibida la aprobación de la modificación de la FPO, deberá ajustar la garantía, obtener su aprobación y entregar la nueva curva S, en el plazo previsto en el artículo 28. Si no se cumple con este plazo quedará sin efecto la modificación de la FPO.

El cambio de la FPO se registrará en el sistema de información de la ventanilla única para que sea de conocimiento público y, a la vez, se enviará una alerta al interesado y al respectivo transportador.

PARÁGRAFO. Es responsabilidad de los interesados mantener vigente en todo momento la cobertura del proyecto, para lo cual deberá actualizar la garantía próxima a vencer por lo menos 15 días hábiles antes de finalizar su vigencia. El no hacerlo se convierte en una causal de ejecución de la garantía de reserva de capacidad.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 17) (Fuente: R CREG 212/21, art. 2)

ARTÍCULO 3.4.2.16. CESIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE PROYECTOS CLASE 1. La capacidad de transporte asignada solo se podrá ceder a otro proyecto siempre y cuando los dos proyectos (i) no hayan entrado en operación, (ii) se conecten en el mismo punto de conexión, (iii) la capacidad de transporte de ambos proyectos haya sido asignada al mismo interesado, y (iv) utilicen el mismo recurso primario de generación, o el proyecto que va a aumentar la capacidad asignada utilice un recurso que ocasione menor costo variable al sistema.

Toda cesión de capacidad de transporte debe ser autorizada por el responsable de la asignación de la misma. Para esto, el interesado deberá presentar un estudio de conexión al responsable de la asignación al momento de solicitar la autorización de la cesión, en los términos establecidos en esta resolución.

En todo caso, no se podrá utilizar el mecanismo de cesión para conectar proyectos cuya suma de capacidades de transporte supere la suma de las capacidades asignadas antes de la cesión.

PARÁGRAFO 1. Para la cesión de capacidad de transporte, los proyectos no se pueden encontrar en incumplimiento, esto es, deben estar al día con los hitos contenidos en sus respectivas curvas S.

PARÁGRAFO 2. Las obligaciones adquiridas por cada proyecto mediante los mecanismos dispuestos por el Gobierno Nacional, por el Ministerio de Minas y Energía o por la CREG, tanto del cesionario como del cedente, no serán cedidas o transferidas como consecuencia de lo dispuesto en este artículo, a menos que esto sea permitido a través de los mismos mecanismos.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 18)

ARTÍCULO 3.4.2.17. OPCIÓN PARA PROYECTOS QUE REQUIEREN CAPACIDAD MAYOR A LA DISPONIBLE. Para efectos de asignar capacidad de transporte a nuevos proyectos de conexión de generación en el STN o el STR, se podrá permitir la conexión de proyectos cuya suma de capacidades supere la capacidad permanentemente disponible en el punto de conexión para diferentes escenarios de demanda, cuando se prevea que es baja la probabilidad de que todos los generadores del área entreguen su máxima potencia al mismo tiempo. El responsable de la asignación de capacidad de transporte definirá la forma en la que aplicará esta opción, y la mantendrá publicada en la ventanilla única, para conocimiento de los interesados en utilizarla. Las condiciones particulares que deberán tenerse en cuenta durante la operación de estos proyectos serán indicadas en el concepto de conexión, que estará condicionado al cumplimiento de las mismas.

Los interesados que quieran solicitar asignación de capacidad de transporte mediante esta opción deberán manifestarlo expresamente en la solicitud de asignación de capacidad de transporte, y presentar en su estudio de conexión la disponibilidad esperada del recurso primario que utilizará el proyecto. En todo caso, se entenderá que, por el hecho de acogerse a esta opción, el interesado acepta que durante la operación tendrá mayor prioridad el transporte de energía para generación o demanda que haya sido conectada en el sistema antes que su proyecto y, por tanto, bajo estas circunstancias, el despacho de su planta podrá ser limitado en cualquier momento para cumplir las condiciones con que se le asignó la capacidad de transporte. Igualmente, el interesado acepta asumir los costos de los equipos requeridos para limitar el despacho de su planta cuando sea necesario.

Con este propósito, dentro de los cuatro (4) meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución, el Centro Nacional de Despacho, CND, presentará para consideración del Consejo Nacional de Operación, CNO, una propuesta de requerimientos para la operación de este tipo de proyectos, con el fin de que este último emita un acuerdo que defina el procedimiento para su autorización. Dicho acuerdo deberá ser emitido en un plazo máximo de dos (2) meses contados a partir de fecha de recibo de la propuesta del CND.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 19)

ARTÍCULO 3.4.2.18. REGISTRO DE POTENCIA ANTE EL SISTEMA DE INTERCAMBIOS COMERCIALES. A partir de la fecha de puesta en servicio de la conexión, todo generador que se conecte al STN, STR o SDL sólo podrá registrar ante el Sistema de Intercambios Comerciales, SIC, una capacidad efectiva de generación igual o menor a la capacidad de transporte asignada en el concepto de conexión.

Para este efecto, el ASIC deberá consultar en la ventanilla única la capacidad de transporte asignada al generador y si en el concepto de conexión se establece alguna condición para la entrega al sistema de esa capacidad.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 20)

ARTÍCULO 3.4.2.19. CONEXIÓN PROFUNDA. Si en un proyecto clase 1 que se va a conectar al STN, el costo para la expansión del sistema requerido por su conexión es superior al beneficio que genera, la UPME podrá condicionar la aprobación de la asignación de capacidad de transporte a que el interesado acepte asumir el porcentaje del costo de los activos de uso requeridos por el proyecto que permite que la relación entre el beneficio y el costo sea igual o mayor a 1,2.

La aplicación de la disposición contenida en este artículo no exceptúa al interesado de cumplir las demás disposiciones contenidas en esta resolución para la asignación de capacidad de transporte.

En resolución aparte se definirá la forma como el interesado debe asumir la parte del costo de la expansión del STN que le corresponde para cumplir con lo establecido en este artículo.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 21)

ARTÍCULO 3.4.2.20. RETIRO TEMPORAL DE GENERADORES. Cuando un generador retire temporalmente del mercado mayorista una o más unidades o plantas de generación, podrá mantener la capacidad de transporte asignada hasta por un año después de la fecha de retiro efectivo, siempre y cuando haya entregado al ASIC, un (1) mes antes de la fecha prevista para el retiro, la garantía de que trata el artículo 24.

Si transcurrido un año, contado desde la fecha de retiro efectivo, el generador no reingresa al mercado mayorista las plantas retiradas, se liberará la capacidad de transporte asignada a estas plantas, y la UPME podrá tenerla en cuenta para asignar capacidad de transporte a nuevas solicitudes.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 22)

ARTÍCULO 3.4.2.21. RENOVACIÓN DE INSTALACIONES DE GENERACIÓN. Un generador interesado en renovar sus instalaciones de generación en operación, ya sea para utilizar un recurso primario más eficiente o para mejorar la tecnología utilizada, sin que implique aumento de capacidad, deberá presentar a la UPME una solicitud para hacer este cambio, para efectos de mantener la capacidad de transporte asignada. Esta solicitud debe presentarse al menos con un año de anticipación a la fecha estimada para iniciar las obras de renovación.

En la solicitud se deberá adjuntar una justificación sobre la fecha propuesta de desconexión de la planta, si se requiere, y de la fecha de puesta en operación, FPO, de las nuevas instalaciones, la cual no debe superar treinta (30) meses contados a partir de la fecha estimada de inicio de la renovación. En dicha solicitud se deberán incluir las características de la tecnología actual, la propuesta de modificación tecnológica y las justificaciones de dicho cambio.

La UPME evaluará la solicitud y le informará al interesado si tiene alguna objeción, o proferirá su concepto de no objeción, en el cual precisará la FPO de las nuevas instalaciones.

Después de recibida la respuesta positiva a su solicitud y, a más tardar un (1) mes antes del inicio de las obras de renovación, el generador deberá informar a la UPME, a través de la ventanilla única, que se compromete a construir y poner en operación las nuevas instalaciones del proyecto a más tardar en la FPO establecida, y entregará los siguientes documentos:

a) Copia de la aprobación, por parte del ASIC, de la garantía de que trata el artículo 24. Para determinar el monto de la cobertura de esta garantía se tendrá en cuenta la capacidad de generación a modificar.

b) La curva S de construcción de las nuevas obras del proyecto con las fechas de los hitos señalados en el artículo 29.

Vencido el anterior plazo, la UPME verificará el cumplimiento de los citados requisitos y, en caso de encontrarlos cumplidos, se entenderá que el interesado ha aceptado hacer la modificación en el plazo previsto y se iniciará el desarrollo y seguimiento del proyecto, de acuerdo con lo establecido en esta resolución. Si el interesado no entrega los documentos en el plazo previsto, se entenderá que ha desistido de hacer la renovación.

Si en la fecha establecida de puesta en operación de las nuevas instalaciones el generador no reingresa al mercado la capacidad de generación renovada, se ejecutará la garantía para reserva de capacidad, y se liberará la capacidad de transporte asignada a estas plantas, y la UPME la podrá tener en cuenta para asignarla a nuevas solicitudes.

En todo caso, el generador que con el proyecto a renovar tenga obligaciones adquiridas mediante los mecanismos dispuestos por el Gobierno Nacional, por el Ministerio de Minas y Energía o por la CREG, no podrá modificarlas con ocasión de la ejecución de las obras de renovación, excepto en los casos previstos en las normas que regulan estos mecanismos.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 23)

Seguimiento y cumplimiento de proyectos clase 1

ARTÍCULO 3.4.3.1. PLAZO Y DOCUMENTOS PARA ACEPTAR LA ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE. El interesado que presente una solicitud de conexión de un proyecto clase 1 tendrá un plazo de dos (2) meses, contados a partir de la fecha de emisión del concepto de conexión, para informar a la UPME a través de la ventanilla única que acepta la capacidad de transporte asignada al proyecto en los términos establecidos en el concepto de conexión, y se compromete a construirlo y ponerlo en operación a más tardar en la fecha establecida.

Junto con esta aceptación, se deberán entregar a través de la ventanilla los siguientes documentos:

a) Copia de la aprobación, por parte del ASIC, de la garantía de que trata el artículo 24.

b) La curva S de construcción del proyecto con las fechas de los hitos señalados en el artículo 29.

Vencido el anterior plazo, la UPME verificará el cumplimiento de los citados requisitos y, en caso de encontrarlos cumplidos, se entenderá que el interesado ha aceptado la capacidad de transporte asignada, y se iniciará el desarrollo y seguimiento del proyecto asociado al concepto de conexión, de acuerdo con lo establecido en esta resolución.

Si el interesado no entrega los documentos arriba mencionados, en el plazo previsto en este artículo, se entenderá que ha desistido de la solicitud, y la UPME liberará la capacidad asignada en el concepto de conexión.

PARÁGRAFO. El plazo previsto en el primer inciso de este artículo será de cuatro (4) meses para los conceptos que emita la UPME durante el año 2021.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 28)

ARTÍCULO 3.4.3.2. HITOS DE LA CURVA S. En la curva S que entregue el interesado se deben identificar las fechas en las que se van a cumplir los siguientes hitos, sin que necesariamente sucedan en el orden mostrado aquí:

a) Obtención del derecho al uso de los terrenos para el proyecto.

b) Consultas previas.

c) Permisos y licencia ambiental del proyecto (aprobación DAA y EIA).

d) Orden de compra de los equipos del proyecto.

e) Permisos y licencias para activos de conexión.

f) Identificación de avance del 50% del proyecto.

Si por el estado de avance del proyecto, o por el tipo de proyecto, no se requiere uno o varios de los hitos señalados, se deberá entregar la respectiva justificación.

Para que en la curva S se pueda identificar un avance del 50% de un proyecto, debe tenerse como cumplidos, entre otros, el hito del literal d) y tener construido, por lo menos, el 50% de la obra civil. Además, el hito del 50% no podrá ocurrir después de las dos terceras partes del tiempo que hay entre la fecha de entrega de la curva S y la fecha de puesta en operación del proyecto, FPO. Si por alguna circunstancia particular de un proyecto no se puede cumplir con esta última condición, deberá entregarse la respectiva justificación. En este caso, la UPME enviará los documentos a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para que evalúe la justificación dada por el interesado con base en lo dispuesto en la Resolución CREG 080 de 2019.

La primera curva S que entregue el interesado se denominará "curva S de referencia". Cuando, de acuerdo con el artículo 16, se modifique la fecha de puesta en operación del proyecto, se permitirá ajustar la curva S, y esta será la nueva curva S de referencia.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 29)

ARTÍCULO 3.4.3.3. INFORMES DE SEGUIMIENTO. Cada vez que se cumpla una fecha para completar uno de los hitos mencionados en el artículo 29, y cada vez que transcurran seis (6) meses desde el último hito que debió ser completado, el interesado deberá entregar un informe sobre el estado de avance del proyecto, donde se incluya la comparación del mismo con la "curva S de referencia", y las explicaciones respectivas acerca de las diferencias.

Si para la supervisión de la construcción del proyecto que se va a conectar se cuenta con una firma de interventoría, esta deberá ser la encargada de elaborar el respectivo informe. Si no se cuenta con dicha firma, el representante legal del interesado deberá suscribir el informe a entregar.

El informe deberá entregarse a través de la ventanilla única dentro de los treinta días calendario siguientes al evento que lo origine, tal como se describe en el primer inciso de este artículo.

PARÁGRAFO. La información puntual sobre el avance en la ejecución de los proyectos, obtenida a partir de los informes definidos en este artículo y de cualquier otra información disponible, será puesta a conocimiento del público por parte de la UPME, a través de la ventanilla única.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 30)

ARTÍCULO 3.4.3.4. CONTRATO DE CONEXIÓN. El transportador responsable de los activos del sistema a donde se conectará el proyecto clase 1 y el interesado deberán suscribir un contrato de conexión que cumpla con los requisitos establecidos en el Código de Conexión, que hace parte del Código de Redes adoptado con la Resolución CREG 025 de 1995, o aquella que la modifique o sustituya.

En este contrato se deben precisar, entre otros:

a) La subestación y nivel de tensión del barraje donde se va a conectar.

b) La fecha de conexión al sistema y condiciones de esa conexión, indicando si se trata de pruebas, y la capacidad a conectar en esa fecha.

c) Los terrenos a utilizar, si los hay, de la subestación existente.

d) Que el contrato se liquidará o se terminará cuando se libere la capacidad de transporte asignada, de acuerdo con lo previsto en esta resolución.

Para suscribir el contrato, las partes tendrán un plazo de cuatro (4) meses, contado a partir de la fecha de emisión del concepto de conexión, y podrán incluir las garantías y los demás compromisos que acuerden entre ellas. En los casos en los que se requiere expansión de redes, y esta expansión se realiza mediante convocatorias, el plazo para la firma de los contratos de conexión se fijará en los documentos de selección del inversionista. Si, de acuerdo con la regulación vigente, la expansión de la red la puede hacer un transportador existente, el plazo se contará a partir de la fecha en la que la UPME le confirme la ejecución de esa expansión al transportador que haya manifestado interés en construirla.

La entrega se entenderá cumplida en la fecha en la que el interesado cargue en la ventanilla única una copia del contrato, indicando que el contrato contiene lo previsto en el literal d) y el mecanismo o la alternativa del parágrafo 1 de este artículo.

Si transcurre el plazo anterior y subsisten diferencias entre las partes que no permitan llegar a un acuerdo para firmar el contrato de conexión, se deberá recurrir a un mecanismo de solución de diferencias, y las partes quedan obligadas a aceptar y cumplir con las conclusiones del mismo. En resolución aparte se definirán las características de este mecanismo, el encargado de dirimir las diferencias, el nuevo plazo para la firma del contrato, y cuál de las partes asumirá los costos incurridos.

PARÁGRAFO 1. Si la nueva conexión de un generador es en un sistema de distribución, y esta conexión ocasiona pérdidas diferentes a las utilizadas en la liquidación que hace el ASIC al comercializador incumbente, asociado al OR que atiende el mercado de comercialización donde se presenta esta nueva conexión, las partes deben incluir en el contrato de conexión el compromiso de revisar cada seis (6) meses los efectos financieros ocasionados por esta situación, y se acordará un mecanismo para el pago al comercializador incumbente de los perjuicios causados por la nueva conexión o, si el efecto resulta en sentido contrario, la forma como este comercializador procederá a compensar los beneficios que puedan resultar de la conexión.

PARÁGRAFO 2. Si, transcurrido el plazo previsto para la firma del contrato de conexión, no se ha cumplido con este requisito, las partes deberán enviar sendos informes a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, donde se entreguen las razones justificadas por las cuales no se suscribió el contrato. Con la información recibida, la SSPD decidirá si hay lugar a iniciar una investigación a alguna de las partes de la negociación del contrato.

PARÁGRAFO 3. Durante los dos (2) meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, los transportadores entregarán al CNO y al Comité Asesor de Comercialización, CAC, la minuta correspondiente a proyectos clase 1 que utilizan para suscribir contratos de conexión con los interesados en conectarse a los sistemas de los cuales son responsables.

Dentro de los tres (3) meses posteriores al anterior plazo, el CNO y el CAC elaborarán y propondrán a la CREG una minuta o, si se considera conveniente, varias minutas, que permitan uniformizar los requisitos exigidos en los contratos de conexión, las cuales serán adoptadas por el Comité de Expertos de la CREG y publicadas mediante circular. La UPME publicará estas minutas en la ventanilla única.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 31)

ARTÍCULO 3.4.3.5. AJUSTES POR INCUMPLIMIENTO DE LA CURVA S. Cuando se evidencie el incumplimiento de alguna de las fechas establecidas para los hitos descritos en el artículo 29, identificados en la curva S de referencia de un proyecto clase 1, se procederá de la siguiente forma:

a) Cuando se incumpla por primera vez un hito de la curva S, el interesado deberá actualizar el valor de cobertura de la garantía para reserva de capacidad, multiplicando por dos (2) el monto garantizado al momento del incumplimiento.

b) Cuando se dé un segundo incumplimiento, el interesado deberá actualizar el valor de cobertura de la garantía para reserva de capacidad multiplicando por dos (2) el monto garantizado al momento de evidenciar este incumplimiento.

c) Si se llega a un tercer incumplimiento, se procederá a la ejecución de la garantía para reserva de capacidad, y se aplicará lo previsto en el artículo 33 en cuanto a la liberación de la capacidad de transporte asignada.

Si, para los casos mencionados en los literales a) y b), en el siguiente informe a entregar, no se demuestra que el hito incumplido ya se completó, se entenderá que se presenta un nuevo incumplimiento.

El incumplimiento de cada hito se cuenta por separado, así coincidan en el tiempo.

La UPME, a través de la ventanilla única, y en el término que ella defina, deberá informar al ASIC cuando se presente algún incumplimiento, indicando si se trata del primero, el segundo, o si hay más de dos.

El interesado tiene un plazo de quince (15) días hábiles, contados a partir de la fecha en la que la UPME informe de la situación, para entregar al ASIC la garantía con la actualización del valor de la cobertura en los términos previstos en este artículo.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 32)

ARTÍCULO 3.4.3.6. LIBERACIÓN DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE. La capacidad de transporte asignada a un proyecto clase 1 en el concepto de conexión se liberará cuando ocurra al menos uno de los siguientes casos:

a) Cuando en los informes de seguimiento se concluya que el proyecto no puede ser ejecutado.

b) El interesado no cumplió oportunamente las obligaciones establecidas en el último inciso del parágrafo del artículo 24, en el artículo 28 o en el artículo 52.

c) El interesado no prorrogó la garantía de reserva de capacidad, o no actualizó el valor de la cobertura, en los términos establecidos en esta resolución.

d) Se llega a un tercer incumplimiento de acuerdo con lo previsto en el artículo 32.

Si se presenta al menos uno de los anteriores casos se liberará la capacidad de transporte asignada al proyecto, a no ser que se trate de proyectos de generación con obligaciones asignadas a través de los mecanismos dispuestos por el Gobierno Nacional, el Ministerio de Minas y Energía o la CREG, o que, de acuerdo con la ponderación de las actividades descritas en la curva S que ya estén ejecutadas y con base en los informes de seguimiento, se determine que el avance del proyecto supera el 60%; casos en los cuales se mantendrá la capacidad de transporte asignada. Esta excepción no aplica cuando se trate del incumplimiento de lo previsto en el último inciso del parágrafo del artículo 24.

Si después de la ejecución parcial de la garantía, prevista en el artículo 25, el interesado manifiesta su intención de continuar con la ejecución del proyecto deberá, dentro del mes siguiente, actualizar la vigencia de la garantía, multiplicar por dos (2) el valor restante de la cobertura y, además, deberá poner en operación el proyecto en la fecha prevista, o en la modificada de acuerdo con lo establecido en esta resolución. Si se alcanza esta fecha sin que el proyecto haya entrado en operación, se ejecutará la garantía.

PARÁGRAFO 1. También se liberará la capacidad de transporte cuando se presente la situación prevista en el segundo inciso del artículo 22, o la planta no reingresa de acuerdo con lo previsto en el artículo 23.

PARÁGRAFO 2. El interesado cuyo proyecto pierda la capacidad de transporte asignada podrá solicitarla nuevamente para el mismo proyecto, conforme a los procedimientos establecidos en esta resolución, solo después de que hayan transcurrido doce (12) meses desde la liberación de dicha capacidad.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 33) (Fuente: R CREG 212/21, art. 3)

Conexiones temporales de generadores

ARTÍCULO 3.4.4.1. CONDICIONES PARA CONEXIONES TEMPORALES DE GENERADORES. Los generadores tienen la posibilidad de tener acceso a conexiones temporales en los siguientes casos:

a) Proyectos de generación con capacidad de transporte asignada, que no pueden entrar a operar continuamente con toda la capacidad asignada en el punto de conexión aprobado, por atrasos en las obras de transporte requeridas. En este caso, la UPME evaluará la factibilidad de dar concepto favorable para que la planta se conecte y opere con las condiciones que se le establezcan de manera temporal, hasta que entren en operación las obras de transporte requeridas.

b) Cuando en un punto de conexión al SIN existe capacidad disponible, mientras se conecta un generador que tiene previamente asignada capacidad de transporte en el mismo punto de conexión, y haya proyectos de generación existentes que estén interesados en usar esa capacidad temporalmente. En este caso, la UPME evaluará la factibilidad de dar concepto favorable para asignar la capacidad temporalmente disponible.

La conexión temporal se mantendrá hasta que el generador con capacidad de transporte previamente asignada requiera conectarse al sistema. Para ello, este generador enviará a la UPME y al ASIC un aviso donde manifieste la fecha en la que requiere conectarse, con una antelación de tres (3) meses.

En caso de que exista más de un interesado en la conexión temporal, se dará prioridad a los proyectos de generación que tengan obligaciones adquiridas con el mercado, de acuerdo con los mecanismos establecidos por el Gobierno Nacional, por el Ministerio de Minas y Energía o por la CREG. La UPME podrá definir criterios adicionales para priorizar los proyectos, para lo cual deberá publicarlos antes de iniciar su aplicación.

Si a partir de los informes de seguimiento se determina que no entrará en operación el proyecto del generador que tiene previamente asignada capacidad de transporte en el punto de conexión, la UPME cambiará el concepto de conexión temporal por uno definitivo, si así lo solicita el interesado, siempre y cuando continúen siendo para el mismo proyecto y la misma capacidad asignada establecidos en el concepto de conexión temporal. Si el generador que tiene asignada la capacidad temporal quiere hacer cambios a estas condiciones, deberá cumplir con lo previsto en esta resolución para la solicitud y asignación de la capacidad de transporte.

Para los dos casos anteriores, la UPME definirá los plazos de duración de la conexión temporal y la capacidad máxima que la planta de generación pueda entregar dependiendo de las condiciones del sistema. En el segundo caso, el generador con conexión temporal podrá, tres (3) meses antes de la finalización del plazo definido para su conexión, solicitar a la UPME prórroga de este plazo, mientras el generador con la capacidad de transporte asignada no manifieste su intención de conectarse.

Con el propósito de definir los mecanismos o esquemas operativos requeridos para garantizar que no se supere la capacidad temporal autorizada y que, en todo momento, se cumplan los criterios de calidad, seguridad y confiabilidad en la operación del SIN, dentro de los tres (3) meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución, el CND presentará para consideración del CNO una propuesta de requerimientos para la operación de este tipo de proyectos, con el fin de que este último emita un acuerdo que defina el procedimiento para su autorización. Dicho acuerdo deberá ser emitido en un plazo máximo de dos (2) meses contados a partir de fecha de recibo de la propuesta del CND.

Si se requiere, el CNO procederá a ajustar los acuerdos relacionados con requisitos para la conexión de proyectos al SIN, cuando sea necesario definir condiciones diferentes para aquellos proyectos que inicien operación sin tener disponible el total de la capacidad asignada en el sistema de transporte.

Los casos descritos y las condiciones temporales que se aprueben no modifican las obligaciones que un proyecto de generación tenga con el sistema.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 34)

ARTÍCULO 3.4.4.2. ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE. El generador interesado en obtener un concepto de conexión temporal relacionado con los casos mencionados en el artículo 34, deberá presentar a la UPME, a través de la ventanilla única, los estudios que soportan la factibilidad técnica de la conexión temporal.

Una vez reciba la solicitud, la UPME le informará al transportador para que acceda a los documentos de la solicitud y entregue sus comentarios a la UPME en un plazo de veinte (20) días hábiles.

Si el transportador no entrega sus comentarios o aclaraciones en los plazos previstos, se entenderá que está de acuerdo con los resultados y recomendaciones de los estudios presentados por el generador.

La UPME procederá a realizar el análisis correspondiente y emitirá su concepto, en un plazo de cuarenta y cinco (45) días calendario contados a partir de la recepción de la solicitud. Una vez emitido el concepto favorable de la UPME, el transportador deberá llevar a cabo las gestiones necesarias para permitir la conexión del generador al sistema en las condiciones y fechas aprobadas por la UPME.

El transportador deberá permitir la conexión temporal de estos generadores y se suscribirá un contrato de conexión, especificando el término de la conexión, de acuerdo con lo previsto en el artículo 31, en un plazo de dos (2) meses, contados a partir de la fecha de emisión del concepto de la UPME.

PARÁGRAFO. Al transportador que, a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, tenga solicitudes de conexión de generación para utilizar capacidad temporalmente disponible, se le fija un plazo máximo para emitir la viabilidad técnica de la conexión. El plazo, contado a partir de la fecha citada, es equivalente al mayor entre: i) diez (10) días calendario, o ii) el resultado de restarle a sesenta (60) el número de días calendario que hayan transcurrido desde que se recibió la solicitud donde se incluyó la viabilidad técnica. Si no lo hace en este plazo, se entenderá que el transportador está de acuerdo con los resultados del estudio y la UPME podrá emitir su concepto.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 35)

ARTÍCULO 3.4.4.3. REGISTRO TEMPORAL DE FRONTERAS Y RETIRO POSTERIOR. Para la conexión temporal, el generador podrá solicitar al ASIC el registro temporal de fronteras de generación, informando que se trata de una conexión temporal y su duración, sin necesidad de contar con el contrato de conexión suscrito.

El ASIC procederá a cancelar la frontera una vez finalizado el plazo de la conexión temporal, y no se requerirá de solicitud de cancelación por parte del agente que representa la frontera.

Para la finalización de las conexiones temporales de generadores no se exigirá dar aviso para el retiro del proyecto de generación con la antelación prevista en el literal c) del numeral 1 del artículo 16 de la Resolución CREG 071 de 2006, o aquella que la modifique, adicione o sustituya, a menos que el interesado quiera retirarse con anterioridad al plazo aprobado para la conexión temporal. El generador, al momento del registro de la frontera de generación, deberá informar al CND y al ASIC la fecha prevista para el retiro de la planta.

Cuando se deba modificar la fecha de finalización de la conexión temporal, el generador que cuenta con este tipo conexión, con base en el aviso mencionado en el literal b) del artículo 34, informará al ASIC la fecha de finalización de la conexión temporal con por lo menos dos (2) meses de anticipación.

A los generadores conectados de forma temporal, al momento del retiro de las plantas, no les aplicará lo dispuesto en el literal a) del numeral 1 del artículo 16 de la Resolución CREG 071 de 2006, o aquella que la modifique, adicione o sustituya, en cuanto a la posibilidad de conservar la capacidad de transporte asignada.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 36)

Ventanilla única

ARTÍCULO 3.4.5.1. VENTANILLA ÚNICA. La UPME implementará y gestionará un sistema de ventanilla única mediante el cual se tramitará la radicación, estudio, aprobación y seguimiento de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte de los proyectos clase 1 en el SIN.

La ventanilla única contará con un portal electrónico o sitio web integrado al portal electrónico de la UPME, a través del cual se realizarán las siguientes actividades, entre otras:

a) Registro y publicación de las características y estado de avance de los proyectos que se conectarán al SIN. En el estado de avance deberán poderse verificar las actividades surtidas en cada una de las etapas del proceso.

b) Recepción de solicitudes de asignación de capacidad de transporte y sus respectivos documentos soporte.

c) Intercambio de documentos e información entre el interesado y los responsables de la asignación.

d) Recepción de documentos asociados a la ejecución del proyecto.

e) Recepción y publicación de la capacidad de transporte disponible en las áreas del SIN que defina la UPME.

f) Publicación de otra información relevante.

Las publicaciones a las que se refieren los literales a) y e) anteriores se harán en formatos gráficos que faciliten la lectura y comprensión de información para los usuarios de la ventanilla única.

Con respecto a los proyectos clase 2, la ventanilla única tendrá un vínculo o enlace que redireccionará a los usuarios a los sitios web dispuestos por los OR para gestionar estas conexiones. Complementariamente, la ventanilla única recibirá y publicará la siguiente información suministrada por los OR, entre otras:

g) Registro y publicación de un resumen mensual con la siguiente información agregada: número de solicitudes de conexión, capacidad solicitada y capacidad aprobada, por subestación.

h) Registro y publicación de la capacidad disponible en cada subestación del OR.

i) Otra información relevante.

Como parte de los servicios asociados a la recepción y aprobación de solicitudes de asignación de capacidad de transporte, le corresponde a la UPME establecer los protocolos de comunicación, de intercambio de información y de registro de usuarios y actividades necesarios para la revisión y evaluación de dichas solicitudes. La información asociada a estos protocolos deberá ser tratada de conformidad con la Ley 1712 de 2014, o aquella que la modifique o sustituya.

En la ventanilla única, la UPME publicará información acerca de la normatividad vigente en materia de aprobación de solicitudes de asignación de capacidad de transporte, así como los procedimientos y costos asociados al estudio de solicitudes. Además, incluirá material explicativo que facilite la comprensión de los procedimientos descritos en esta resolución.

También se deberá publicar en la ventanilla única la información sobre el estado de avance de los proyectos de expansión del STN y del STR, tanto los que se desarrollan a través de procesos de selección, como los ejecutados directamente por los transportadores, incluyendo el mes estimado para la puesta en operación. Con este propósito, la UPME definirá la forma y los plazos en los que recauda esta información.

PARÁGRAFO 1. De conformidad con el artículo 15 del Decreto 2106 de 2019, el portal electrónico o sitio web de la ventanilla única también se podrá acceder a través del Portal Único del Estado colombiano.

PARÁGRAFO 2. Los requisitos, actividades e interacciones que desarrollen en la ventanilla única los interesados en proyectos relacionados con la Resolución CREG 030 de 2018, o las que la modifiquen, adicionen o sustituyan, serán definidos en resolución aparte.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 37)

ARTÍCULO 3.4.5.2. USUARIOS DE LA VENTANILLA ÚNICA. Serán usuarios de los servicios que provea la ventanilla única, al menos los siguientes:

a) Interesados en conectarse al SIN.

b) Transportadores.

c) Solicitantes de conexión de proyectos relacionados con las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 030 de 2018, o en aquella que la modifique, adicione o sustituya.

d) Entidades y autoridades relacionadas con la aplicación de las disposiciones establecidas en esta resolución.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 38)

ARTÍCULO 3.4.5.3. SISTEMA DE INFORMACIÓN DE LA VENTANILLA ÚNICA. En el sistema de información que soporte el servicio de la ventanilla única y las actividades que se realicen en ella, se consignará la información a reportar por parte de los transportadores, así como toda la relacionada con las solicitudes de asignación, su respaldo, sus procesos de seguimiento y respectivas aprobaciones, entre otras, que se consideren pertinentes.

Las características tecnológicas y operativas de este sistema de información cumplirán al menos los siguientes criterios, y aquellos adicionales que establezca la UPME:

a) Funcional. El sistema de información debe adoptarse conforme a las mejores prácticas del sector, facilitar el intercambio de información, promover la toma de decisiones informadas, y ser costo-efectivo.

b) Confiable. El sistema de información debe mantener altos estándares de disponibilidad y respaldo. Así mismo, el sistema deberá mantenerse libre de errores.

c) Seguro. El sistema de información debe establecer altos estándares en gestión de seguridad de la información.

d) Flexible. Las aplicaciones del sistema de información deben poder adaptarse conforme a la atención de las necesidades de información del sector.

Así mismo, la UPME establecerá los formatos y protocolos de información que considere pertinentes para la revisión y evaluación de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte, así como para el intercambio de información con los transportadores.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 39)

ARTÍCULO 3.4.5.4. PERÍODO DE IMPLEMENTACIÓN DE LA VENTANILLA ÚNICA. La UPME deberá poner en funcionamiento la ventanilla única en un plazo no mayor a doce meses, contados a partir de la fecha de entrada en vigencia de esta resolución.

Mientras entra en funcionamiento la ventanilla, la UPME definirá los formatos y procedimientos que requiera para la plicación de lo previsto en esta resolución.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 40)

Asignación de capacidad de transporte de proyectos clase 2

ARTÍCULO 3.4.6.1. RESPONSABLE DE LA ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE. El operador de red, OR, del mercado de comercialización al que pertenecen los activos para los que se solicita la asignación de capacidad de transporte, será el responsable de recibir y aprobar las solicitudes de los proyectos clase 2 con base en las disposiciones establecidas en la presente resolución.

A más tardar el 31 de diciembre de 2021, los OR deberán disponer de un sistema de información digital en el que se encuentre toda la información necesaria para la asignación de capacidad de transporte a los proyectos clase 2, incluyendo la documentación, procedimientos y reglas relacionadas con las diferentes etapas del proceso. A este sistema se podrá acceder a través del sitio web del OR, y deberá permitir la consulta pública del listado de la información recibida por el responsable de la asignación para los análisis de factibilidad, el estado de avance en las diferentes etapas del proyecto, así como las razones por las cuales una etapa no pudo ser superada de manera satisfactoria.

Las reglas y especificaciones técnicas que sean exigidas por el OR para las instalaciones que van a ser conectadas a su sistema deberán estar publicadas en el sistema de información mencionado. Estas reglas y especificaciones técnicas serán las únicas que podrán ser exigidas durante la etapa de recibo técnico de la instalación y, por tanto, no podrá exigirse el cumplimiento de ninguna regla o especificación que no se encuentre allí publicada.

PARÁGRAFO. Conforme a los protocolos de comunicación y de intercambio de información que establezca la UPME para la ventanilla única, el OR deberá permitir la conexión y el acceso al sistema de información a que hace referencia el presente artículo a través de la ventanilla única.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 41)

ARTÍCULO 3.4.6.2. SOLICITUD DE ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE. La asignación de capacidad de transporte para proyectos clase 2 deberá ser solicitada al responsable de la asignación con base en los formatos y requisitos que para tal fin establezca el Comité de Expertos de la CREG, mediante circular. Como parte de estos requisitos se definirán las características de los proyectos que, adicional a la solicitud, deberán pedir el análisis de la factibilidad del servicio.

El interesado en la conexión de un proyecto clase 2 podrá solicitar la asignación de capacidad de transporte directamente, a través de un comercializador, o a través de un tercero. El responsable de la asignación deberá estudiar la solicitud sin perjuicio de quien la presente. Cuando el interesado no haga la solicitud directamente, el solicitante deberá acreditar que representa al interesado, mediante comunicación suscrita por este. En el texto de este capítulo, cuando se haga referencia al interesado, se deberá entender que corresponde al interesado o a quien lo represente.

PARÁGRAFO. La representación del interesado por parte de un comercializador o un tercero no implicará la celebración de un contrato de prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 42)

ARTÍCULO 3.4.6.3. SOLICITUD DE FACTIBILIDAD DEL SERVICIO. Para los proyectos clase 2 en los que se requiera el análisis de la factibilidad del servicio, el responsable de la asignación deberá verificar el cumplimiento de los criterios técnicos definidos en la Resolución CREG 070 de 1998, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

El formato de solicitud de factibilidad de servicio y la información que deberá ser suministrada, según el tipo de proyecto, serán definidos por el Comité de Expertos de la CREG y publicados mediante circular. El interesado deberá radicar la solicitud de factibilidad a través de los canales que el responsable de la asignación de capacidad de transporte disponga para ello. Una vez radicada la solicitud, deberá suministrarse al interesado el número de radicación para permitir su seguimiento.

El responsable de la asignación tendrá un plazo máximo de siete (7) días hábiles, contados a partir de la fecha de radicación de la solicitud de factibilidad del servicio, para comunicarle formalmente al interesado los resultados del estudio de dicha solicitud y las condiciones particulares requeridas para la conexión del proyecto, con independencia del nivel de tensión para el que se haya hecho.

Si el servicio es factible, el responsable de la asignación tendrá la obligación de ofrecer al interesado un punto de conexión y garantizar el libre acceso a la red. La respuesta estará vigente, sin condicionamiento alguno, por un término de seis (6) meses contados a partir de la fecha en que esta haya sido comunicada, lo cual deberá ser informado por el responsable de la asignación al interesado. No obstante lo anterior, el responsable de la asignación podrá manifestar su disposición a mantener vigente la factibilidad por un plazo mayor al indicado.

El responsable de la asignación podrá definir un nivel de tensión de conexión diferente al solicitado cuando existan razones técnicas y de confiabilidad del sistema debidamente sustentadas. En este caso, el responsable de la asignación deberá dar respuesta justificando las razones de su decisión.

Con base en la factibilidad del servicio entregada por el responsable de la asignación, el interesado podrá realizar el diseño de su instalación.

Cuando además de la construcción de la acometida, la conexión requiera la construcción de activos de uso general, el OR será responsable por el diseño de tales redes.

Si el servicio no es factible, el responsable de la asignación deberá dar respuesta, junto con las razones de su decisión, dentro del plazo establecido para comunicar al interesado el resultado del estudio de la solicitud.

A través de los canales que disponga el responsable de la asignación, el interesado podrá hacer observaciones acerca del resultado del estudio de factibilidad del servicio, o hacer preguntas y observaciones sobre las razones por las cuales se indicó que el servicio no es factible o debe realizarse en otro nivel de tensión. Estas observaciones y preguntas deberán hacerse dentro de los treinta (30) días calendario siguientes, contados a partir de que se le haya entregado el resultado de la factibilidad. El responsable de la asignación deberá dar respuesta a estas observaciones dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la radicación de las observaciones del interesado.

En ningún caso el estudio de la solicitud de factibilidad del servicio podrá ser objeto de cobro al interesado.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 43)

ARTÍCULO 3.4.6.4. ESTUDIO O DISEÑO DEL PROYECTO. Para la asignación de capacidad de transporte a un proyecto clase 2 podrá requerirse para aprobación la entrega de un estudio y/o diseño del proyecto, dependiendo de sus características. Para esto, el Comité de Expertos de la CREG publicará mediante circular las características de los proyectos que requieren la presentación de estos estudios o diseños, así como el contenido que deben tener. Sobre esto, el CNO deberá presentar una propuesta a la CREG, en un plazo máximo de dos (2) meses contados a partir de la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, la cual podrá servir de insumo para los análisis del Comité de Expertos de la CREG.

El OR deberá mantener disponible la información que pueda ser requerida por el interesado para la elaboración de la solicitud de la factibilidad del servicio o para la realización de los estudios o diseños necesarios del proyecto, y suministrarla en un plazo máximo de cinco (5) días hábiles después de que le sea solicitada.

La información mínima que debe mantener disponible el OR será definida por el Comité de Expertos de la CREG y publicada mediante circular. El OR deberá actualizar esta información cada semana, siempre y cuando se hayan producido modificaciones. La responsabilidad de actualizar la información, en las condiciones y el plazo definido en esta resolución, se entenderá como una obligación que debe cumplir el OR con base en lo establecido en los artículos 7 y 8 de la Resolución CREG 080 de 2019.

El responsable de la asignación de capacidad de transporte deberá revisar y responder sobre la solicitud de aprobación del estudio y/o diseño de conexiones en el nivel de tensión 1, dentro de los siete (7) días hábiles siguientes a la fecha en que haya sido radicado, y dentro de los quince (15) días hábiles para los demás niveles de tensión.

A través de los canales que disponga el responsable de la asignación, el interesado podrá hacer observaciones acerca del resultado de la revisión del estudio o diseño del proyecto. Estas observaciones deberán hacerse dentro de los treinta (30) días calendario siguientes, contados a partir de que se le haya entregado el resultado de la revisión. El responsable de la asignación deberá dar respuesta a estas observaciones dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la radicación de las observaciones del interesado. En el caso de que se solicite hacer modificaciones o ajustes al estudio o diseño del proyecto, estos deberán realizarse en un plazo máximo de treinta (30) días hábiles, y el incumplimiento de este plazo podrá entenderse como el desistimiento de la solicitud.

Para los niveles de tensión 1 y 2, los proyectos deberán ser diseñados, refrendados y ejecutados por un ingeniero o un técnico electricista con matrícula profesional vigente, teniendo en cuenta lo que disponen las normas que regulan esas profesiones.

Para el nivel de tensión 3, los proyectos deberán ser diseñados, refrendados y ejecutados por un ingeniero electricista, que deberá tener matrícula profesional vigente, sin perjuicio de las actividades que pueden realizar los técnicos electricistas, de acuerdo con las normas que regulan tales profesiones.

En la solicitud que presente ante el OR, el interesado deberá anexar copia de las licencias, permisos y requisitos legales aplicables al tipo de conexión que sean exigidos por las autoridades competentes.

El estudio sólo podrá ser objeto de cobro al interesado en las situaciones establecidas en el artículo 4 de la Resolución CREG 225 de 1997 o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO. Cuando la solicitud haya sido presentada para la migración de un usuario a un nivel de tensión superior, el plazo máximo con el que contará el responsable de la asignación para dar respuesta será el establecido en la Resolución CREG 015 de 2018, o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 44)

ARTÍCULO 3.4.6.5. DESARROLLO DE LAS OBRAS DE CONEXIÓN. Los aspectos técnicos relacionados con el desarrollo de las obras de conexión de proyectos clase 2 deberán tener en cuenta lo dispuesto en el Reglamento de Distribución, acogido mediante la Resolución CREG 070 de 1998 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

Las obras de infraestructura requeridas por el interesado deberán ser realizadas bajo su responsabilidad. No obstante, previo acuerdo entre el interesado y el OR, éste último podrá ejecutar las obras de conexión. En este caso se establecerán los cargos a que hubiere lugar y el cronograma de ejecución del proyecto mediante un contrato de conexión.

Las instalaciones internas del proyecto son responsabilidad del interesado, las cuales deberán cumplir las condiciones técnicas establecidas en los reglamentos técnicos adoptados por las autoridades competentes. El cumplimiento de dichos reglamentos será certificado por los entes acreditados por los organismos competentes.

Si la ejecución de las obras de conexión requiere un tiempo superior a un año, el responsable de la asignación de capacidad de transporte podrá prorrogar la vigencia de la aprobación de la capacidad de transporte asignada. Cuando no se prorrogue la vigencia, se podrá presentar nuevamente la solicitud de asignación de capacidad de transporte, teniendo en cuenta las disposiciones establecidas en esta resolución.

Los activos de uso que se requieran para la conexión del interesado son responsabilidad del OR. No obstante, en el caso en que el OR presente limitaciones de tipo financiero que le impidan la ejecución de las obras con la oportunidad requerida por el interesado, tales obras podrán ser realizadas por el interesado; en este caso, se aplicará lo dispuesto en el Capítulo 9 del anexo general de la Resolución CREG 070 de 1998 o la que lo modifique, adicione o sustituya.

En el caso de nuevos activos de uso construidos por el interesado, este deberá presentar ante el OR un instrumento financiero que garantice el cumplimiento de las normas técnicas establecidas en la Resolución CREG 070 de 1998, o la que lo modifique o sustituya, por un monto igual al veinte por ciento (20%) de las obras, y vigente por un período de cinco (5) años a partir de la puesta en servicio de los activos correspondientes.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 45)

ARTÍCULO 3.4.6.6. PASOS PREVIOS A LA VISITA DE PUESTA EN SERVICIO DE LA CONEXIÓN. Como condición previa para el desarrollo de la visita de puesta en servicio de la conexión de un proyecto clase 2, el interesado deberá haber elegido un comercializador para la prestación del servicio. Este comercializador y el OR deberán cumplir el siguiente procedimiento:

1) El comercializador deberá verificar que se haya adquirido e instalado el sistema de medida, y que este cumpla las condiciones dispuestas en la normatividad vigente.

2) El comercializador deberá solicitar al OR la visita de recibo técnico, para lo cual deberá adjuntar los siguientes documentos:

a) Carta del interesado en la que manifiesta su decisión de nombrar al comercializador como su representante, o contrato de servicios públicos suscrito por el interesado, en el que conste que el comercializador es su prestador del servicio.

b) Comunicación indicando el nombre, la localización geográfica del interesado y la referencia de la comunicación con la que se aprobó la conexión.

3) El OR dispondrá de cinco (5) días hábiles para dar respuesta, mediante comunicación escrita, a la solicitud del comercializador.

Si dentro de este plazo el OR manifiesta que no realizará la visita, se continuará con lo señalado en el numeral 8) de este artículo.

Si transcurrido este plazo el OR no responde dicha solicitud, se continuará con lo señalado en el numeral 8) de este artículo.

4) Si el OR necesita realizar la visita de recibo técnico, para efecto de realizar pruebas a las obras de conexión, o para adelantar las demás verificaciones que prevea la regulación, deberá dar respuesta a la solicitud del comercializador dentro del plazo señalado en el numeral anterior, indicando la fecha y hora en que la realizará. Esta visita deberá finalizarse dentro de los siete (7) días hábiles para conexiones en el nivel de tensión 1, y quince (15) días hábiles para los demás niveles de tensión, contados a partir de la fecha de la solicitud a la que se refiere numeral 2) de este artículo.

Si el OR no finaliza la visita de recibo técnico dentro de este plazo, se entenderá que se ha cumplido con este requisito, y se continuará con lo señalado en el numeral 8) de este artículo.

5) Al finalizar la visita de recibo técnico, el OR y el comercializador deberán suscribir un acta en la que consten los resultados de la misma, y las observaciones sobre la conexión que cada uno estime necesarias. A las observaciones sobre los elementos exclusivos del Sistema de Medida se les deberá dar trámite de conformidad con el artículo 7 de la Resolución CREG 157 de 2011, o el que lo modifique, adicione o sustituya. No habrá lugar a observaciones adicionales con respecto al recibo técnico del proyecto, que puedan ser exigidas al interesado de la asignación de capacidad de transporte, diferentes a las que queden incluidas en el acta de resultados.

Si el OR no asiste a la visita de recibo técnico en la fecha y hora programada, se entenderá que se ha cumplido con este requisito. En este caso, se continuará con lo señalado en el numeral 8) de este artículo.

6) Cuando en el acta se deje constancia de la necesidad de adecuar las obras de conexión, para así asegurar el cumplimiento de las normas aplicables, es responsabilidad del comercializador verificar que el interesado las realice. En este caso, se deberá llevar a cabo una nueva visita de recibo técnico dentro de los siete (7) días hábiles siguientes a la fecha en que el comercializador informe al OR, mediante comunicación escrita, la terminación de las adecuaciones requeridas. En este caso, se continuará con lo señalado en el numeral 5) de este artículo.

En ningún caso el OR podrá abstenerse de recibir las obras de conexión por aspectos relacionados con elementos que sean exclusivos del sistema de medida.

7) Para los casos en los que, de manera voluntaria, el interesado quiera adquirir a través del OR los materiales requeridos para conectar la acometida a la red, deberá utilizarse el listado de materiales, descripciones y precios que para tal fin el OR deberá mantener públicos, actualizados y de fácil acceso en su sitio web. Estos materiales deberán haber sido informados por el OR al interesado en las observaciones hechas en el acta de recibo técnico, con el fin de que el interesado pueda tomar la decisión de compra de materiales con el OR o con un tercero.

8) Cuando aplique, el comercializador deberá registrar la frontera de comercialización para agentes y usuarios ante el ASIC. Para el efecto, el comercializador deberá remitir al ASIC copia de uno de los siguientes documentos:

a) Acta de que trata el primer inciso del numeral 5) anterior, en la que conste el recibo técnico a satisfacción.

b) La comunicación de que trata el segundo inciso del numeral 3) anterior.

c) Constancia del recibo por parte del OR de la comunicación a la que se refiere el numeral 2) anterior y una comunicación en la que comercializador haga constar lo previsto en el tercer inciso del numeral 3) anterior.

d) La comunicación a la que se refiere el primer inciso del numeral 3) y una comunicación en la que el comercializador haga constar lo previsto en el segundo inciso del numeral 5) anterior.

Es responsabilidad del OR verificar que la acometida y, en general, todos los equipos que hacen parte de la conexión del usuario cumplan con las normas técnicas exigibles. Así mismo, deberá verificar que la operación de los equipos de los usuarios no deteriorará la calidad de la potencia suministrada a los demás usuarios.

El OR podrá exigir, previa sustentación, el cumplimiento de un procedimiento de homologación y/o los protocolos de pruebas de los diferentes equipos a instalar para una nueva conexión, o por la ampliación de la capacidad de una existente.

Entre la fecha de la expedición de los protocolos de pruebas de los diferentes equipos y la fecha de puesta en servicio de la conexión no podrá haber transcurrido más de cuatro (4) meses.

El OR deberá aprobar el equipo de prueba en cuanto a características técnicas, tipo y precisión. Los equipos para pruebas siempre deberán estar patronados con una fecha no superior a un (1) año.

Con relación a los elementos que conforman el sistema de medición debe cumplirse con lo previsto en la Resolución CREG 038 de 2014, o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

PARÁGRAFO. La visita de recibo técnico de las obras de conexión puede realizarse en uno o varios días. En cualquier caso, esta visita se deberá realizar dentro de los plazos máximos establecidos.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 46)

ARTÍCULO 3.4.6.7. VISITA DE PUESTA EN SERVICIO DE LA CONEXIÓN. Una vez el OR reciba la comunicación de que trata el último inciso del artículo 8 de la Resolución CREG 157 de 2011, o el que lo modifique, adicione o sustituya, deberá informar al comercializador, mediante comunicación escrita, la fecha y hora de la visita de puesta en servicio de la conexión de un proyecto clase 2, la cual deberá realizarse dentro de los dos (2) días calendario siguientes a la fecha de registro de la frontera comercial, entendida según lo dispuesto en el artículo 9 de la Resolución CREG 157 de 2011. Cuando no aplique el requisito del registro de la frontera comercial, los dos (2) días calendario se contarán a partir de la fecha de recibo de la solicitud de visita de puesta en servicio.

La puesta en servicio de la conexión estará condicionada a que el ASIC haya registrado la respectiva frontera de comercialización para agentes y usuarios, cuando aplique. El comercializador y el OR tendrán la obligación de presentarse a la visita de puesta en servicio de la conexión.

Si el OR no asiste a la visita de puesta en servicio de la conexión, esta quedará reprogramada para la misma hora del día calendario siguiente, y el OR asumirá los costos eficientes en que incurra el comercializador.

Si el comercializador no asiste a la visita de puesta en servicio, el OR procederá a realizar la puesta en servicio de la conexión.

La puesta en servicio de la conexión podrá ser aplazada, de mutuo acuerdo, por razones no atribuibles al OR o al comercializador, caso en el cual deberá ser reprogramada y realizada dentro de los tres (3) días hábiles siguientes.

El comercializador deberá cumplir con el sellado del sistema de medida, siguiendo el procedimiento establecido en el Código de Medida, definido en la Resolución CREG 038 de 2014, o en las normas que la modifiquen o sustituyan.

Para evitar irregularidades en la prestación del servicio, el OR podrá instalar los sellos que considere necesarios sobre los elementos del sistema de medida, con excepción del panel o caja de seguridad para el medidor y de los dispositivos de interfaz de comunicación y medios de comunicación que permitan la interrogación remota o el envío de la información, sin que esto dificulte las actividades de lectura o gestión sobre equipos de comunicación.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 47)

ARTÍCULO 3.4.6.8. CONTRATO DE CONEXIÓN. Cuando el OR asuma la ejecución de las obras de conexión de un proyecto clase 2 deberá suscribir un contrato de conexión con el interesado, el cual se regirá en lo que aplique por lo dispuesto en la Resolución CREG 025 de 1995 y demás normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. El contrato de conexión deberá suscribirse una vez haya sido aprobada la factibilidad del servicio.

En el contrato de conexión se incluirá la remuneración de los activos construidos por el OR para la conexión del interesado.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 48)

ARTÍCULO 3.4.6.9. PROCEDIMIENTO PARA LA ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE. Para la asignación de capacidad de transporte a proyectos clase 2, el responsable de la asignación deberá analizar el efecto de la conexión del proyecto en su sistema, considerando su planeación de mediano y largo plazo. Para ello tendrá en cuenta los criterios de planeación previstos en el Reglamento de Distribución, adoptado mediante la Resolución CREG 070 de 1998 y sus modificaciones, así como en la demás regulación de la CREG.

La asignación de la capacidad de transporte se hará con base en el análisis mencionado y, con este fin, el responsable de la asignación elaborará y publicará el procedimiento a seguir, incluyendo los criterios a considerar y la prioridad dada a cada criterio, dependiendo de las características por tipo de proyecto. El procedimiento de asignación de capacidad de transporte deberá asegurar que se permita el libre acceso a las redes de transporte del SIN en los términos establecidos en la normativa vigente y conforme a lo dispuesto en el artículo 56.

Los procedimientos para el estudio de las solicitudes deberán ser definidos por el responsable de la asignación, y deberán ser publicados y mantenerse actualizados en la ventanilla única, según las características del proyecto.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 49)

Transición

ARTÍCULO 3.4.7.1. PUBLICACIÓN DE INFORMACIÓN EXISTENTE DE PROYECTOS CLASE 1. Durante el mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución, la UPME dará a conocer en su sitio web un listado completo de proyectos con solicitudes de conexión al SIN, tanto los que tienen capacidad de transporte asignada, como los que se encuentran en trámite a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución, con al menos la siguiente información:

a) Número de radicado del concepto de la UPME con el que se asignó la capacidad de transporte, si ya se emitió.

b) Nombre del proyecto.

c) Nombre del interesado.

d) Capacidad de transporte solicitada para los que se encuentran en trámite, o la capacidad asignada para los que ya tienen concepto emitido.

e) Tipo de proyecto, esto es, si el proyecto es de generación o de demanda.

f) Recurso primario de generación para los proyectos de este tipo.

g) Identificación de la subestación donde se solicitó punto de conexión, para los que se encuentran en trámite, o de la subestación donde se asignó el punto de conexión, para las que ya tienen concepto.

h) Nombre del transmisor nacional o del operador de red responsable de la subestación donde se va a conectar el proyecto.

i) Fecha de puesta en operación, FPO, inicial o la última modificada.

j) Si existe garantía para reserva de capacidad, fecha de otorgamiento.

k) Si cuenta con contrato de conexión suscrito, fecha de suscripción.

Cinco (5) días hábiles antes de vencerse el plazo arriba establecido, los transportadores deberán entregar a la UPME la información que poseen sobre los proyectos clase 1 para los cuales les ha sido solicitado concepto sobre la viabilidad técnica de la conexión y que aún no se ha enviado a la UPME, para que esta Unidad pueda publicar esta última información junto con la de los proyectos con solicitud de conexión.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 50)

ARTÍCULO 3.4.7.2. TRÁMITE DE SOLICITUDES EN CURSO DE PROYECTOS CLASE 1. Los conceptos sobre la viabilidad técnica de la conexión de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte de proyectos clase 1, que se encuentran en trámite por parte de los transportadores a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución, deberán ser entregados por los transportadores a la UPME en un plazo de dos (2) meses, contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución. De no ser emitidos en este plazo, las solicitudes de asignación de capacidad de transporte deberán ser trasladas a la UPME dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a este plazo.

Durante los dos (2) meses antes mencionados, los interesados que tengan carta del transportador indicando que en el punto de conexión solicitado no hay capacidad disponible, deberán entregarla a la UPME junto con el estudio de conexión.

A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, los transportadores podrán seguir recibiendo solicitudes de conexión a sus sistemas, siempre y cuando entreguen el concepto sobre la viabilidad técnica de la conexión en un plazo de dos (2) meses, contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución. En caso de no ser resueltas en este plazo, dichas solicitudes no tendrán validez, y los interesados deberán aplicar los procedimientos dispuestos en esta resolución.

Todas las solicitudes que se encuentren en trámite ante la UPME, a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, y las que se reciban con base en lo dispuesto en este artículo, serán resueltas antes del 31 de diciembre de 2021.

Después de transcurridos dos (2) meses desde la entrada en vigencia de la presente resolución, las nuevas solicitudes de asignación de capacidad de transporte que no cumplan con alguna de las condiciones descritas en este artículo deberán tramitarse de acuerdo con las disposiciones para asignación de capacidad de transporte previstas en esta resolución.

Las solicitudes que hayan sido respondidas por parte de la UPME indicando que para su conexión es necesario ejecutar expansiones del SIN, deberán presentar la solicitud de conexión de acuerdo con lo previsto en esta resolución.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 51)

ARTÍCULO 3.4.7.3. SEGUIMIENTO DE PROYECTOS CON CONCEPTOS DE CONEXIÓN EXISTENTES. Los interesados que cuentan con concepto de conexión de la UPME en donde se asigna capacidad de transporte a proyectos clase 1, que tengan vencida la FPO a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, tendrán un plazo de un (1) mes, contado a partir de la misma fecha, para solicitar la respectiva modificación de la FPO, y la UPME responderá esta solicitud en un plazo de dos (2) meses, sin considerar las causales establecidas en el artículo 17. El interesado tendrá un plazo adicional de un (1) mes para entregar la copia de la aprobación de la garantía de reserva de capacidad y la curva S. Si ya había entregado la curva S, deberá ajustarla a los términos definidos en esta resolución.

Los interesados que cuentan con concepto de conexión de la UPME, en donde se asigna capacidad de transporte a proyectos clase 1, que no tengan vencida la FPO, a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, tendrán un plazo de cuatro (4) meses, contado a partir de la misma fecha, para entregar la copia de la aprobación de la garantía de reserva de capacidad y la curva S. Si ya habían entregado las curva S, deberán ajustarla a los términos definidos en esta resolución.

Para los proyectos que a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución tengan aprobada por parte del ASIC la garantía para reserva de capacidad, se mantendrá el valor de cobertura mientras no soliciten la modificación de la FPO o de cualquiera otra condición del proyecto al cual se asignó la capacidad. Con este propósito, dentro de los dos (2) meses siguientes a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, los interesados deberán sustituir la garantía otorgada previamente, por una donde se respalden las obligaciones contenidas en la presente resolución.

Las garantías que se aprueben a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución deben constituirse de acuerdo con lo previsto en esta resolución.

En todo caso, para todas las garantías de reserva de capacidad se aplicará lo previsto en esta resolución en cuanto a su actualización anual o por presentarse alguna de las condiciones señaladas en el artículo 32.

Junto con los documentos anteriores, y si ya se ha cumplido alguno de los hitos de la curva S señalados en el artículo 29, los interesados deberán entregar un informe de los que trata el artículo 30 en el que se identifiquen los hitos cumplidos.

Para cada proyecto en el que el interesado cumpla con los plazos, las entregas y las condiciones señalados en este artículo, se mantendrá la capacidad de transporte asignada al respectivo proyecto, y se iniciará el seguimiento de su ejecución, de acuerdo con lo establecido en esta resolución. Si aún no se ha firmado el contrato de conexión, se tendrá un plazo adicional de dos (2) meses para su firma, contados a partir de la fecha en la que el interesado entregó los documentos. Este contrato deberá tener en cuenta lo previsto en el artículo 31.

Para los proyectos en los que los interesados no cumplan con alguno de los plazos, entregas o condiciones señalados en este artículo, con excepción del plazo previsto para la firma o ajuste del contrato de conexión, se entenderá que estos desisten de continuar con la ejecución del proyecto y, por tanto, se liberará la capacidad de transporte asignada a los proyectos, y la UPME informará de esta situación a los respectivos interesados. Además, cuando los interesados no sustituyan la garantía que tenían aprobada a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución en los plazos y condiciones previstos en este artículo, se les devolverá esa garantía.

PARÁGRAFO. Para los contratos de conexión que estén suscritos y correspondan a proyectos que no han entrado en operación, se da un plazo de dos (2) meses, contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, para incluir lo previsto en el literal d) y el parágrafo 1, ambos del artículo 31. En el caso de que un proyecto entre en operación antes del plazo mencionado, no será necesario el ajuste dispuesto en este parágrafo.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 52)

ARTÍCULO 3.4.7.4. PRIMERA ENTREGA DE INFORMACIÓN DE LOS TRANSPORTADORES. Mientras entra en servicio la ventanilla única, la entrega de información por parte de los transportadores, para los estudios de los proyectos clase 1, deberá hacerse a través de los medios que disponga el responsable de la asignación. Los transportadores deberán entregar la información necesaria para la realización de los estudios de conexión y de disponibilidad de espacio físico dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a la fecha de publicación de la circular CREG en la que se indique la información requerida. El responsable de la asignación podrá solicitar ajustes a la información entregada por los transportadores, y el transportador tendrá un plazo de diez (10) días hábiles siguientes a la solicitud para entregar estos ajustes.

Para el inicio de la aplicación de las disposiciones contenidas en esta resolución, para los proyectos clase 1, la información necesaria para la elaboración de los estudios de conexión y de disponibilidad de espacio físico deberá estar disponible el 30 de noviembre de 2021 para ser entregada a los interesados.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 53)

ARTÍCULO 3.4.7.5. TRANSICIÓN PARA PROYECTOS CLASE 2. Las disposiciones establecidas para proyectos clase 2 deberán aplicarse a partir de la entrada en vigencia de esta resolución, con excepción de aquellas que se encuentren relacionadas con la expedición de circulares de la CREG. Por lo anterior, los OR deberán continuar con la asignación de capacidad de transporte con los procedimientos que han venido utilizando para atender las solicitudes presentadas por los interesados en la conexión de proyectos clase 2, hasta la fecha en que sean publicadas las circulares CREG relacionadas con estos proyectos. Después de esta fecha, los OR deberán aplicar las disposiciones de esta resolución con base en lo previsto en estas circulares.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 54)

Otras disposiciones

ARTÍCULO 3.4.8.1. INFORMACIÓN PARA ANÁLISIS Y TOMA DE DECISIONES. La información suministrada por los interesados y agentes a quienes les aplica la regulación dispuesta en la presente resolución debe ser completa, veraz, transparente, oportuna, verificable, comprensible, precisa e idónea, en los términos establecidos en la normativa vigente para tal fin, de manera que permita y facilite su comparación, comprensión, análisis y uso por parte de los participantes del SIN en la presentación de solicitudes, elaboración de estudios y, en general, en la alimentación del sistema de información de la ventanilla única.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 55)

ARTÍCULO 3.4.8.2. PRÁCTICAS CONTRARIAS A LOS FINES PREVISTOS EN LA REGULACIÓN. De conformidad con la regulación vigente, están prohibidas las acciones, acuerdos o convenios que directa o indirectamente tengan por objeto limitar el libre acceso, la asignación de capacidad de transporte o la conexión al SIN, y en general toda clase de prácticas, procedimientos o sistemas que tengan el propósito de eludir los fines previstos en esta resolución. Estas prácticas y/o procedimientos podrán ser revisados y sancionados por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, o por la Superintendencia de Industria y Comercio, conforme a sus funciones y responsabilidades de ley.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 56)

ARTÍCULO 3.4.8.3. MANEJO DE INFORMACIÓN. Con el fin de ponerla a disposición del público, de manera completa, oportuna y permanente, la información general sobre los proyectos con solicitud o concepto de conexión al SIN será pública, de libre acceso y conocimiento para cualquiera que manifieste dicho interés. Sin embargo, dichos proyectos gozarán de la protección que otorga la ley por derechos de autor creador y, por consiguiente, los derechos patrimoniales que se desprenden de aquel.

(Fuente: R CREG 075/21, art. 57)

Modificación de la fecha de puesta en operación de algunos proyectos que se conectan al SIN y algunos plazos de la Resolución CREG 075 de 2021

ARTÍCULO 3.4.9.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Lo previsto en esta resolución aplica por una única vez a los interesados que tengan proyectos clase 1 que cuentan con concepto de conexión de la UPME en donde se asigna capacidad de transporte, y que cumplan las siguientes dos condiciones:

a) a la fecha de entrada en vigencia de la Resolución CREG 075 de 2021 tenían suscrito el contrato de conexión y aprobada la garantía de reserva de capacidad, y antes de la fecha indicada modificaron la fecha de puesta en operación, FPO, en el contrato de conexión;

b) en el contrato de conexión se tiene una FPO diferente a la definida en el concepto de conexión emitido por la UPME.

PARÁGRAFO. De este grupo de proyectos se excluyen los que antes de la fecha de entrada en vigencia de la Resolución CREG 075 de 2021 iniciaron trámite ante la UPME para modificar la FPO. También se excluyen los proyectos que, con fecha de operación vencida y en cumplimiento de lo previsto en esa resolución, hayan iniciado dicho trámite después de su entrada en vigencia.

(Fuente: R CREG 107/21, art. 1)

ARTÍCULO 3.4.9.2. MODIFICACIÓN DE LA FECHA DE PUESTA EN OPERACIÓN (FPO). Los interesados que representen proyectos que cumplan con lo establecido en el artículo 1 deberán llevar a cabo las siguientes actividades:

a) dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución, deberán solicitar a la UPME la modificación de la FPO del concepto de conexión; la FPO solicitada debe ser igual a la del contrato de conexión;

b) dentro del mes siguiente al recibo de la respuesta de la UPME, deberán entregar la garantía y la curva S.

Los interesados recibirán respuesta a estas solicitudes a más tardar el 21 de septiembre de 2021.

Para los proyectos que no cumplan con el plazo del literal a) se entenderá que la FPO es la establecida en el concepto de conexión.

En cuanto a las condiciones de los documentos mencionados en el literal b) y las consecuencias por la no entrega de ellos, se tendrá en cuenta lo siguiente:

- si con anterioridad se había entregado la curva S, deberá ajustarse a los términos de la Resolución CREG 075 de 2021;

- si ya se ha cumplido alguno de los hitos de la curva S, los interesados deberán entregar un informe en el que se identifiquen los hitos cumplidos;

- los proyectos que tengan aprobada por parte del ASIC la garantía para reserva de capacidad deberán sustituir la garantía otorgada previamente, por una donde se respalden las obligaciones de la Resolución CREG 075 de 2021, manteniendo el valor de cobertura;

- para todas las garantías de reserva de capacidad se aplica lo previsto en cuanto a su actualización anual o por presentarse alguna de las condiciones señaladas en el artículo 32 de la Resolución CREG 075 de 2021;

- si se cumple con los plazos, las entregas y las condiciones indicadas, se mantendrá la capacidad de transporte asignada al respectivo proyecto, y se iniciará el seguimiento de su ejecución, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 075 de 2021;

- si no se cumple con alguno de los plazos, entregas o condiciones señaladas, con excepción del plazo previsto para la firma o ajuste del contrato de conexión, se entenderá que los interesados desisten de continuar con la ejecución del proyecto y, por tanto, se libera la capacidad de transporte asignada al proyecto;

- en los contratos de conexión se debe incluir lo previsto el literal d) y el parágrafo 1, ambos del artículo 31 de la Resolución CREG 075 de 2021.

(Fuente: R CREG 107/21, art. 2)

ARTÍCULO 3.4.9.3. MODIFICACIÓN DE UNOS PLAZOS DE LA RESOLUCIÓN CREG 075 DE 2021. Se modifica el segundo inciso del artículo 52 de la Resolución CREG 075 de 2021, el cual quedará así:

También se modifica el plazo establecido en el artículo 28 de la Resolución CREG 075 de 2021, para los conceptos de conexión que emita la UPME durante el año 2021, con la adición del siguiente parágrafo al citado artículo:

PARÁGRAFO: El plazo previsto en el primer inciso de este artículo será de cuatro (4) meses para los conceptos que emita la UPME durante el año 2021.

(Fuente: R CREG 107/21, art. 3)

Modificación para el año 2022 del cronograma de asignación de capacidad de transporte de proyectos clase 1 de que trata la Resolución CREG 075 de 2021

ARTÍCULO 3.4.10.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Lo previsto en esta resolución aplica por una única vez a los interesados que tengan proyectos clase 1 que cuentan con concepto de conexión de la UPME en donde se asigna capacidad de transporte, y que cumplan las siguientes dos condiciones:

b) en el contrato de conexión se tiene una FPO diferente a la definida en el concepto de conexión emitido por la UPME.

(Fuente: R CREG 01-10/22, art. 1)

ARTÍCULO 3.4.10.2. MODIFICACIÓN DE LA FECHA DE PUESTA EN OPERACIÓN (FPO). Los interesados que representen proyectos que cumplan con lo establecido en el artículo 1 deberán llevar a cabo las siguientes actividades:

b) dentro del mes siguiente al recibo de la respuesta de la UPME, deberán entregar la garantía y la curva S.

Los interesados recibirán respuesta a estas solicitudes a más tardar el 21 de septiembre de 2021.

Para los proyectos que no cumplan con el plazo del literal a) se entenderá que la FPO es la establecida en el concepto de conexión.

En cuanto a las condiciones de los documentos mencionados en el literal b) y las consecuencias por la no entrega de ellos, se tendrá en cuenta lo siguiente:

- si con anterioridad se había entregado la curva S, deberá ajustarse a los términos de la Resolución CREG 075 de 2021;

- si ya se ha cumplido alguno de los hitos de la curva S, los interesados deberán entregar un informe en el que se identifiquen los hitos cumplidos;

- en los contratos de conexión se debe incluir lo previsto el literal d) y el parágrafo 1, ambos del artículo 31 de la Resolución CREG 075 de 2021.

(Fuente: R CREG 01-10/22, art. 2)

ARTÍCULO 3.4.10.3. MODIFICACIÓN DE UNOS PLAZOS DE LA RESOLUCIÓN CREG 075 DE 2021. Se modifica el segundo inciso del artículo 52 de la Resolución CREG 075 de 2021, el cual quedará así:

PARÁGRAFO: El plazo previsto en el primer inciso de este artículo será de cuatro (4) meses para los conceptos que emita la UPME durante el año 2021.

(Fuente: R CREG 01-10/22, art. 3)

Metodología para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional

Disposiciones generales

ARTÍCULO 3.5.1.1. OBJETO. Mediante esta resolución se adopta la metodología, fórmulas tarifarias y otras disposiciones para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional.

(Fuente: R CREG 011/09, art. 1)

ARTÍCULO 3.5.1.2. AMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a todos los agentes económicos que prestan el servicio de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional (STN) y a los usuarios que utilizan el servicio.

(Fuente: R CREG 011/09, art. 2)

ARTÍCULO 3.5.1.3. METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN. La actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional se remunerará con la metodología de ingreso regulado, conforme a lo establecido en esta resolución. Los Activos de Uso del STN existentes a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución que no hayan sido construidos por inversionistas seleccionados a través de los procesos de libre concurrencia regulados por la CREG, y los activos correspondientes a las ampliaciones que se construyan en cumplimiento de lo establecido en el artículo 6o de la Resolución CREG 022 de 2001 y aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan se remunerarán de acuerdo con lo establecido en la presente resolución.

PARÁGRAFO. La CREG incluirá los ajustes o modificaciones a la metodología de remuneración establecida en esta Resolución que por la entrada en vigencia de un nuevo esquema de intercambios internacionales de energía eléctrica se requieran para que la formación de precios sea en condiciones de eficiencia frente a la demanda nacional.

(Fuente: R CREG 011/09, art. 4)

ARTÍCULO 3.5.1.4. DETERMINACIÓN DE LOS ACTIVOS REMUNERABLES. La CREG aprobará mediante Resolución la base de activos a remunerar a cada uno de los TN, para lo cual cada empresa deberá reportar a la CREG, dentro de los 30* días calendario siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución, su inventario con los activos que se encuentran en operación, clasificados por Unidad Constructiva, informando si opera el activo en forma parcial o total y el valor o valores pagados por concepto de servidumbre. Con el inventario deberán reportar los activos de enlaces internacionales de Nivel de Tensión 4 que están siendo remunerados mediante cargos por uso.

Con la base de activos definida por la CREG el Liquidador y Administrador de Cuentas del Sistema de Transmisión Nacional liquidará y facturará los ingresos correspondientes a los TN, con la metodología definida en esta Resolución y aplicando las Compensaciones a que haya lugar conforme a lo establecido en el artículo 17 y en el Capítulo IV del Anexo General de esta resolución. La CREG podrá modificar la base de activos de un TN cuando la autoridad competente determine que alguno de sus activos limita la operación adecuada del Sistema.

PARÁGRAFO. El valor a remunerar a cada TN por concepto de servidumbre de líneas será el valor anual que este demuestre con la información entregada al momento del reporte del inventario de sus activos. En los casos en que el TN haya realizado un solo pago por concepto de servidumbres, deberá calcular el valor anual equivalente utilizando la Tasa de retorno definida para la actividad de Transmisión.

(Fuente: R CREG 011/09, art. 5) (Fuente: R CREG 025/09, art. 1)

ARTÍCULO 3.5.1.5. REMUNERACIÓN DE NUEVOS ACTIVOS DE USO QUE SUSTITUYAN A OTROS. Para la remuneración de un nuevo Activo de Uso que sustituya a otro que se estaba remunerando con una Unidad Constructiva diferente se debe cumplir lo siguiente:

i) Que el TN que represente dicho activo presente a la UPME la evaluación técnica y económica que justifica la ampliación o su sustitución;

ii) Que la UPME, una vez aplicados los criterios establecidos en la normatividad vigente, recomiende en el Plan de Expansión la ampliación o sustitución de dicho activo;

iii) Que el TN solicite a la CREG la inclusión de este activo dentro del inventario de activos remunerados; y

iv) Que la CREG expida la resolución mediante la cual aprueba su remuneración, una vez el activo entre en operación.

PARÁGRAFO. La reposición de los activos es responsabilidad de sus propietarios o de los TN que los representen. Con este propósito el TN deberá presentar a la UPME, dentro de los seis meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución, un plan de reposición acorde con un diagnóstico técnico del estado de sus activos, que cubra un periodo de cinco años. En ningún caso el incumplimiento de las normas técnicas establecidas por la autoridad competente o las limitaciones técnicas de equipos o elementos de una Unidad Constructiva podrán limitar la operación adecuada del Sistema y le corresponderá al TN ajustar dicho activo y solicitar a la CREG la reclasificación de la Unidad Constructiva, si fuere el caso.

(Fuente: R CREG 011/09, art. 6)

ARTÍCULO 3.5.1.6. INGRESO ANUAL. El Ingreso Anual de cada TN, IAT, correspondiente a los activos de que trata el artículo 5o de esta resolución, se calculará de acuerdo con lo establecido en el numeral 1 del Anexo General de la presente resolución.

El IAT aplicable en términos reales solo se ajustará si la CREG llegare a modificar los valores de las Unidades Constructivas, cuando se modifique el valor del AOM reconocido o cuando, en cumplimiento de la regulación vigente, se excluyan Activos de Uso en operación, ingresen nuevos Activos de Uso o se remplacen las Unidades Constructivas instaladas por otras de clasificación diferente de acuerdo con lo establecido en el artículo 6o de la presente resolución.

PARÁGRAFO. Para la remuneración de los terrenos que hacen parte de las Unidades Constructivas de subestaciones se tendrá en cuenta el valor catastral del metro cuadrado (m2) del terreno donde está ubicada cada subestación.

(Fuente: R CREG 011/09, art. 7)

ARTÍCULO 3.5.1.7. REPRESENTACIÓN ANTE EL LAC. Cada Activo de Uso deberá estar representado ante el LAC por el TN que lo opera. En el caso de que exista multipropiedad del activo entre varios TN, estos podrán optar por encargar a uno de ellos la operación y representación del activo ante el LAC o informar los porcentajes de participación en dicho activo, los cuales también se aplicarán al ingreso correspondiente al activo.

Los TN podrán presentar a la CREG una solicitud debidamente justificada para la modificación de los porcentajes de participación la cual, de aprobarse, modificará la base de activos de los respectivos TN. Los cambios en la representación del activo y en la repartición del ingreso se harán efectivos a partir del primer día del mes siguiente a la fecha de entrada en vigencia de la resolución de la CREG que apruebe los cambios.

En todo caso el responsable de la operación del activo, así no la efectúe directamente, será el TN que representa el activo ante el LAC.

(Fuente: R CREG 011/09, art. 8)

ARTÍCULO 3.5.1.8. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO. El reconocimiento de los AOM se hará en forma individual para cada TN, de acuerdo con la información inicial y anual que reporte cada uno para este efecto, según lo establecido en el Capítulo 2 del Anexo General de esta resolución.

PARÁGRAFO 1o. El diseño de los formatos para la recolección de la información de que trata este artículo será el establecido por la Comisión, a través de la Dirección Ejecutiva.

PARÁGRAFO 2o. La información de AOM deberá ser auditada por una firma auditora, antes de ser reportada por el TN, y su contratación estará a cargo del TN. Dicha información debe coincidir con el resultado de la auditoría, para lo cual el TN deberá anexar una copia del informe de la auditoría. En caso contrario la información entregada por las empresas, se considerará como no entregada y tendrá los efectos previstos en el numeral 2.3 del Anexo General de la presente resolución.

Las firmas que realicen las auditorías deben estar legalmente constituidas y contar con experiencia en este tipo de actividades en el sector eléctrico.

(Fuente: R CREG 011/09, art. 9)

ARTÍCULO 3.5.1.9. PROCEDIMIENTO EN CASO DE UNA CONEXIÓN PROFUNDA. De acuerdo con el procedimiento para la asignación de puntos de conexión de generadores al STN, establecido en la Resolución CREG 106 de 2006 o las que la modifiquen, adicionen o sustituyan, cuando sea necesario ejecutar proyectos de expansión de activos remunerados a través de cargos por uso del STN y la UPME encuentre que, según los criterios establecidos en la normatividad vigente, los beneficios del proyecto de expansión son inferiores a los costos, esta podrá recomendar la ejecución del proyecto asociado con los Activos de Uso del STN como una ampliación si es del caso o a través de los procesos de selección regulados mediante la Resolución CREG 022 de 2001 y aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan, siempre y cuando el agente solicitante asuma el porcentaje del costo del proyecto que permite que la relación Beneficio/Costo sea igual a 1 y el agente cumpla con los requisitos de garantías y remuneración que se establecerán en resolución aparte.

(Fuente: R CREG 011/09, art. 10)

ARTÍCULO 3.5.1.10. CARGOS POR USO DEL STN. La remuneración del STN se facturará a los Comercializadores, en proporción a su demanda, mediante los Cargos por Uso Monomios Horarios del STN determinados como se establece en el numeral 1.5 del Anexo General de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 011/09, art. 11)

ARTÍCULO 3.5.1.11. UNIDADES CONSTRUCTIVAS. La totalidad de Activos de Uso del STN se clasificará, directamente o por asimilación, en las Unidades Constructivas que se establecen en el Capítulo III del Anexo general de esta resolución, con sus respectivos costos unitarios. Durante el periodo tarifario regido por esta resolución no se admitirán Unidades Constructivas, diferentes a las aquí establecidas.

(Fuente: R CREG 011/09, art. 12)

ARTÍCULO 3.5.1.12. AREAS TÍPICAS DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS DE SUBESTACIONES -ATUCS-. El costo por concepto de terrenos, para efectos de lo previsto en el artículo 7o de la presente resolución, se determinará aplicando las ATUCS que se establecen en el numeral 3.2 del Anexo General de esta resolución.

(Fuente: R CREG 011/09, art. 13)

ARTÍCULO 3.5.1.13. RESPONSABILIDAD POR LA CALIDAD DE LA POTENCIA EN EL STN. El Centro Nacional de Despacho, CND, será el responsable de mantener la calidad del suministro de electricidad en términos de la frecuencia a nivel del SIN y de la tensión a nivel del STN, conservando estas variables dentro de los límites definidos en el Código de Redes adoptado mediante la Resolución CREG 025 de 1995, y aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan.

Los TN y los usuarios conectados al STN serán los responsables de mantener la calidad de la forma de onda y el balance de las tensiones de fase, de acuerdo con las normas establecidas en el numeral 7 del anexo denominado Código de Conexión que hace parte del Código de Redes, contenidos en la Resolución CREG-025 de 1995.

Identificado el equipo o equipos causantes de una deficiencia en la forma de onda, o de un desbalance en las tensiones de fase, el CND deberá establecer conjuntamente con el TN y los involucrados, un plazo máximo, razonable de acuerdo con las buenas prácticas de ingeniería, para la corrección de la deficiencia identificada. El CND deberá informar al Consejo Nacional de Operación (CNO) el plazo acordado. Si transcurrido el plazo fijado no se ha efectuado la corrección pertinente, el TN deberá proceder a la desconexión del equipo causante de la deficiencia o, si no es posible identificar este equipo, de la carga del respectivo Usuario del STN.

PARÁGRAFO. El TN debe garantizar que las deficiencias en la Calidad de la Potencia que se presenten en los activos que opera, durante el plazo previsto para su corrección, no generen riesgos para la seguridad de las personas, la vida animal y vegetal o la preservación del medio ambiente. De concluirse la inminencia de un peligro, a partir de razones objetivas claramente identificadas, el TN deberá proceder inmediatamente a la desconexión del equipo causante de la deficiencia o, si no es posible identificar este equipo, la desconexión de la carga del respectivo Usuario del STN.

En todo caso, los plazos mencionados no exonerarán al TN de su responsabilidad por los perjuicios que se causen por las deficiencias en la calidad de potencia suministrada a través de los activos que opera. Cuando el TN deba indemnizar a un Usuario del STN y dicho perjuicio tenga como origen una deficiencia en la calidad de la potencia suministrada, causada por la carga de otro Usuario conectado al STN a través de sus activos, el TN podrá repetir contra este último, de acuerdo con las normas generales sobre responsabilidad civil.

Para efectos de determinar la fuente de las distorsiones o fluctuaciones, el CND podrá solicitar al TN y este al Usuario del STN la instalación de los equipos que consideren necesarios en la red o en las Fronteras y/o equipos de medición del Usuario, para registrar variables de corrientes y tensiones, y podrán exigir el diseño de medidas remediales que técnicamente sigan las normas y buenas prácticas de ingeniería.

(Fuente: R CREG 011/09, art. 14)

ARTÍCULO 3.5.1.14. RESPONSABILIDAD POR LA CALIDAD DEL SERVICIO EN EL STN. La continuidad en la Transmisión de Energía Eléctrica en el STN, dentro de niveles de calidad establecidos en el Capítulo IV del Anexo General de esta resolución, será responsabilidad de los TN.

(Fuente: R CREG 011/09, art. 15)

ARTÍCULO 3.5.1.15. CALIDAD DEL SERVICIO EN EL STN. La calidad de la Transmisión de Energía Eléctrica en el STN se medirá de acuerdo con lo establecido en el Capítulo IV del Anexo General de esta resolución.

PARÁGRAFO. El CND deberá someter a aprobación de la CREG una propuesta para el Reporte de Eventos y los formatos para el reporte de la información de que trata el numeral 4.2 del Anexo General de la presente resolución, así como las reglas que aplicará para el cálculo de la Energía No Suministrada y el Porcentaje de Energía No Suministrada, a más tardar dentro de los tres (3) meses siguientes a la vigencia de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 011/09, art. 16)

ARTÍCULO 3.5.1.16. COMPENSACIONES POR VARIACIONES EN LA CALIDAD DEL SERVICIO QUE EXCEDAN O SUPEREN LOS LÍMITES DEFINIDOS. El servicio de transporte de energía eléctrica en el STN se deberá prestar por parte de los TN con las características de calidad definidas en el Capítulo IV del Anexo General de esta resolución.

De acuerdo con lo establecido en el artículo 87.8 de la Ley 142 de 1994, el Ingreso Regulado de cada TN supone una calidad con las características definidas en el Capítulo IV del Anexo General de la presente Resolución y las variaciones que excedan o superen los límites allí definidos darán lugar a reducción de dicho Ingreso a través de la aplicación de las Compensaciones que se calcularán conforme a lo dispuesto en dicho capítulo. Lo anterior, sin perjuicio de la responsabilidad que pueda tener el TN por los daños y perjuicios causados a usuarios o terceros.

La Compensación se aplicará disminuyendo el Ingreso Mensual que le corresponde a cada TN en un valor igual al que resulte de aplicar lo dispuesto en el Capítulo IV del Anexo General de esta resolución. Para tal efecto, el LAC calculará mensualmente las Compensaciones aplicables a cada TN que represente los activos, conforme a lo previsto en el numeral 4.8 del Anexo General de la presente resolución.

El componente T de la fórmula tarifaria general del costo de prestación del servicio, que aplican los comercializadores a los usuarios, considerará los Cargos por Uso del STN aplicados para recaudar el Ingreso Regulado al cual se le han aplicado las reducciones correspondientes a las Compensaciones.

PARÁGRAFO 1o. Los propietarios de los proyectos de expansión ejecutados como resultado de procesos de selección regulados por la CREG, al momento de declarar su entrada en operación comercial deberán reportar al LAC el inventario de las Unidades Constructivas que componen dicho proyecto. De no existir la correspondiente Unidad Constructiva se asociará con aquella más parecida. Las compensaciones serán calculadas con base en el valor aprobado en esta Resolución para cada una de las Unidades Constructivas reportadas y se descontarán del ingreso mensual del TN.

PARÁGRAFO 2o. Para iniciar la aplicación de la metodología establecida en esta resolución se estimarán las Horas Acumuladas de Indisponibilidad de cada activo del STN, para cada uno de los once meses anteriores al mes de inicio, de acuerdo con lo establecido en el numeral 4.5 del Anexo General de la presente resolución.

PARÁGRAFO 3o. Cuando, de acuerdo con lo establecido en el numeral 4.10 del Anexo General de la presente resolución, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios tome posesión de un TN no se aplicarán, durante los doce (12) meses siguientes a la toma, las compensaciones de calidad reguladas en esta resolución. Una vez vencido este plazo, se continuarán aplicando las reducciones del Ingreso o Compensaciones aquí dispuestas.

(Fuente: R CREG 011/09, art. 17)

ARTÍCULO 3.5.1.17. PROCEDIMIENTO PARA LOS MANTENIMIENTOS MAYORES. Los Mantenimientos Mayores deberán ajustarse a los procedimientos vigentes para definir el programa semestral de mantenimiento de Activos de Uso del STN y al Reglamento para el reporte de eventos, donde se especificará el máximo número de días consecutivos a utilizar para este mantenimiento y la duración mínima de cada indisponibilidad reportada por esta causa. Un Mantenimiento Mayor podrá suspenderse por orden del CND o de una autoridad competente.

PARÁGRAFO. El plazo de seis (6) años para los Mantenimientos Mayores se contará desde el 1o de enero de 2006, dado que el plazo establecido en la Resolución CREG 061 de 2000 para estos mismos eventos finalizó el 31 de diciembre de 2005. Durante este plazo, el tiempo máximo reconocido sin afectar la Indisponibilidad de los activos de que trata la presente resolución, será de noventa y seis (96) horas.

(Fuente: R CREG 011/09, art. 18)

ARTÍCULO 3.5.1.18. OBLIGACIÓN DE REPORTAR EVENTOS. Los agentes que presten Servicios de Transmisión de Energía Eléctrica en el STN deberán informar al CND la ocurrencia de cualquier Evento, dentro de los quince (15) minutos siguientes a la ocurrencia del mismo, y la Finalización de la Ejecución de Maniobras dentro de los cinco (5) minutos siguientes. En caso de que un agente no efectúe tales notificaciones en estos plazos, se ajustará el número Máximo de Horas Anuales de Indisponibilidad del Activo correspondiente, de acuerdo con lo establecido en el numeral 4.4 del Anexo General de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 011/09, art. 19)

ARTÍCULO 3.5.1.19. CRONOGRAMA DE APLICACIÓN DEL ESQUEMA DE CALIDAD. Durante los cuatro meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución se aplicará lo establecido en la Resolución CREG 061 de 2000. A partir del quinto mes de la entrada en vigencia de la presente resolución, el CND y el LAC aplicarán de manera integral los procedimientos para el cálculo de los indicadores de calidad y las reducciones del Ingreso o Compensaciones establecidos en esta resolución.

(Fuente: R CREG 011/09, art. 20)

ARTÍCULO 3.5.1.20. APLICACIÓN DE LOS NUEVOS CARGOS. La metodología para calcular los cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional se empezará a aplicar a partir del mes calendario siguiente a la aprobación por parte de la CREG de la base de activos de cada TN.

(Fuente: R CREG 011/09, art. 21)

Reglas para hacer la transición al nuevo esquema de calidad del servicio en el Sistema de Transmisión Nacional adoptado por la resolución CREG-011 de 2009

ARTÍCULO 3.6.1. REGLAS PARA LA TRANSICIÓN AL RÉGIMEN DE CALIDAD EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL DEFINIDO POR LA RESOLUCIÓN CREG-011 DE 2009. Cada Transmisor Nacional (TN) cuya base de activos e ingreso anual hayan sido aprobados mediante resolución que quede en firme antes de la adopción del Reglamento de Eventos y el procedimiento para determinar la Energía No Suministrada de que trata el artículo 16 de dicha resolución, hará la transición al nuevo régimen de calidad aplicando la metodología y fórmulas previstas en la Resolución CREG 061 de 2000 y 011 de 2009 en la forma como se dispone en la presente resolución, desde la fecha prevista para iniciar la aplicación del nuevo ingreso anual aprobado al transportador.

Desde la fecha que se señale para iniciar la aplicación de las resoluciones mediante las cuales se adopte el Reglamento de Eventos y el procedimiento para determinar la energía no suministrada de que trata el artículo 16 de la Resolución CREG-011 de 2009, el esquema de calidad se regirá exclusivamente por lo establecido en esta última resolución.

(Fuente: R CREG 128/10, art. 1)

ARTÍCULO 3.6.2. CÁLCULO DE COMPENSACIONES. Durante la vigencia de esta resolución se asumirá que las compensaciones diferentes a las ocasionadas por exceder las duraciones permitidas de indisponibilidades de activos son iguales a cero.

Para calcular las compensaciones por indisponibilidad de activos de los Transmisores Nacionales el LAC aplicará las reglas establecidas en la Resolución CREG-061 de 2000, modificada por la Resolución CREG-011 de 2002, reemplazando la variable IMF, definida en el literal b) del artículo 10 de la Resolución CREG-061 de 2000, por el valor de la variable IMRm,k definida en el numeral 4.7 del anexo general de la Resolución CREG-011 de 2009.

(Fuente: R CREG 128/10, art. 2)

ARTÍCULO 3.6.3. APLICACIÓN DE LAS COMPENSACIONES EN EL INGRESO MENSUAL. Para incluir las compensaciones en el cálculo del ingreso mensual, definido en el numeral 1.4 del anexo general de la Resolución CREG-011 de 2009, durante la vigencia de la presente resolución el LAC calculará la variable VMCj,m teniendo en cuenta solamente la duración de las indisponibilidades de los activos. Para el efecto, la respectiva fórmula de esta variable, se aplicará así:

Donde:

CIM_m,k:	Toma el valor de la variable IMC, como está definida en el literal b) del artículo 10 de la Resolución CREG-061 de 2000, correspondiente al activo k para el mes m, calculada teniendo en cuenta lo previsto en el artículo 2o de la presente resolución.

PU_j,k:	Porcentaje remunerado al TN j mediante los cargos por uso vigentes, correspondiente al activo k.

aj:	Número de activos del TN j, para los que resultan compensaciones a causa de la duración de su indisponibilidad.

(Fuente: R CREG 128/10, art. 3)

Mecanismos de verificación de la información de AOM entregada por los transmisores nacionales para el ajuste anual del porcentaje de AOM a reconocer

Disposiciones generales

ARTÍCULO 3.7.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente Resolución aplica a todos los Transmisores Nacionales (TN).

(Fuente: R CREG 050/10, art. 1)

ARTÍCULO 3.7.1.2. CONTRATACIÓN DE FIRMAS DE AUDITORÍA. Para dar cumplimiento a lo establecido en el Parágrafo 2o del artículo 9o de la Resolución CREG 011 de 2009, relacionado con la auditoría de la información de gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) que deben presentar anualmente, los Transmisores Nacionales deberán contratar, con la debida anticipación a la fecha de entrega de la información a la CREG, una firma auditora que cumpla con los requisitos establecidos en el Anexo 1 de esta Resolución.

El informe que entregue el auditor, sobre la verificación de la información de AOM, debe incluir, entre otros, el formulario del Anexo 2 de esta resolución debidamente diligenciado y firmado el concepto para visto bueno o para salvedad sobre la información entregada por el Transmisor Nacional.

(Fuente: R CREG 050/10, art. 2)

ARTÍCULO 3.7.1.3. FECHA DE ENTREGA DE INFORMACIÓN DE AOM. <Ver Notas de Vigencia*> Los Transmisores Nacionales deben entregar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, a más tardar el 30 de abril* de cada año, la información de AOM del año anterior junto con el informe del auditor contratado y la información adicional que se señala en esta resolución.

La información presentada después de esta fecha se considerará como no entregada para efectos de lo previsto en el numeral 2.3 de la Resolución número CREG 011 de 2009.

(Fuente: R CREG 050/10, art. 3) (Fuente: R CREG 024/12, art. 2)

ARTÍCULO 3.7.1.4. PORCENTAJE DE AOM. El valor del AOM resultante de la información entregada a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, que cuente con el concepto de conformidad del auditor, se tomará como el valor del AOM demostrado (AOMD_j,a-1), el cual utilizará el Transmisor Nacional para calcular el porcentaje de AOM a reconocer en el año a (PAOMRj,a), con la siguiente fórmula:

Donde:

PAOMRj_,a-1:	Porcentaje de AOM reconocido al TN_j, en el año a-1, establecido en cada resolución particular, para el caso de la primera actualización, o el actualizado el año anterior.
PAOMD_j,a-1:	Porcentaje de AOM demostrado por el TN_j, en el año a-1, calculado como se establece en el numeral 2.3 del Anexo General de la Resolución número CREG 011 de 2009.

El porcentaje de AOM a reconocer (PAOMRj,a) debe cumplir con las condiciones establecidas en el numeral 2.3 del Anexo General de la Resolución número CREG 011 de 2009. El valor obtenido debe entregarse a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios junto con la respectiva explicación de su cálculo, a más tardar en la fecha prevista en el artículo 3o de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 050/10, art. 4) (Fuente: R CREG 024/12, art. 3)

ARTÍCULO 3.7.1.5. APLICACIÓN DEL PORCENTAJE DE AOM. A más tardar el 30 de abril de cada año, mediante comunicación escrita, los Transmisores Nacionales informarán al LAC el nuevo porcentaje de AOM a reconocer (PAOMR_j,a).

(Fuente: R CREG 050/10, art. 5) (Fuente: R CREG 024/12, art. 4)

ARTÍCULO 3.7.1.6. FORMATO PARA ENTREGA DE INFORMACIÓN DE AOM. La CREG publicará mediante circular el archivo en medio magnético que deben entregar los Transmisores Nacionales con la información solicitada.

(Fuente: R CREG 050/10, art. 6)

ARTÍCULO 3.7.1.7. FECHA DE ENTREGA DE INFORMACIÓN DE AOM DEL AÑO 2009. Para la información relativa al año 2009, la Fecha de Entrega de Información de AOM será a más tardar el 30 de junio de 2010.

Sobre esta misma información del año 2009, los TN darán cumplimiento a lo establecido en el artículo 5o de esta resolución el último día hábil del mes de entrega de la información y el nuevo porcentaje de AOM a reconocer (PAOMRj,a) se aplicará a partir del primer día del mes siguiente.

(Fuente: R CREG 050/10, art. 7)

Firmas auditoras de la información de AOM (Anexo 1)

ARTÍCULO 3.7.2.1. REQUISITOS DE LAS FIRMAS. Las firmas que realicen las auditorías que deben contratar los Transmisores Nacionales para la revisión y validación de la información de AOM que reporten a la CREG deben cumplir los siguientes requisitos:

- Deben estar constituidas como personas jurídicas cuyo objeto social incluya los servicios de Auditoría.

- Acreditar experiencia mínima de dos (2) años en la práctica de auditorías a empresas de servicios públicos o en asesoría en Costeo Basado en Actividades (ABC, del nombre en inglés) a empresas de servicios públicos.

- La empresa auditora debe asignar a un profesional con experiencia en Costeo Basado en Actividades con el siguiente perfil:

Profesional Universitario con matrícula expedida mínimo con dos (2) años de anterioridad, con experiencia comprobada de mínimo un (1) año en diseño, implementación o administración de sistemas de costeo basado en actividades. Dicho profesional deberá firmar los informes respectivos certificando la información.

La firma de Auditoría no debe hallarse incursa en ninguna causal de inhabilidad o incompatibilidad legal o en conflicto de intereses para la rendición de su informe.

Las empresas transmisoras deben exigir a las firmas auditoras incluir, en el contrato con el profesional asignado para la auditoría de Gastos AOM, un compromiso de atender cualquier aclaración relacionada con su dictamen. El dictamen es una responsabilidad profesional personal e intransferible. De todas formas la responsabilidad contractual recae en la firma auditora, por lo cual esta debe tomar las precauciones que sean del caso.

Para verificar el cumplimiento de los requisitos del auditor, la firma deberá incluir en el reporte de auditoría un anexo donde se pueda verificar el cumplimiento de lo exigido a la firma y la hoja de vida del profesional con experiencia en costos ABC donde debe acreditarse como la persona idónea que cumple con el perfil requerido para emitir el dictamen.

(Fuente: R CREG 050/10, ANEXO 1 Num. 1)

ARTÍCULO 3.7.2.2. ACTIVIDADES DE LAS AUDITORÍAS. - Verificar que la empresa tenga implementado un sistema de costos y gastos por actividades conforme a lo previsto en la Resolución SSPD 33635 de 2005.

- Verificar que la asignación de recursos (conceptos de costos directos de personal, materiales, planta y equipo, edificios, misceláneos y costo de bienes y servicios para la venta) se hayan efectuado en forma directa a las actividades determinantes de los procesos operativos y comerciales y a las actividades de los procesos de apoyo administrativo.

- Verificar que la asignación de los recursos de costos indirectos a las actividades se hayan efectuado a través de "drivers" o factores de asignación que muestren la situación de la empresa.

- Verificar que los gastos administrativos o de soporte se hayan asignado por cada proceso a las unidades de servicio o negocio.

- Verificar que el sistema permita establecer claramente los costos de la Gestión Operativa, de la Gestión Comercial y de la Gestión de Estrategia y Soporte con base en la conformación establecida por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios en el Anexo 2 de la Resolución 33635 de 2005.

- Verificar que en el informe de AOM se utilice únicamente las cuentas consideradas por la normatividad vigente.

- Verificar que el sistema separa claramente los costos de los negocios no regulados o no relacionados con servicios públicos.

- Verificar que los Outsourcing y Concesiones entregan información para su incorporación en el sistema de costos y gastos por actividades.

- Verificar que las cuentas identificadas como de costo de bienes y servicios para la venta, en el sistema unificado de costos y gastos, solo estén afectando los procesos de la gestión comercial.

- Verificar que dentro del reporte de costos y gastos AOM no se incluyan erogaciones causadas por situaciones que son ajenas a la actividad de transmisión de energía eléctrica remunerada mediante cargos por uso.

- Verificar que en el informe de AOM no se hayan registrado conceptos relacionados con las exclusiones establecidas en la Circular CREG 085 de 2008 y en la Resolución CREG 011 de 2009, ni con conceptos que se estén remunerando al TN en forma diferente a cargos por uso de la actividad de transmisión.

- Conciliar la información de gastos y costos de AOM, con lo reportado al Sistema de Costos y Gastos para la actividad de transmisión y los saldos de contabilidad según el Plan Único de Cuentas, y verificar la consistencia de la información con los valores totales por cuenta.

- Dar, sin ambigüedades, el visto bueno o concepto de salvedad sobre la información suministrada por las empresas sobre los costos AOM de la actividad de transmisión de energía eléctrica.

- Entregar el informe del auditor, firmado por el profesional con experiencia en costeo basado en actividades y de acuerdo con el formato establecido para tal efecto en la presente resolución.

(Fuente: R CREG 050/10, ANEXO 1 Num. 2)

Informe de auditor (Anexo 2)

ARTÍCULO 3.7.3.1. 2. El auditor deberá diligenciar el formato "Informe de Auditor" contenido en este Anexo, el cual deberá ser enviado por el Transmisor Nacional a la CREG y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, junto con la información de AOM.

La auditoría debe practicarse con base en las normas generalmente aceptadas, que se relacionan con las cualidades profesionales de un Contador Público, con el empleo de su buen juicio en la ejecución de su examen y en su informe referente al mismo, tomando como base las normas de auditoría señaladas en la Ley 43 de 1990.

FORMATO DEL INFORME DEL AUDITOR

AUDITORÍA DE LA INFORMACIÓN DE GASTOS AOM

EMPRESA: ________________________________________________________

INFORMACIÓN DEL AÑO: ________

No.	Descripción	Si	No	Valor Verificado	Observación
GENERALES
1	¿Posee la empresa un sistema de información de costos y gastos por actividades, conforme a lo previsto por la Resolución SSPD 33635 de 2005, que le permita identificar claramente los correspondientes a la actividad de transmisión remunerada mediante cargos por uso?
2	¿Posee la compañía un mapa de procesos?
3	¿Posee una estructura o mapa de costos, que mediante un diagrama ilustre las diferentes líneas de negocios que tiene la empresa, las subunidades de negocios que se desean costear y los procesos y actividades que permiten la producción y comercialización de los productos o servicios conformantes de cada línea de negocios?
4	¿La asignación de recursos de costos directos se ha efectuado, en forma directa a las actividades determinantes de los procesos operativos y comerciales y a las actividades de los procesos de apoyo administrativo?
5	¿La asignación de los recursos de costos indirectos a las actividades se ha efectuado a través de "drivers" o factores de asignación que muestran la situación de la empresa?
6	¿Los gastos administrativos o de soporte se han estimado para cada proceso y asignado a las unidades de servicio o negocio?
7	¿La información correspondiente a Otros Negocios ha sido debidamente separada de la información de las unidades relacionadas con la prestación del servicio público (transmisión) y por lo tanto de los gastos AOM a reportar a la CREG?
8	¿Los Outsourcing y concesiones entregan la información para su incorporación en el sistema de costos y gastos por actividades? En caso que no los tenga registrar que No Aplica (N/A)
9	¿Las cuentas identificadas con código 7530, excepto la 753004, en el sistema unificado de costos y gastos sólo están afectando los procesos de la gestión comercial y por lo tanto están excluidas de la unidad de transmisión y de los gastos AOM? ¿Cuáles son los valores de dichas cuentas y qué negocio o unidad de servicio están afectando?
CUENTAS 5
10	En la cuenta 510204 Gastos médicos y Drogas ¿se excluyeron los correspondientes a personal pensionado? En caso afirmativo ¿cuál es el valor que le corresponde al personal pensionado en el sistema de costos y gastos por actividades y en qué actividad o negocio se registra?
11	En la cuenta 510205 Auxilios y Servicios Funerarios ¿se excluyeron los correspondientes a personal pensionado? En caso afirmativo ¿cuál es el valor que le corresponde al personal pensionado en el sistema de costos y gastos por actividades? En caso contrario, ¿por qué razón la empresa no asigna estos costos a una unidad diferente a la Unidad de Transmisión?
12	¿Cuál es el valor de la cuenta 510206 Pensiones de Jubilación en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿A qué unidad o negocio especial se encuentra asignado dicho valor?
13	¿Cuál es el valor de la cuenta 510209, Amortización Cálculo Actuarial en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿A qué unidad (es) o negocio (s) especial (es) se encuentra asignado dicho valor?
14	¿Cuál es el valor que le corresponde a la cuenta 511118 en el sistema de costos y gastos por actividades?
15	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 512007 Multas y 512008 Sanciones en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Dichos valores fueron excluidos de la información de gastos AOM a reportar a la CREG?
16	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 5302 Provisiones en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Dicho valor fue excluido en su totalidad de la información de gastos AOM a reportar a la CREG?
17	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 5340 Amortizaciones en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Qué valor fue excluido de la información de gastos AOM a reportar a la CREG?
18	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 58 Otros Gastos en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Qué valor fue excluido de la información de gastos AOM a reportar a la CREG? ¿De las valores excluidos cuáles conceptos son los más relevantes?
19	¿Se excluyó la cuenta 5815 Ajustes de ejercicios anteriores de la información de gastos AOM a reportar a la CREG?
20	Si la empresa desarrolla otros negocios como los señalados a continuación, ¿los tiene separados en el sistema de costos y les asigna en forma proporcional la parte que deben asumir de los procesos de estrategia y soporte? -- Laboratorio y/o venta de medidores -- Mantenimiento de sistemas de Alumbrado Público -- Montaje o mantenimiento de subestaciones y/o redes de propiedad de terceros. -- Alquiler de equipos -- Outsourcing de facturación a terceros. -- Venta de electrodomésticos -- Otros (especificar)
CUENTAS 7
21	¿Cuál es el valor correspondiente al total de las cuentas 750571 a la 750582 en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Dichos valores fueron excluidos de la información de gastos AOM a reportar a la CREG?
22	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 750590 Otros Servicios Personales en el sistema de costos y gastos por actividades? Verificar que los conceptos de costos llevados por esta cuenta no correspondan a alguno de los excluidos por la CREG en la información de gastos AOM a reportar. (En este caso el auditor puede verificar con los documentos fuente)
23	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 7515 Depreciaciones en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Qué valor fue excluido de la información de gastos AOM a reportar a la CREG? ¿Qué porcentaje representa este valor del saldo total que figura en la cuenta respectiva de la contabilidad de la empresa?
24	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 7517 Arrendamientos en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Qué valor fue excluido de la información de gastos AOM a reportar a la CREG? Si la empresa tiene contratos de leasing de equipos, ¿los excluye de los Gastos AOM? De estos contratos ¿cuál es el valor que figura en el sistema de costos y gastos por actividades?
25	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 7520 Amortizaciones en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Qué valor fue excluido de la información de gastos AOM a reportar a la CREG?
26	¿Cuál es el valor correspondiente a la sumatoria de las cuentas 752006 Amortizaciones y 752090 Otras Amortizaciones en el sistema de costos y gastos por actividades?
27	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 753004 Costo por Conexión en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Del valor total cuánto corresponde a Gastos AOM y cuánto a Remuneración de Activos?
28	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 753590 Otras Contribuciones en el sistema de costos y gastos por actividades? Verificar que los conceptos de costos llevados por esta cuenta no correspondan a alguno de los excluidos por la CREG en la información de gastos AOM a reportar. (En este caso el auditor puede verificar con los documentos fuente)
29	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 7540 Ordenes y Contratos de Mantenimiento y Reparaciones en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Qué valor fue reportado en la información de gastos AOM a la CREG? ¿Cuál es el valor correspondiente a la sumatoria de las cuentas 754009 a la 754015 en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Las cuentas 754001 a la 754008 Órdenes y Contratos de Mantenimiento en el sistema de costos y gastos por actividades no están afectadas por partidas correspondientes a cuentas de reparaciones, remodelaciones de líneas, reposiciones de equipos, ni expansiones de líneas y redes? (Se debe revisar, en el sistema de costos y en la contabilidad, las cifras con valores significativos y cruzarlas con los documentos fuentes y verificar el concepto de dicho costo) (El auditor DEBE verificar con los documentos fuente y constatar que el centro de costos afectado corresponda al activo en mención en dicho documento)
30	¿Contabiliza la empresa lo correspondiente a remodelaciones, reposiciones o expansiones de redes o infraestructura con cargo al activo afectado (activos fijos) o con cargo a las cuentas de resultado (mantenimiento o reparaciones)? ¿Los valores de las cuentas 754001 a la 754008 Órdenes y Contratos de Mantenimiento en el sistema de costos y gastos por actividades no están afectados por partidas correspondientes a servicios de mantenimiento a activos de propiedad de terceros, como por ejemplo, alumbrado público, plantas industriales o condominios particulares, etc.? (Se debe revisar en dichas cuentas en el sistema de costos y en la contabilidad de la empresa las cifras cuyos valores son significativos y cruzarlos con los documentos fuentes y verificar el concepto de dicho costo) El auditor DEBE verificar con los documentos fuente, que el centro de costos afectado corresponda a OTROS NEGOCIOS diferentes a servicios públicos)
31	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 754090 Otros Contratos de Mantenimiento en el sistema de costos y gastos por actividades? (El auditor debe verificar que esta cuenta no sea afectada por cuentas de reparaciones, remodelaciones de líneas, reposiciones de equipos, ni expansiones de líneas y redes ni por servicios de mantenimiento a activos de propiedad de terceros)
32	¿La cuenta 756012 Seguros de terrorismo fue excluida de la información de gastos AOM a reportar a la CREG? En caso afirmativo ¿cuál es el valor que le corresponde a Seguros de terrorismo en el sistema de costos y gastos por actividades?
33	¿Está excluido el costo de la prima por lucro cesante por efecto de indisponibilidad ocasionada por fuerza mayor? En caso afirmativo ¿cuál es el valor que le corresponde a este seguro y en cuál cuenta del sistema de costos y gastos por actividades se registra?
34	En el caso específico de ISA ¿cuál es el valor de las transferencias que realiza a la UPME, en cumplimiento de lo establecido en el artículo 14 de la Ley 143 de 1994 y en cuál cuenta se registra?
35 y ss.	(El auditor debe adicionar todos los comentarios o recomendaciones que tenga sobre la información reportada por el Transmisor Nacional)

Para Visto Bueno:

De acuerdo con las revisiones y análisis practicados al Sistema de Costos y Gastos por Actividades y al Reporte de Gastos AOM de la empresa, se encuentra que la información incluida en este reporte cumple con lo exigido por la CREG y que las cuentas 51XX90 y 75XX90 no registran conceptos relacionados con las exclusiones señaladas en la Circular CREG 085 de 2008 y en la Resolución CREG 011 de 2009. Con base en lo anterior, se da el visto bueno a la información de gastos y costos de AOM reportada por la empresa (nombre del TN)

Fecha: ___________

Firma Auditora: ________________________

Auditor con experiencia en Costeo Basado en Actividades:

___________________________________________ __________________

Nombre Firma

Para Salvedad:

De acuerdo con las revisiones y análisis practicados al Sistema de Costos y Gastos por Actividades y al Reporte de Gastos AOM de la empresa (nombre del TN para la CREG, se concluye que la información del Transmisor Nacional no es el resultado de un sistema de costos y gastos por actividades y/o la información no cumple con las exigencias de la CREG para su reporte.

Fecha: _______

Firma Auditora: _________________________

Auditor con experiencia en Costeo Basado en Actividades:

___________________________________________ __________________

Nombre Firma

Notas sobre el diligenciamiento del informe de Auditor

1. En el campo SI, se marca una (X) si la respuesta es positiva.

2. En el campo NO, se marca una (X) si la respuesta es negativa.

3. En el campo VALOR VERIFICADO, se escribe el valor solicitado de acuerdo con la pregunta correspondiente.

4. En el campo OBSERVACIÓN, el auditor puede hacer cualquier nota referente a los resultados sobre la pregunta citada.

(Fuente: R CREG 050/10, ANEXO 2)

Reglamento para el reporte de eventos y el procedimiento para el cálculo de la energía no suministrada, y otras disposiciones relacionadas con la calidad del servicio en el Sistema de Transmisión Nacional

Disposiciones generales

ARTÍCULO 3.8.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Lo dispuesto en esta resolución se aplicará a los agentes que realizan la actividad de transmisión de energía eléctrica y a todos aquellos agentes responsables de la información necesaria para la aplicación del esquema de calidad del servicio en el Sistema de Transmisión Nacional (STN), establecido en el capítulo 4 del anexo general de la Resolución número CREG 011 de 2009 o las que la modifiquen o sustituyan.

Los activos del STN sobre los que aplica el esquema de calidad del servicio son los que: i) hacen parte de la base de activos aprobada a cada Transmisor Nacional (TN), mediante resolución particular, ii) están en operación comercial y podrán hacer parte de la base de activos de un TN, o iii) son construidos como resultado de procesos de libre concurrencia.

(Fuente: R CREG 093/12, art. 1)

ARTÍCULO 3.8.1.2. REPORTE DE EVENTOS. Los TN deberán reportar los Eventos en activos del STN de acuerdo con el reglamento previsto en el anexo general de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 093/12, art. 2)

ARTÍCULO 3.8.1.3. CÁLCULO DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STN. El cálculo de la Energía No Suministrada, ENS, se realizará de conformidad con el procedimiento establecido en el anexo general de esta resolución.

(Fuente: R CREG 093/12, art. 3)

ARTÍCULO 3.8.1.4. BASE DE DATOS PARA EL REPORTE DE EVENTOS. La información de Eventos deberá mantenerse actualizada en la base de datos creada por el CND para su reporte. Esta información será utilizada, entre otros, para calcular las variables relacionadas con la calidad del servicio, las compensaciones, las remuneraciones de los activos y también será insumo para la determinación de la ENS.

El CND deberá mantener almacenada la información de Eventos, en medio digital o de última tecnología, por un período no inferior a cinco años. Esta información deberá estar disponible para consulta de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), o de la CREG.

(Fuente: R CREG 093/12, art. 4)

ARTÍCULO 3.8.1.5. AJUSTE DEL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO. Durante los primeros 15 días calendario de vigencia de la presente resolución, si lo consideran necesario como consecuencia de lo aquí dispuesto, los TN tendrán la opción de ajustar su programa de mantenimiento y no se considerará como un cambio del programa semestral.

(Fuente: R CREG 093/12, art. 5)

ARTÍCULO 3.8.1.6. ACTIVOS QUE ENTRAN EN OPERACIÓN COMERCIAL. A partir de la fecha de entrada en operación comercial de activos del STN, y hasta que se inicie su remuneración a través de cargos por uso, el agente que los represente ante el LAC será responsable por la ocurrencia de Eventos en estos activos que ocasionen ENS.

En consecuencia, a partir de la fecha de entrada en operación comercial de los activos se deberán reportar los Eventos en la forma dispuesta en la presente resolución. Cuando se presente ENS, se estimará su magnitud en la forma descrita en el numeral 3.4 del anexo general de la presente resolución y si el porcentaje que representa resulta superior al 2% se enviará el respectivo informe a la SSPD.

Con el valor de ENS determinado por la SSPD se calculará el valor a compensar, utilizando la forma de cálculo de la compensación por ENS del aparte 3 del numeral 4.8.3 del anexo general de la Resolución número CREG 011 de 2009, el cual será descontado de la remuneración que reciba el agente a través de cargos por uso por esos activos, hasta que se haya cubierto el valor total de esta compensación.

El LAC incluirá esta compensación dentro del cálculo de la variable CANOm,k aplicada para el mes m siguiente al mes en que quede en firme el acto administrativo de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.8.3 del anexo general de la Resolución número CREG 011 de 2009.

PARÁGRAFO. En todo caso, cuando los activos estén incluidos en la remuneración del STN a través de cargos por uso, el agente que los represente ante el LAC será responsable por el cumplimiento de todos los indicadores de calidad establecidos en el capítulo 4 del anexo general de la Resolución número CREG 011 de 2009. Para el cálculo de las Horas de Indisponibilidad del activo, solo se tendrán en cuenta las reportadas desde el primer mes de remuneración.

(Fuente: R CREG 093/12, art. 6)

ARTÍCULO 3.8.1.7. NUEVA INDISPONIBILIDAD EXCLUIDA. Al listado de indisponibilidades excluidas, del numeral 4.6 del anexo general de la Resolución número CREG 011 de 2009, se adiciona la siguiente:

"vii. La ejecución de obras por parte de entidades estatales o las modificaciones a las instalaciones existentes ordenadas en los Planes de Ordenamiento Territorial."

(Fuente: R CREG 093/12, art. 7)

ARTÍCULO 3.8.1.8. ACLARACIÓN DE LAS INDISPONIBILIDADES EXCLUIDAS. Cuando se presenten Eventos ocasionados por indisponibilidades excluidas contenidas en el listado del numeral 4.6 del anexo general de la Resolución número CREG 011 de 2009, no se calcularán las horas de indisponibilidad, HIDm,k, del activo ni la variable CANOi,m,k, definidas respectivamente en los numerales 4.5 y 4.8.3 del citado anexo.

Sin embargo, cuando los anteriores Eventos ocurran en el mismo período horario con Eventos ocasionados por indisponibilidades no excluidas y se determine que hubo ENS, se deberá seguir el procedimiento descrito en el numeral 3.5 del anexo general de esta resolución.

Para el caso de las indisponibilidades excluidas por razones operativas a las que hace referencia el aparte ii del numeral 4.6 del anexo general de la Resolución número CREG 011 de 2009, se considerarán como excluidos los Eventos ocasionados por la operación de esquemas suplementarios instalados para garantizar la operación continua y segura de los activos del STN. El CND publicará en su página web antes del inicio de aplicación de esta resolución una lista con los esquemas suplementarios existentes en el SIN, identificando los activos que operarían por la actuación de los mismos. En la lista deberán precisarse los esquemas suplementarios instalados para evitar sobrecarga en algún circuito o transformador del STN e identificarse estos activos.

(Fuente: R CREG 093/12, art. 8)

ARTÍCULO 3.8.1.9. ACLARACIÓN DEL COSTO DE RACIONAMIENTO. El Costo Incremental Operativo de Racionamiento de Energía a utilizar para el cálculo de la fórmula del aparte 3 del numeral 4.8.3 del anexo general de la Resolución número CREG 011 de 2009, será el que rija para el mes m en el que se aplique la variable CANOi,m,k teniendo en cuenta lo previsto en el numeral 4.8.3.1 del mismo anexo.

(Fuente: R CREG 093/12, art. 9)

ARTÍCULO 3.8.1.10. FECHA DE INICIO DE APLICACIÓN. La metodología de calidad del servicio en el STN, prevista en el Capítulo 4 del anexo general de la Resolución número CREG 011 de 2009, y lo establecido en esta resolución se aplicarán a partir del primero de abril de 2013, salvo los apartes donde se indique un plazo diferente

(Fuente: R CREG 093/12, art. 10) (Fuente: R CREG 147/12, art. 1)

Anexo general

Aspectos generales

Consideraciones especiales

ARTÍCULO 3.8.2.1.1.1. DATOS HISTÓRICOS. Para los activos a los que se les exigía el reporte de indisponibilidades de acuerdo con lo establecido en el artículo 5 de la Resolución CREG 061 de 2000, se utilizarán los datos históricos en la forma establecida en el numeral 4.5 del Anexo General de la Resolución CREG 011 de 2009. Para los activos a los que no se les exigía dicho reporte, se asumirá que las horas de indisponibilidad, durante los meses anteriores al primer mes de aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 011 de 2009, son iguales a cero.

(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.2.1)

ARTÍCULO 3.8.2.1.1.2. MANTENIMIENTO MAYOR. El Mantenimiento Mayor de un activo es el que se realiza por una vez cada seis años y requiere un tiempo mayor a las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad fijadas para ese activo.

Los mantenimientos mayores deberán ser reportados en el Programa Semestral de Mantenimientos y deben ajustarse a los procedimientos aquí establecidos.

De acuerdo con lo señalado en el artículo 18 de la Resolución CREG 011 de 2009, el tiempo máximo permitido para el Mantenimiento Mayor para una unidad constructiva o para una línea, durante el período de seis años que inició el 1 de enero de 2012, es de 96 horas. Se exceptúan los activos asociados a Unidades Constructivas (UC), de tipo encapsuladas cuyo Mantenimiento Mayor se realizará una vez cada 12 años, contados a partir del 1 de enero de 2012, y con un tiempo máximo reconocido de 192 horas. La cantidad de horas que sobrepase las definidas para el mantenimiento mayor no se considerará indisponibilidad excluida.

El número permitido de horas se puede distribuir a solicitud del TN. La distribución debe hacerse de tal forma que, desde el día de inicio hasta el último día del mantenimiento, no se sobrepase un total de 30 días calendario. La duración mínima de indisponibilidad solicitada por Mantenimiento Mayor debe ser de 32 horas.

Para cada día de trabajo, la duración mínima de cada indisponibilidad solicitada deberá ser de ocho horas de trabajo; tratándose del último día de los programados para el Mantenimiento Mayor, esta duración puede ser menor. Sin embargo, si por las condiciones de seguridad del SIN se requiere la disminución de este número de horas para un día determinado, el CND lo podrá solicitar al operador del activo, ante lo cual este último evaluará y tomará la decisión de disminuir la duración o mantener la inicialmente programada. Lo anterior, sin perjuicio de la responsabilidad del operador del activo por la gestión del Mantenimiento Mayor.

Para el caso de un banco de transformadores, el tiempo máximo permitido por Mantenimiento Mayor puede dividirse de tal forma que el mantenimiento de cada unidad se pueda programar en fechas diferentes. En este caso, sólo una de las tres indisponibilidades solicitadas podrá ser inferior a 32 horas.

(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.2.2)

ARTÍCULO 3.8.2.1.1.3. HORAS PROGRAMADAS PARA MANTENIMIENTO. De acuerdo con lo establecido en el numeral 4.5 del Anexo General de la Resolución CREG 011 de 2009, las horas programadas para el mantenimiento de un activo, incluidas en la programación semanal de mantenimientos considerada por el CND para elaborar los programas de despacho, que no sean utilizadas para dicha actividad, se contarán como horas de indisponibilidad del activo. Para las horas no utilizadas, en las que el CND no haya programado generaciones de seguridad, se tomará como indisponibilidad el 50% de ellas.

El CND llevará un registro de las horas efectivamente utilizadas en el mantenimiento de cada activo y de las horas adicionales contabilizadas como indisponibilidad de acuerdo con lo previsto en el párrafo anterior.

Un mantenimiento puede ser cancelado hasta las 08:00 horas del día anterior de la operación, para que esta información pueda ser tenida en cuenta en el despacho.

(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.2.3)

ARTÍCULO 3.8.2.1.1.4. REGLAS ADICIONALES PARA INDISPONIBILIDADES EXCLUIDAS. Con el fin de verificar el cumplimiento de lo previsto en la resolución CREG 011 de 2009, y sin perjuicio de lo establecido en la normatividad vigente en cuanto a consignación de activos, ni de lo señalado en el numeral 4.6 del anexo general de la citada resolución, se establecen los siguientes procedimientos:

a) para las exclusiones contempladas en el aparte iv del numeral 4.6 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, la declaración oficial al CND a que hace referencia el aparte en mención deberá ser por escrito, anexando la información de los activos afectados y la manifestación de que cumplió con los demás puntos exigidos en el citado aparte,

b) para las exclusiones contempladas en el aparte vii del numeral 4.6 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, el TN afectado deberá declarar oficialmente al CND, mediante comunicación escrita, la fecha de inicio de intervención de activos por la ejecución de obras por parte de entidades estatales o sobre las modificaciones a las instalaciones existentes ordenadas en los Planes de Ordenamiento Territorial, detallando los activos afectados, el número de días calendario de la indisponibilidad y adjuntando las respectivas certificaciones de las entidades estatales o de los organismos correspondientes.

Si se presentan cambios en la duración prevista, el TN lo informará por escrito al CND y anexará la correspondiente certificación.

Las citadas comunicaciones deberán presentarse dentro del plazo que para tales fines determine el CND. En todo caso, el CND deberá contar con la información en forma oportuna para que el LAC calcule las compensaciones correspondientes al mes a facturar.

(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.2.4)

Zona excluida de cano

ARTÍCULO 3.8.2.1.2.1. Zona excluida de cano. Una zona del STN que cumpla con las condiciones establecidas en este numeral se denominará Zona Excluida de CANO y no habrá lugar al cálculo de compensaciones por ENS o por dejar No Operativos otros activos, ante Eventos ocasionados por los activos que la conforman.

(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.3)

ARTÍCULO 3.8.2.1.2.2. IDENTIFICACIÓN DE ZONAS EXCLUIDAS DE CANO. Una Zona Excluida de CANO es la zona del STN que, en condiciones normales de operación, es alimentada por un solo circuito del STN o por un solo transformador del STN.

El TN identificará la Zona Excluida de CANO de acuerdo con lo señalado en el párrafo anterior y además deberá cumplir con lo siguiente:

a) informar al CND y a la UPME la existencia de la zona, incluyendo el respectivo diagrama unifilar, y

b) identificar e informar al LAC los Activos del STN que hacen parte de la zona.

Lo anterior deberá ser entregado por los TN durante los 30 días calendario siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.3.1)

ARTÍCULO 3.8.2.1.2.3. LISTA DE ZONAS EXCLUIDAS DE CANO. Para que una zona sea considerada como Zona Excluida de CANO, el CND verificará que cumple con la definición y los requisitos previstos en el numeral anterior. Antes de la fecha de inicio de aplicación de la presente resolución, el CND publicará en su página web la lista de Zonas Excluidas de CANO y el conjunto de activos del STN que hacen parte de cada una de ellas. Si varios TN identifican activos que dependen eléctricamente de un mismo activo, el CND los agrupará y conformará una sola Zona Excluida de CANO.

El CND actualizará esta lista cuando identifique una nueva Zona Excluida de CANO que cumpla con los requisitos, o cuando excluya otra porque entró en operación comercial un proyecto que cambia alguna condición que sirvió para identificarla previamente como Zona Excluida de CANO.

La lista de Zonas Excluidas de CANO del STN será tenida en cuenta por el LAC en la estimación de las compensaciones, a partir del primer día calendario del mes siguiente a cuando el CND la haya publicado en su página de internet.

(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.3.2)

Reglamento para el reporte de eventos

Introducción

ARTÍCULO 3.8.2.2.1.1. Introducción. Los reportes de los Eventos en los activos deberán ser ingresados por los agentes a la base de datos correspondiente dentro del plazo establecido en el numeral 2.5 del presente anexo. Esto sin perjuicio de lo previsto en la Resolución CREG 011 de 2009 sobre la obligación de los TN de informar al CND la ocurrencia de cualquier Evento, dentro de los 15 minutos siguientes a la ocurrencia del mismo y la finalización de la ejecución de maniobras dentro de los cinco minutos siguientes:

(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 2)

Activos del STN a reportar

ARTÍCULO 3.8.2.2.2.1. Activos del STN a reportar. Se deberán reportar los Eventos sobre cada uno de los siguientes Activos del STN:

a) Autotransformador

b) Bahía de Compensación (Incluye la UC CP211)

c) Bahía de Línea

d) Bahía de Transformación

e) Línea 220 o 230 kV

f) Línea 500 kV

g) Módulo de Barraje

h) Módulo de Compensación

i) VQC

j) Otros Activos:

- Bahía de Acople

- Bahía de Seccionamiento

- Bahía de Transferencia

- Banco de Reactores

- Corte Central

- Diferencial de barras

- Enlace ICCP

- SCADA

- Sistema de Comunicaciones.

Si una línea está conformada por más de un circuito, deberán reportarse por separado los Eventos de cada uno de los circuitos.

Las compensaciones se calculan para los activos enunciados en el Artículo 1 de la presente Resolución. Para el caso de los proyectos adjudicados mediante procesos de libre concurrencia, la clasificación de los activos deberá actualizarse cada vez que entre en vigencia la resolución que defina las UC para remunerar la actividad de transmisión.

(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 2 Num. 2.1)

Procedimiento para el reporte de eventos

ARTÍCULO 3.8.2.2.3.1. Procedimiento para el reporte de eventos. El CND, dentro de los 30 días calendario siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución, publicará en su página web los formatos e instrucciones para el reporte de Eventos, considerando que la información a reportar contenga como mínimo lo siguiente:

a) activo sobre el cual se presenta el Evento,

b) fecha y hora de ocurrencia del Evento,

c) duración del Evento, de acuerdo con lo establecido en el numeral 4.5 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009 y teniendo en cuenta los tiempos de ejecución de maniobras establecidos por la regulación y los procedimientos que el CNO defina para tal fin,

d) la Capacidad Disponible del Activo durante el Evento,

e) causa que origina el Evento, precisando si corresponde a alguna de las excluidas, según lo previsto en el numeral 4.6 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009,

f) cuando el activo quede no operativo por causa de otro del STN, informar el activo causante,

g) señalar si el Evento obedece a la operación de un esquema suplementario, identificando el respectivo esquema,

h) diferenciación entre Eventos programados y no programados,

i) número de consignación, cuando aplique,

j) clasificación según las causas detalladas, acordadas y publicadas por el Consejo Nacional de Operación, CNO,

k) descripción del Evento.

La anterior información deberá ser entregada en el plazo para el Ingreso de reporte de Eventos previsto en el numeral 2.5 de este anexo. En caso de ser necesario, la causa detallada podrá ser modificada dentro del plazo que establezca el CND, ya que corresponde a un dato informativo que no aplica para el cálculo de las compensaciones ni de los indicadores de calidad establecidos en la Resolución CREG 011 de 2009.

El CNO elaborará, actualizará y publicará la lista de causas detalladas, la cual se aplicará a partir del primer día calendario del mes siguiente a su publicación.

Una vez elaborados los formatos e instrucciones para el reporte de Eventos y cuando se requiera modificarlos, el CND deberá enviarlo para conocimiento de la CREG.

(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 2 Num. 2.2)

Responsabilidad del reporte de información

ARTÍCULO 3.8.2.2.4.1. Responsabilidad del reporte de información. Cuando el TN no opere directamente los activos que representa, la información será reportada por quien los opera, y en el respectivo contrato de operación podrán precisarse los mecanismos para que el TN conozca la información reportada al CND. En todo caso, el responsable de la calidad y la oportunidad de la información reportada, a través del sistema dispuesto por el CND para este fin, es el TN que está representando los activos ante el LAC.

(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 2 Num. 2.3)

Validación de la información

ARTÍCULO 3.8.2.2.5.1. Validación de la información. El CND confrontará la información de Eventos que se ingresa a la base de datos con la información que le haya sido reportada por los operadores de los activos, así como con la información disponible en los registros de señales digitales y análogas ante la ocurrencia de Eventos, los registros de las lecturas de energía y potencia en tiempo real para los barras de las subestaciones del STN, los registros de consignaciones y el reporte de fallas en los transformadores de medida, entre otros. El CND definirá las fuentes que utilizará y la información que verificará.

En el proceso de validación, si el CND encuentra que la indisponibilidad de un activo dejó como Activo No Operativo a otros activos, ingresará los reportes correspondientes sobre estos activos e informará al agente causante de la no operatividad.

Después de finalizado el proceso de validación, en el sistema de consulta que habilite el CND, los agentes podrán revisar la información validada y el listado de las inconsistencias encontradas. En caso de ser necesario, el agente podrá solicitar ajustes a la información publicada y el CND responderá a los agentes las solicitudes presentadas, de acuerdo con los procedimientos que establezca para tal fin.

La información validada por el CND y, de ser el caso, ajustada según los comentarios de los agentes, será la que deberá quedar registrada en la base de datos de reporte de Eventos de que trata el artículo 4o de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 2 Num. 2.4)

Plazos

ARTÍCULO 3.8.2.2.6.1. Plazos. Para realizar los procedimientos descritos en el presente anexo, se tendrán en cuenta los siguientes plazos, cada uno contado a partir de las 24:00 horas del día de operación:

Actividad	Responsable	Plazo (h)
Ingreso de reporte de eventos	Agente	12
Validación y publicación de listado de inconsistencias	CND	36
Solicitud de modificación de información	Agente	60
Respuesta a solicitudes de modificación	CND	72

El CND precisará en su página web, mayores plazos para el "Ingreso de reporte de Eventos" de aquellos ocasionados por catástrofes naturales o por actos de terrorismo y para los que causen desatención de la demanda de energía cuya magnitud sea superior al 10% del SIN.

Los plazos previstos en este numeral empezarán a aplicarse a partir de la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 2 Num. 2.5)

Cálculo de la energía no suministrada

Introducción

ARTÍCULO 3.8.2.3.1.1. Introducción. De acuerdo con lo establecido en el numeral 4.8.3.1 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, el procedimiento que deberá seguir el CND para la estimación de la Energía No Suministrada, ENS, y del Porcentaje de Energía No Suministrada, PENS, originada por Eventos ocurridos en el STN, será el definido en este anexo.

No se calculará ninguno de los anteriores parámetros y por lo tanto no habrá lugar a compensación por ENS para Eventos diferentes a los no programados, ni para los activos que hacen parte de Zonas Excluidas de CANO, siempre y cuando se encuentren en la Lista de Zonas Excluidas publicada por el CND de acuerdo con lo previsto en el numeral 1.3.2 de este Anexo.

(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3)

Demanda entregada

ARTÍCULO 3.8.2.3.2.1. Demanda entregada. La Demanda Entregada en el Sistema Interconectado Nacional, SIN será estimada por el CND, a partir de la suma de las demandas de todos los comercializadores que atienden usuarios conectados al SIN. Los datos de energía de cada período horario deben estar referidos al STN, sin considerar las pérdidas en este sistema.

(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3 Num. 3.1)

Pronóstico de demanda

ARTÍCULO 3.8.2.3.3.1. Pronóstico de demanda. La referencia para determinar el pronóstico de demanda en el SIN será la información de predicción horaria de la demanda de energía utilizada para establecer el Despacho Económico de cada día.

(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3 Num. 3.2)

Pronóstico nuevo de demanda

ARTÍCULO 3.8.2.3.4.1. Pronóstico nuevo de demanda. Para el período horario asociado con un Evento en el STN y para el siguiente período horario, en caso de que subsista el Evento, el CND calculará un Pronóstico Nuevo de Demanda, ajustado a partir de la Demanda Entregada y el Pronóstico de Demanda, sin considerar las pérdidas en el STN. La fórmula de cálculo del Pronóstico Nuevo de Demanda, es la siguiente:

Dónde:

PRN_h	:	Pronóstico Nuevo de Demanda para el período horario h
PR_h	:	Pronóstico de demanda utilizado en el Despacho Económico para el período horario h
PR_a	:	Pronóstico de demanda utilizado en el Despacho Económico para el período horario a
DE_a	:	Demanda Entregada en el período horario a
h	:	Periodo horario en el que se presenta el Evento y el período horario siguiente, en caso de que subsista el Evento
a	:	Último período horario, anterior a la presentación del Evento en análisis, para el cual no se tenía efecto en la demanda atendida causado por otros Eventos en el STN

(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3 Num. 3.3)

Cálculo de la ENS

ARTÍCULO 3.8.2.3.5.1. Cálculo de la ENS. Dentro de los dos días calendario siguientes al plazo para la respuesta de solicitudes de modificación, establecido en el numeral 2.5 del presente anexo, para cada período horario que tenga asociado uno o más Eventos no programados ocasionados por activos del STN, el CND determinará la ENS y el PENS. En todo caso, el CND deberá suministrar al LAC la información requerida para el cálculo de las compensaciones, correspondientes al mes a facturar, con anterioridad a la fecha en que se elabora la facturación mensual de los cargos por uso del STN.

La ENS para cada período horario, ENSHh, será la diferencia entre el Pronóstico Nuevo de Demanda, calculado de acuerdo con la fórmula del numeral 3.3 de este anexo, y la Demanda Entregada:

El PENS para cada período horario, se calcula así:

Cuando PENSh sea igual o inferior a 2% la correspondiente ENSHh será igual a cero.

Cuando PENSh sea superior al 2%, la ENS a considerar por causa del Evento, ENSh, será el valor máximo entre el resultado obtenido para el período horario en el que ocurrió el Evento (h=1e) y el del período horario siguiente (h=2e), en caso de que subsista el Evento:

Este último resultado se utilizará como la variable ENSh en la fórmula del aparte 3 del numeral 4.8.3 del Anexo General de la Resolución CREG 011 de 2009 y la variable PENSh del mismo numeral tomará el valor del PENSh correspondiente al período horario de la máxima ENSHh.

Las variables utilizadas en las fórmulas de este numeral tienen las siguientes definiciones:

CONSULTAR ECUACIÓN EN EL ORIGINAL IMPRESO O EN FORMATO PDF.

ENSH_h :	Energía No Suministrada en el período horario h
PRN_h :	Pronóstico Nuevo de Demanda para el período horario h
DE_h :	Demanda Entregada en el período horario h
PENS_h :	Porcentaje de Energía No Suministrada en el período horario h
ENS_h :	Energía No Suministrada asociada a Eventos ocasionados por Activos del STN

(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3 Num. 3.4)

Cálculo de ENS para eventos simultáneos

ARTÍCULO 3.8.2.3.6.1. Cálculo de ENS para eventos simultáneos. Cuando en un mismo activo y en un mismo período horario se presentan dos o más Eventos, la ENS se calculará con las fórmulas previstas en el numeral 3.4 de este anexo, sin hacer desagregación de cada uno de los Eventos ocurridos.

Cuando durante el mismo período horario se presenten sendos Eventos independientes en más de un activo, y el PENSh, calculado conforme el numeral 3.4 de este anexo, supere el 2%, el CND estimará la ENS asociada con cada Evento aplicando las siguientes fórmulas:

Donde:

PPi:	porcentaje de participación del Evento i en la ENS,
Di:	disminución en la magnitud de la potencia activa entregada en el SIN, con base en las lecturas de potencia en el instante anterior y en el instante posterior a la ocurrencia del evento i
Hi:	duración de la indisponibilidad causada por el Evento i, expresada en horas, considerando únicamente los dos primeros periodos horarios,
ENS_i:	Energía No Suministrada ocasionada por el Evento i,
ENS_h:	Energía No Suministrada asociada a Eventos ocasionados por activos del STN
NS:	número de Eventos simultáneos.

La ENSi obtenida para cada Evento será la correspondiente ENSh a utilizar en la fórmula del aparte 3 del numeral 4.8.3 del Anexo General de la Resolución CREG 011 de 2009, para calcular la compensación del activo que ocasionó el Evento i.

Si no es posible hacer esta distribución, la ENSh se asignará en partes iguales a cada uno de los Eventos, y se deberá incluir la respectiva justificación en el informe de que trata el numeral 3.6 del presente anexo.

Cuando uno de los Eventos sea ocasionado por una indisponibilidad excluida, la ENSi correspondiente calculada con el procedimiento aquí descrito será igual a cero. En este caso se deberá verificar que la suma de las restantes ENSi superen el 2%, en caso contrario todas las ENSi serán iguales a cero.

(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3 Num. 3.5)

Informe sobre ENS

ARTÍCULO 3.8.2.3.7.1. Informe sobre ENS. De acuerdo con lo establecido en el numeral 4.8.3.1 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, si la variable PENSh supera el 2%, el CND deberá enviar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, un informe donde se haga el análisis detallado del Evento ocurrido y contenga como mínimo lo siguiente:

a) número y descripción de Eventos registrados y los activos causantes de los Eventos,

b) valores y memoria de cálculo de todas las variables descritas en este capítulo,

c) curva de la potencia activa en el SIN, para el período horario del Evento, los 12 períodos horarios anteriores y los 12 siguientes a la ocurrencia del mismo, y

d) el informe final del Evento previsto en los acuerdos del CNO,

El informe será elaborado por el CND, teniendo en cuenta los plazos establecidos en los acuerdos del CNO para la presentación de los informes de análisis del Evento, y suministrado como herramienta a la SSPD para que esta entidad determine si se presentó ENS, su magnitud, los activos causantes y los agentes responsables.

(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3 Num. 3.6)

Procedimientos para la ejecución de proyectos urgentes en el Sistema de Transmisión Nacional o en los sistemas de transmisión regional

Disposiciones generales

ARTÍCULO 3.9.1.1. OBJETO Y ALCANCE. Las disposiciones excepcionales contenidas en esta resolución aplican para la ejecución de los proyectos que se identifiquen como urgentes en el STN o en los STR, según lo establecido en la Resolución MME 90604 de 2014, cuando no se cuente con el tiempo suficiente para ejecutarlos de forma normal. Las demás reglas para la ejecución y para la remuneración de los proyectos urgentes en el STN y en los STR serán las contenidas en las resoluciones CREG 022 de 2001, 097 de 2008, 011 de 2009 y 024 de 2013, o las que las modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 093/14, art. 1)

Proyectos urgentes en el STN

ARTÍCULO 3.9.2.1. MECANISMOS DE EJECUCIÓN DE PROYECTOS DEL STN. Los proyectos urgentes en el STN identificados por la UPME en cumplimiento de lo establecido por el Ministerio de Minas y Energía en la Resolución 90604 de 2014, deben ser ejecutados mediante procesos de convocatoria que observen los parámetros establecidos en el artículo 4 de la citada resolución o mediante proyectos de ampliación cuando los proyectos correspondan a los definidos en el artículo 6 de la Resolución CREG 022 de 2001, o la que la modifique o sustituya.

(Fuente: R CREG 093/14, art. 2)

ARTÍCULO 3.9.2.2. AGENTES OPCIONADOS PARA LA EJECUCIÓN DE PROYECTOS DE AMPLIACIÓN. Los proyectos urgentes que puedan ser ejecutados mediante ampliación podrán ser desarrollados, como primera opción, por el TN que representa ante el LAC el mayor valor de activos del STN de la subestación a la que se conectará el proyecto, estimado con base en los precios de las UC que se encuentren vigentes en ese momento. La UPME le informará al TN respectivo la opción que tiene para llevar a cabo la ejecución de un proyecto mediante ampliación.

Si este TN no manifiesta interés de ejecutar el proyecto tendrán la opción, en su orden, los TN que le sigan en valor de activos en la subestación y si ninguno de los TN mencionados manifiesta interés, podrá realizarla cualquier otro TN que manifieste interés. Las manifestaciones de interés deberán entregarse dentro del plazo que la UPME defina para ello.

Cuando haya más de un TN interesado en ejecutar el proyecto se escogerá al que primero haya radicado su manifestación de interés ante la UPME.

Si ningún TN está interesado en ejecutar el proyecto se llevará a cabo un proceso de convocatoria, considerando las disposiciones establecidas en esta resolución.

(Fuente: R CREG 093/14, art. 3)

ARTÍCULO 3.9.2.3. OTORGAMIENTO DE GARANTÍAS. Los inversionistas o agentes que vayan a ejecutar proyectos urgentes en el STN deberán otorgar una garantía de ejecución de los proyectos asignados mediante procesos de convocatoria.

La garantía deberá ajustarse a las reglas y condiciones establecidas en los numerales 2, 3, 5 y 6 del anexo 1 de la Resolución CREG 022 de 2001, o aquella que le modifique o sustituya, y deberá ser entregada al ASIC, dentro del plazo que la UPME defina, para que sea aprobada en un plazo de dos (2) días contados desde la fecha de recibo de la garantía.

Para la apertura del proceso de convocatoria no se exigirá el otorgamiento anticipado de la garantía de que trata el numeral 1 del literal b) del artículo 4 de la Resolución CREG 022 de 2001, o aquella que le modifique o sustituya, exigido a los Operadores de Red, generadores o usuarios no regulados, UNR, que se van a conectar al proyecto, a menos que la UPME determine que sí se requiere al considerar la finalidad principal del proyecto. Cuando no se haya exigido el otorgamiento anticipado de la garantía de los usuarios mencionados, la UPME definirá un plazo de entrega posterior al inicio del proceso de convocatoria.

(Fuente: R CREG 093/14, art. 4)

Proyectos urgentes en el STR

ARTÍCULO 3.9.3.1. MECANISMOS DE EJECUCIÓN DE PROYECTOS DEL STR. Los proyectos urgentes en el STR deben ser ejecutados, como primera opción, por el OR del área. Para esto la UPME le informará a dicho OR sobre la necesidad del proyecto y las especificaciones técnicas requeridas que sean adicionales a las señaladas en el Código de Redes de la Resolución CREG 025 de 1995 y aquellas que identifique como condición indispensable de cada proyecto.

Cuando haya más de un OR en el área la UPME se lo informará a los interesados y seleccionará como ejecutor del proyecto al OR que primero manifieste interés dentro del plazo que esta entidad defina para ello. Si el OR del área no está interesado, se llevará a cabo un proceso de convocatoria de acuerdo con los parámetros generales establecidos en las resoluciones CREG 097 de 2008 y 024 de 2013, o las que las modifiquen o sustituyan, y lo dispuesto para el STR en el artículo 4o de la Resolución 9 0604 de 2014 expedida por el Ministerio de Minas y Energía.

Para la remuneración de los proyectos del STR identificados como urgentes no será necesario contar con la aprobación de la UPME, de que trata el numeral 4.1 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, siempre y cuando el OR solicite aprobación de las mismas unidades constructivas y cantidades utilizadas por la UPME para la evaluación del proyecto.

(Fuente: R CREG 093/14, art. 5)

ARTÍCULO 3.9.3.2. OTORGAMIENTO DE GARANTÍAS. Los inversionistas o agentes que vayan a ejecutar proyectos urgentes en el STR deberán otorgar una garantía de ejecución de los proyectos a ser ejecutados directamente por el OR y de los proyectos asignados mediante procesos de convocatoria.

La garantía deberá ajustarse a las reglas y condiciones establecidas en los capítulos 1 y 3 del anexo general de la Resolución CREG 024 de 2013, o aquella que le modifique o sustituya, y deberá ser entregada al ASIC para que sea aprobada en un plazo de dos (2) días contados desde la fecha de recibo de la garantía.

Para la ejecución de los proyectos urgentes en el STR se deberá tener en cuenta lo siguiente:

a) Proyectos ejecutados directamente por el OR Cuando el OR ejecute directamente el proyecto tendrá un plazo de cinco (5) días, contados a partir de que la UPME le informe de la necesidad de ejecutar proyectos urgentes en el mercado de comercialización atendido por él, para entregar la manifestación de interés en la ejecución. Si el OR está interesado, tendrá un plazo de diez (10) días adicionales para entregar la garantía y el cronograma.

b) Proyectos ejecutados mediante procesos de convocatoria Cuando el OR no cumpla con lo establecido en el anterior literal o no manifieste interés en ejecutar el proyecto, la UPME iniciará un proceso de convocatoria y fijará el plazo para la entrega de la garantía.

Cuando el OR ejecute directamente el proyecto o para la apertura del proceso de convocatoria no se exigirá el otorgamiento anticipado de la garantía a quienes se van a conectar al proyecto del STR, a menos que la UPME determine que sí se requiere al considerar la finalidad principal del proyecto. Cuando no se haya exigido el otorgamiento anticipado de la garantía, la UPME definirá un plazo de entrega posterior al inicio del proyecto ejecutado directamente o mediante un proceso de convocatoria.

(Fuente: R CREG 093/14, art. 6)

ARTÍCULO 3.9.3.3. VALOR DE COBERTURA DE LA GARANTÍA DEL EJECUTOR. La garantía que constituya el ejecutor del proyecto del STR se otorgará por un monto calculado de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 024 de 2013, o aquella que le modifique o sustituya, pero sin sobrepasar el 20% del valor del proyecto estimado por la UPME.

Para esta estimación la UPME tendrá en cuenta las unidades constructivas vigentes y en caso de que el proyecto tenga costo superior al costo medio del nivel de tensión 4 para la valoración se utilizarán los costos resultantes del procedimiento establecido en el artículo 9o de la Resolución CREG 024 de 2013, o aquella que le modifique o sustituya.

(Fuente: R CREG 093/14, art. 7)

Ajustes necesarios a la regulación vigente para dar cumplimiento a lo establecido en el artículo 190 de la Ley 1753 de 2011, relacionados con el pago de contribuciones en el cargo por uso del sistema nacional de transmisión

ARTÍCULO 3.10.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución se aplica a los Transmisores Nacionales, TN, al Liquidador y Administrador de Cuentas de los cargos por uso de las redes del SIN, LAC, al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, a los agentes del sector eléctrico y a los usuarios finales del servicio público domiciliario de energía eléctrica.

(Fuente: R CREG 231/15, art. 1)

ARTÍCULO 3.10.2. LIQUIDACIÓN DE LA CONTRIBUCIÓN PARA EL FAER. La contribución para el Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, de que trata el artículo 190 de la Ley 1753 de 2015, será liquidada mensualmente por el LAC, de conformidad con la siguiente expresión:

donde:

VCFAER_m,k	:	Valor de la contribución para el FAER en el mes m del año k.
ESTN_m	:	Energía transportada en el Sistema de Transmisión Nacional, en el mes m, expresada en kWh. Corresponde a la suma de las importaciones de energía del STN durante el mes m, medidas horariamente en las fronteras conectadas al STN.
FAER	:	Contribución con destino al Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas. Su valor es 2,1 $/kWh.
IPP_k-1	:	Índice de Precios del Productor correspondiente al mes de diciembre anterior al inicio del año k, calculado por el Departamento Administrativo Nacional de Estadística, DANE.
IPP₀	:	Índice de Precios del Productor correspondiente al mes de diciembre de 2015.

(Fuente: R CREG 231/15, art. 2)

ARTÍCULO 3.10.3. LIQUIDACIÓN DE LA CONTRIBUCIÓN PARA EL PRONE. La contribución para el Programa de Normalización de Redes Eléctricas, PRONE, de que trata el artículo 190 de la Ley 1753 de 2015, será liquidada mensualmente por el LAC, de conformidad con la siguiente expresión:

Donde:

VCPRONE_m,k	:	Valor de la contribución para el PRONE en el mes m del año k.
ESTN_m	:	Energía transportada en el Sistema de Transmisión Nacional, en el mes m, expresada en kWh. Corresponde a la suma de las importaciones de energía del STN durante el mes m, medidas horariamente en las fronteras conectadas al STN.
PRONE	:	Contribución con destino al Programa de Normalización de Redes Eléctricas. Su valor es 1,9 $/kWh.
IPP_k-1	:	Índice de Precios del Productor correspondiente al mes de diciembre anterior al inicio del año k, calculado por el Departamento Administrativo Nacional de Estadística, DANE.
IPP₀	:	Índice de Precios del Productor correspondiente al mes de diciembre de 2015.

(Fuente: R CREG 231/15, art. 3)

ARTÍCULO 3.10.4. LIQUIDACIÓN DE LA CONTRIBUCIÓN PARA EL FOES. La contribución para el Fondo de Energía Social, FOES, de que trata el artículo 190 de la Ley 1753 de 2015, será liquidada mensualmente por el LAC, de conformidad con la siguiente expresión:

Donde:

VCFOES_m,k	:	Valor de la contribución para el FOES en el mes m del año k.
ESTN_m	:	Energía transportada en el Sistema de Transmisión Nacional, en el mes m, expresada en kWh. Corresponde a la suma de las importaciones de energía del STN durante el mes m, medidas horariamente en las fronteras conectadas al STN.
FOES	:	Contribución con destino al Fondo de Energía Social, FOES. Su valor es 2,1 $/kWh.
IPP_k-1	:	Índice de Precios del Productor correspondiente al mes de diciembre anterior al inicio del año k, calculado por el Departamento Administrativo Nacional de Estadística, DANE.
IPP₀	:	Índice de Precios del Productor correspondiente al mes de diciembre de 2015.

(Fuente: R CREG 231/15, art. 4)

ARTÍCULO 3.10.5. FACTURACIÓN Y RECAUDO DE LAS CONTRIBUCIONES. El valor mensual de las contribuciones, calculadas según lo establecido en esta resolución, se deberá incorporar dentro del valor a recaudar mensualmente mediante cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional, STN. Para ello el LAC deberá:

a) Adicionar las contribuciones al Ingreso Mensual de los TN, que se obtiene según lo previsto en el numeral 1.4 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009 y en la Resolución CREG 147 de 2001, o en aquellas que las adicionen, modifiquen o sustituyan;

b) Determinar para cada TN el valor del ingreso mensual que se le debe incrementar por concepto de las contribuciones, en proporción al ingreso mensual que recibe, antes de descontar el Valor Mensual a Compensar, VCM_j,m, definido en el numeral 1.4 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, o en aquella que la modifique o sustituya;

c) Descontar y facturar, conjuntamente con la liquidación del ingreso del STN que realiza a cada uno de los TN, las contribuciones de que trata esta resolución.

PARÁGRAFO 1o. Para el pago de las contribuciones se considerarán todos los Transmisores Nacionales que hacen parte del STN.

PARÁGRAFO 2o. Se excluyen del pago de las contribuciones, los activos que se construyan según lo dispuesto por la Resolución CREG 092 de 2002, o aquella que la modifique o sustituya, y que operen a una tensión inferior a 220 kV.

PARÁGRAFO 3o. El monto recaudado por el LAC por concepto de las contribuciones se girará a las cuentas que designe el Ministerio de Hacienda y Crédito Público.

(Fuente: R CREG 231/15, art. 5)

ARTÍCULO 3.10.6. INICIO DE APLICACIÓN DE LAS CONTRIBUCIONES. Las contribuciones de que trata esta resolución se empezarán a incluir en los cargos por uso del STN a partir de la liquidación correspondiente al mes de enero de 2016.

(Fuente: R CREG 231/15, art. 6)

Atención segura y confiable de la demanda

Criterios de confiabilidad de la operación aplicables para contingencias sencillas, como parte del código de operación

ARTÍCULO 3.11.1.1. CRITERIOS DE CONFIABILIDAD ANTE CONTINGENCIAS. Cuando existan retrasos en la ejecución de la expansión o reposición de las redes del STN o de los STR, y en los análisis eléctricos de planeación de la operación del SIN se detecte que, sin dicha expansión o reposición, los recursos de transporte o generación disponibles en el sistema no son suficientes para cubrir una contingencia sencilla, manteniendo una operación segura y confiable, el CND ordenará desconexiones preventivas de demanda, siempre y cuando se cumplan las siguientes condiciones:

a) La posible ocurrencia de una contingencia sencilla generaría una afectación mayor al 20% de la demanda total de al menos una subárea operativa donde se presentó la afectación de demanda;

b) La desconexión preventiva de demanda comparada con la desconexión correctiva de demanda, representa un porcentaje menor o igual a los que se muestran en la siguiente tabla, según la frecuencia de ocurrencia de la contingencia en análisis, durante los últimos 365 días.

Frecuencia [veces]	Desconexión preventiva de demanda [%]
-	Con mantenimiento sin riesgo de disparo o sin mantenimiento	En mantenimiento con riesgo de disparo
0	10	20
1	20	20
=2	30	30

La magnitud de la demanda a desconectar de manera preventiva, que estime el CND, debe ser tal que, en caso de producirse la contingencia, la magnitud máxima que pueda alcanzar la demanda no atendida adicional sea equivalente al valor de demanda que dejaría de atenderse ante la actuación de los Esquemas Suplementarios de la respectiva subárea. Si en la subárea no hay Esquemas Suplementarios, la cantidad de demanda a desconectar en forma preventiva debe ser la necesaria para que, en caso de producirse la contingencia, no se presente demanda no atendida adicional.

Mediante comunicación escrita el CND informará al operador de la subárea operativa las contingencias que, según los análisis eléctricos, requerirían una orden de desconexión preventiva de demanda. Con esta información el operador deberá identificar las cargas que deben ser desconectadas para dar cumplimiento a la orden dada por el CND e informar de dicha situación a los comercializadores y usuarios involucrados.

El CND actualizará el cálculo de la frecuencia de ocurrencia de las contingencias, a más tardar el día 15 de los meses de enero, abril, julio y octubre de cada año.

No serán excluibles para el cálculo de los indicadores de calidad del servicio las indisponibilidades de activos debidas a desconexiones preventivas de demanda, si estas fueron requeridas por el retraso en la expansión del sistema y los activos abiertos son remunerados al OR responsable de la expansión del respectivo sistema.

PARÁGRAFO 1o. El CND deberá identificar las contingencias sencillas que pueden causar desconexiones correctivas de demanda de gran magnitud y, sin importar su frecuencia de ocurrencia en el último año, ordenará las desconexiones preventivas de demanda necesarias para mitigar su posible impacto. El CND y el CNO podrán acordar y proponer a la CREG un porcentaje límite diferente para considerar que una desconexión de demanda es de gran magnitud, cuando haya fundamento para ello.

PARÁGRAFO 2o. Las disposiciones contenidas en este artículo también serán aplicables cuando, debido a situaciones de desconexiones programadas para la conexión de proyectos de expansión en el STN o los STR, los recursos de transporte o generación disponibles en el sistema no sean suficientes para cubrir una contingencia sencilla, manteniendo una operación segura y confiable.

PARÁGRAFO 3o. Las disposiciones de este artículo no son aplicables ante Condiciones Anormales de Orden Público (CAOP).

PARÁGRAFO 3o. El CND y el CNO podrán acordar y proponer valores diferentes a los mostrados en la tabla del literal b) de este artículo, para las subáreas definidas. La propuesta deberá ser enviada para aprobación de la CREG, con el respectivo soporte.

PARÁGRAFO 4o. Los agentes responsables de los Esquemas Suplementarios deberán cumplir las condiciones exigidas de mantenimiento y de pruebas de funcionamiento definidas mediante acuerdo del CNO.

(Fuente: R CREG 224/16, art. 2) (Fuente: R CREG 073/19, art. 1)

ARTÍCULO 3.11.1.2. Los criterios establecidos en esta resolución son aplicables exclusivamente a la operación del sistema y, por lo tanto, no deben ser tenidos en cuenta durante la planeación de la expansión o reposición de las redes del STN o de los STR.

(Fuente: R CREG 224/16, art. 3)

ARTÍCULO 3.11.1.3. El CND deberá mantener publicada en su página web la información de las contingencias criticas del sistema, con el fin de que esta estadística pueda ser utilizada para soportar ajustes a la curva de probabilidad de eventos y afectación de demanda en el SIN.

(Fuente: R CREG 224/16, art. 4)

ARTÍCULO 3.11.1.4. El CND deberá implementar lo definido en esta resolución a partir de su entrada en vigencia.

(Fuente: R CREG 224/16, art. 5)

ARTÍCULO 3.11.1.5. La presente resolución rige después de treinta (30) días calendario de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias.

(Fuente: R CREG 224/16, art. 6)

Reglas adicionales para garantizar la atención segura y confiable de la demanda

ARTÍCULO 3.11.2.1. REGLAS ADICIONALES PARA GARANTIZAR LA ATENCIÓN SEGURA Y CONFIABLE DE LA DEMANDA. En caso que el CND identifique que es necesario hacer uso de una configuración diferente a la declarada por un agente generador para garantizar la atención segura y confiable de la demanda, podrá acordar con el agente la configuración requerida desde el despacho para la planta de generación respectiva, tomando como base el número de unidades y combustible de la configuración declarada por el agente en el despacho económico o redespacho.

Sin perjuicio de lo anterior, la disponibilidad declarada de la planta se mantendrá igual a la declarada por el agente al despacho económico o redespacho.

PARÁGRAFO 1o. El CND establecerá y publicará el procedimiento para acordar con el agente la configuración.

PARÁGRAFO 2o. La aplicación de la anterior norma se debe dar una vez agotadas todas las instancias disponibles que tenga el CND para mantener y preservar la seguridad y confiabilidad del SIN.

(Fuente: R CREG 036/17, art. 1)

ARTÍCULO 3.11.2.2. APLICACIÓN DE LAS REGLAS DEFINIDAS EN EL ARTÍCULO 1o DE LA PRESENTE NORMA. Las reglas definidas en el artículo 1o de la presente norma solamente serán aplicables cuando se encuentre que el riesgo de atención de la demanda, analizado conforme a lo previsto en las disposiciones de la Resolución CREG 224 de 2016, es menor si el CND cambia la configuración declarada por la planta conforme a lo indicado en el artículo anterior.

En los casos en que no sea aplicable la Resolución CREG 224 de 2016, se encuentre en riesgo la atención de la demanda y sea viable el cambio de configuraciones de la planta de generación, se podrá aplicar lo previsto en el artículo 1o de esta norma.

(Fuente: R CREG 036/17, art. 2)

ARTÍCULO 3.11.2.3. REPORTE DEL CENTRO NACIONAL DE DESPACHO (CND), A LA SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS (SSPD). Cuando el CND aplique el artículo 1o de la presente norma, deberá reportarlo a la SSPD presentando la información de la declaración de disponibilidad de la planta, la configuración acordada y los análisis que justificaron la necesidad del cambio.

(Fuente: R CREG 036/17, art. 3)

Normas relacionadas con las pérdidas de referencia en el Sistema de Transmisión Nacional

ARTÍCULO 3.12.1. PERDIDAS DE REFERENCIA. Las pérdidas de energía horarias de referencia, en MWh, serán iguales a las pérdidas de energía horarias reales del STN, calculadas como la diferencia entre las sumatorias de las energías importadas y exportadas en el STN, en MWh, medidas en las fronteras comerciales. Los comercializadores seguirán pagando estas pérdidas en proporción a sus demandas.

Pérdidas de Energía Reales = S Energía Importada en el STN - S Energía Exportada en el STN

Pérdidas de Referencia = Pérdidas de Energía Reales

(Fuente: R CREG 039/99, art. 1)

ARTÍCULO 3.12.2. NIVEL DE PÉRDIDAS DE LOS PROYECTOS DE EXPANSIÓN DEL STN. La CREG definirá una norma general relacionada con las pérdidas de energía admisibles para los proyectos futuros del Plan de Expansión del STN. Los proponentes que participan en las convocatorias actualmente en curso, deberán acogerse, además de lo dispuesto en el Numeral 2.2 del Anexo CC.1 de la Resolución CREG-025 de 1995, a un valor de resistencia eléctrica máxima permitida (resistencia DC a 20o.C en ohms/km), que será establecida por la UPME.

(Fuente: R CREG 039/99, art. 2)

ARTÍCULO 3.12.3. CONTROL DE PERDIDAS EN EL STN. Sin perjuicio de las funciones atribuidas a otras autoridades, el Comité Asesor para el Planeamiento de la Transmisión -CAPT- deberá monitorear el nivel de pérdidas en el STN, para que éstas se mantengan dentro de valores razonables, para lo cual establecerá un sistema de revisión periódica de las mismas. Como resultado de la labor, el CAPT propondrá nuevos proyectos de expansión justificados económicamente por la reducción de pérdidas.

(Fuente: R CREG 039/99, art. 3)

ARTÍCULO 3.12.4. MEDIDA DE LOS CONSUMOS DE ENERGÍA EN LAS SUBESTACIONES DE CONEXIÓN AL STN. Las subestaciones de conexión al STN que tengan consumos de energía diferentes a los que se originan por las pérdidas en los equipos de conexión y servicios auxiliares, deberán instalar equipos de medida para registrar dichos consumos y contratar la compra de dicha energía de acuerdo con la normatividad vigente. Esta norma no se aplica cuando el propietario de los Activos de Conexión es la misma persona que responde por las pérdidas de energía correspondientes.

PARAGRAFO 1o. Los consumos de los servicios auxiliares asociados a los módulos de líneas del STN son parte de las pérdidas de las subestaciones de conexión.

PARAGRAFO 2o. El plazo para instalar los equipos de medida correspondientes será de 10 (diez) meses, contados a partir de la vigencia de la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 039/99, art. 4)

ARTÍCULO 3.12.5. PERDIDAS EN SUBESTACIONES 230/500 KV. Las pérdidas en las subestaciones 230/500 kV, incluidos los consumos de los servicios auxiliares, hacen parte de las pérdidas del STN.

(Fuente: R CREG 039/99, art. 5)

Actualización del esquema de separación de áreas de la interconexión Colombia - Ecuador a 230 kV

ARTÍCULO 3.13.1. Los equipos que componen el esquema de separación de áreas de la interconexión Colombia - Ecuador deberán ser actualizados o reemplazados por el Transmisor Nacional (TN) responsable de la interconexión, cuando los estudios del CND identifiquen esta necesidad.

El CND deberá informar al CNO sobre la necesidad de actualización del esquema de separación de áreas, y ambos deberán acordar el plazo que tendrán los TN responsables de la interconexión para la entrada en operación comercial de estos activos.

Los TN responsables de la interconexión deberán presentar, para aprobación del CNO, el plan de acción que llevarán a cabo para la actualización del esquema de separación de áreas, incluyendo el cronograma con el detalle de las actividades necesarias para la puesta en operación comercial del nuevo esquema.

(Fuente: R CREG 187/20, art. 1)

ARTÍCULO 3.13.2. Cuando se identifique la necesidad de actualización del esquema de separación de áreas de la interconexión Colombia - Ecuador, los TN responsables de los activos que lo componen podrán solicitar la inclusión de estos en su base de activos, siempre que este proyecto haya sido recomendado en el Plan de Expansión de Referencia Generación - Transmisión, elaborado por la UPME, y estos activos no estén siendo ya remunerados al TN. La inclusión de estos activos en el inventario del TN se realizará a través del mecanismo de ampliaciones de que trata el artículo 6o de la Resolución CREG 022 de 2001, o las que la modifiquen o sustituyan.

Se entenderá que los activos que componen el esquema de separación de áreas no están siendo remunerados al TN cuando no se encuentren incluidos dentro de su base de activos, o cuando el proyecto de interconexión no haya sido ejecutado a través de los procesos de selección de que trata el artículo 4o de la Resolución CREG 022 de 2001 o aquella que la modifique o sustituya.

(Fuente: R CREG 187/20, art. 2)

ARTÍCULO 3.13.3. A partir de la entrada en vigencia de esta resolución, y hasta que se definan nuevas UC para la actividad de transmisión, se utilizará la Unidad Constructiva SE239 establecida en el Capítulo 3 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, para la asimilación de los activos que componen el esquema de separación de áreas, en los casos en que sea procedente su inclusión en la base de activos de un TN.

(Fuente: R CREG 187/20, art. 3)

ARTÍCULO 3.13.4. Los TN responsables de la interconexión deberán llevar a cabo, en sitio, pruebas funcionales de los esquemas de separación de áreas, con la periodicidad y condiciones que para tal fin defina el CND.

(Fuente: R CREG 187/20, art. 4)

PARTE 14

Fórmulas tarifarias para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional

Metodología de remuneración de la transmisión de energía en el STN (Anexo general capítulo i)

Introducción

ARTÍCULO 3.14.1.1.1. Introducción. La actividad de transmisión de energía eléctrica que se realiza a través del Sistema de Transmisión Nacional se remunerará mediante la metodología de Ingreso Regulado. Esta metodología aplica para los Activos de Uso que no fueron construidos en desarrollo de los procesos regulados mediante las Resoluciones CREG 004 de 1999 y 022 de 2001 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, y para la remuneración se tendrá en cuenta: i) las Unidades Constructivas valoradas a costo eficiente de reposición; ii) el reconocimiento de Activos No Eléctricos y de Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento; y iii) el reconocimiento de terrenos para las unidades constructivas de subestaciones.

A continuación se establecen las fórmulas para el cálculo del Ingreso aplicable a los activos existentes, el procedimiento para la liquidación y pago mensual del Ingreso y las fórmulas para el cálculo de los Cargos por Uso del STN.

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I)

Cálculo del ingreso anual

ARTÍCULO 3.14.1.2.1. Cálculo del ingreso anual. El Ingreso Anual para cada TN j, aplicable a los activos diferentes a los construidos mediante procesos de libre concurrencia, se calculará con la siguiente fórmula:

Donde:

IAT_j:	Ingreso Anual del TN j, expresado en pesos del 31 de diciembre de 2008. ($)
CAEA_j:	Costo Anual Equivalente del Activo Eléctrico valorado a Costo de Reposición, aplicando los Costos Unitarios de las UC establecidos en el Capítulo III de este Anexo. ($).
% ANE:	5,0%. Porcentaje reconocido por concepto de Activo No Eléctrico. (Porcentaje).
VAOM_j:	Valor de los gastos de AOM, para el TN j, de acuerdo con lo establecido en el numeral 1.3 de este Anexo. ($).
CAET_j:	Costo Anual Equivalente de Terrenos para el TN j. ($).
CAES_j:	Costo Anual Equivalente de Servidumbres para el TN j. Este valor corresponde al demostrado por el TN con el reporte del inventario. ($).
OI_j:	Otros Ingresos por la explotación de los activos remunerados mediante cargos por uso en actividades distintas a la de transmisión de energía eléctrica. Este valor corresponde al 33% del valor de los ingresos por este concepto durante el año que finaliza el 31 de diciembre anterior a la fecha de reporte del inventario. En caso de que el TN no reporte dicho valor, se tomará el 50% del valor más alto reportado por los TN.
NUC_i:	Cantidad de cada UC i reportada por el TN. (Número real).
CU_i:	Costo Unitario de cada UC i, de acuerdo con lo establecido en el Capítulo III0 de este Anexo. ($).
PU_j,i:	Porcentaje remunerado al TN j mediante cargos por uso de la UC i. (porcentaje).
RPP_j,i:	Esta fracción se calculará a partir de la parte del valor de la UC que no se debe incluir en el cálculo de la tarifa de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, respecto del valor total de dicha UC.
TR:	Tasa de retorno definida para la actividad de Transmisión. (Porcentaje).
VU_i:	Vida Util de la UC i, de acuerdo con lo establecido en el Capítulo III de este Anexo. (Años).
%R:	5,69%. Valor igual al costo real de deuda incluido en la Tasa de Retorno. (Porcentaje).
ATUC_i:	Area Típica de la UC i, establecida en el numeral 3.2 de este Anexo. (m2).
VCT_s:	Valor Catastral del metro cuadrado de Terreno de la subestación s, donde está ubicada la UC i. ($/m2).
UR_j:	Número total de UC reportadas por el TN j.

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I Num. 1.1)

Costo de reposición

ARTÍCULO 3.14.1.3.1. Costo de reposición. El costo de reposición de los activos eléctricos remunerados mediante cargos por uso al TN j se calculará con la siguiente expresión.

Donde:

CRE_j:	Costo de Reposición de los Activos Eléctricos del TN j expresado en pesos del 31 de diciembre de 2008. ($)
NUC_i:	Cantidad de cada UC reportada por el TN. (Número real)
CU_i:	Costo Unitario de cada UC i, de acuerdo con lo establecido en el Capítulo III de este Anexo. ($).
PU_j,i:	Porcentaje remunerado al TN j mediante cargos por uso de la UC i. (porcentaje).
UR_j:	Número total de UC reportadas por e

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I Num. 1.2)

Valor del AOM

ARTÍCULO 3.14.1.4.1. Valor del AOM. El valor de los gastos de AOM para cada TN se calculará con la siguiente expresión:

Donde:

VAOM_j:	Valor de los gastos de AOM, para el TN j.
CRE_j:	Costo de Reposición de los Activos Eléctricos del TN j expresado en pesos del 31 de diciembre de 2008. ($).
PAOMR_j,a:	Porcentaje de AOM a reconocer calculado

Cuando se modifique el porcentaje de AOM a reconocer a un TN, de acuerdo con lo previsto en el numeral 2.3 de este Anexo, el LAC determinará el nuevo valor del Ingreso Anual del Transportador (IAT_j), definido en el numeral 1.1 de este Anexo, con la siguiente expresión:

Donde:

IAT_j,nuevo:	Ingreso Anual del TN j, calculado con el Porcentaje de AOM Reconocido en el año a, PAOMR_j,a, expresado en pesos del 31 de diciembre de 2008. ($).
IAT_j,anterior:	Ingreso Anual del TN j, calculado con el Porcentaje de AOM Reconocido en el año a-1, PAOMR_j,a-1, expresado en pesos del 31 de diciembre de 2008. ($).
CRE_j:	Costo de Reposición de los Activos Eléctricos del TN j expresado en pesos del 31 de diciembre de 2008. ($).
PAOMR_j,a:	Porcentaje de AOM a reconocer calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.3 de este Anexo.

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I Num. 1.3)

Liquidación mensual del ingreso

ARTÍCULO 3.14.1.5.1. Liquidación mensual del ingreso. Para la liquidación del Ingreso Mensual de cada TN se tendrá en cuenta:

a) El Ingreso Mensual Causado por Unidades Constructivas no construidas en desarrollo de los procesos de selección regulados por la CREG, el cual se calculará a partir del Ingreso Anual definido en el numeral 1.1 de este Anexo. Estas Unidades Constructivas se remunerarán a partir del día uno (1) del primer mes completo en que dichas Unidades se hayan encontrado en operación comercial como Activos de Uso.

Cuando la remuneración de Unidades Constructivas nuevas implique la reclasificación de Unidades Constructivas existentes, estas últimas se remunerarán hasta el mes anterior al de inicio de la remuneración de las nuevas Unidades Constructivas.

b) El Ingreso Mensual causado por Unidades Constructivas asociadas con proyectos ejecutados como resultado de los procesos de selección que trata la Resolución CREG 022 de 2001, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

c) Las Compensaciones por variaciones en las características de calidad del servicio que excedan o superen los límites, en la forma definida en esta resolución.

Donde:

IMT_j,m:	Ingreso Mensual del TN j, para el mes m. ($).
IAT_j:	Ingreso Anual del TN j, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 1.1 de este Anexo. ($).
IE_j,m:	Ingreso Esperado de las convocatorias adjudicadas al TN j, para el mes m, calculado de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 022 de 2001, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. ($).
VMC_j,m:	Valor Mensual a Compensar por el TN j, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.9 de este Anexo. ($).
IPP_m-1:	Indice de Precios al Productor Total Nacional para el mes m-1.
IPP₀:	Indice de Precios al Productor Total Nacional para el mes de diciembre de 2008.

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I Num. 1.4)

Cargo por uso del STN

ARTÍCULO 3.14.1.6.1. CARGO POR USO MONOMIO. El Cargo por Uso Monomio del STN se calculará aplicando la siguiente expresión:

Donde:

T_m:	Cargo por Uso Monomio del STN para el mes m. ($/kWh).
IMT_j,m:	Ingreso Mensual del TN j, para el mes m, calculado de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 1.4 de este Anexo. ($).
PCP_g,m-1:	Pago por concepto de Conexión Profunda que realiza el agente g, en el mes m-1. ($).
VTG_p,m-1:	Valor Total Garantizado por la póliza o garantía p, que se hace efectiva en el mes m-1. De acuerdo con lo establecido en el artículo 10. ($).
DTC_m:	Demanda total registrada por los comercializadores del SIN en el mes m, en cada una de sus fronteras comerciales, referida a 220 kV. (kWh).
n:	Número de TN en el STN.
ncp:	Número de agentes que realizan pagos por concepto de Conexión Profunda.
npe:	Número de pólizas o garantías que se hacen efectivas de acuerdo con los eventos de incumplimiento establecidos en la Resolución CREG 022 de 2001 y aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

Si para algún mes m, el valor de los saldos por las garantías ejecutadas supera la diferencia entre el ingreso mensual y los pagos por concepto de conexiones profundas, solo se tomará del saldo de garantías un valor igual a cero o uno que no disminuya el numerador más allá del 50% del valor calculado para el mismo numerador en el mes m-1. Los saldos pendientes de las garantías ejecutadas, junto con los ingresos o gastos financieros, se tendrán en cuenta para incluirlos en el cálculo del Cargo por Uso del mes siguiente.

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I Num. 1.5.1)

ARTÍCULO 3.14.1.6.2. CARGOS POR USO MONOMIOS HORARIOS. Los Cargos por Uso Monomios Horarios del STN, con diferenciación horaria por Período de Carga, que serán facturados por el LAC a los comercializadores del SIN que atienden Usuarios Finales, los calculará mensualmente el LAC a partir del Cargo por Uso Monomio del STN, utilizando las siguientes variables:

H_x:	número de horas asociado al Período de Carga Máxima
H_d:	número de horas asociado al Período de Carga Media
H_n:	número de horas asociado al Período de Carga Mínima.
P_i,m:	potencia promedio para la hora i durante el mes m, correspondiente a los consumos horarios nacionales de todos los Usuarios Finales.
P_x,m, P_d.m y P_n,m:	potencias resultantes de promediar las potencias (P_i,m) asociadas a las horas asignadas a cada uno de los Períodos de Carga para el mes m.
T_m:	Cargo por Uso Monomio del STN, para el mes m. ($/kWh).
T_x,m:	Cargo por Uso Monomio Horario para el Período de Carga Máxima del STN, para el mes m. ($/kWh).
T_d,m:	Cargo por Uso Monomio Horario para el Período de Carga Media del STN, para el mes m. ($/kWh).
T_n,m:	Cargo por Uso Monomio Horario para el Período de Carga Mínima del STN, para el mes m. ($

Considerando que la magnitud de la energía de la hora i-ésima es igual a la magnitud de la potencia de la hora i-ésima (P_i,m) por tratarse de potencias promedios referidas a períodos de una hora, los Cargos por Uso Monomios Horarios para el mes m: T_x,m, T_d,m y T_n,m se calculan resolviendo el siguiente sistema de tres ecuaciones con tres incógnitas:

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I Num. 1.5.2)

Gastos de administración, operación y mantenimiento (Anexo general capítulo ii)

Introducción

ARTÍCULO 3.14.2.1.1. Introducción. En este capítulo se establece la metodología para definir los gastos de AOM a reconocer a cada TN durante el periodo regulatorio. Para lo anterior, se excluirán de los Costos y Gastos AOM los valores de las cuentas que correspondan con los siguientes conceptos, sin limitarse a ellos.

-- Asociados con otras actividades de la cadena de prestación del servicio.

-- Asociados con los servicios prestados a otros agentes.

-- Asociados a activos de conexión al STN o a activos de conexión de usuarios.

-- Asociados a activos ejecutados mediante Convocatorias Públicas.

-- Asociados con servicios prestados a terceros.

-- Asociados con reposición de activos.

-- Asociados al costo de la prima por lucro cesante por efecto de indisponibilidad ocasionada por fuerza mayor.

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO II)

Valor de AOM de referencia

ARTÍCULO 3.14.2.2.1. Valor de AOM de referencia. Para el cálculo del valor anual de AOM de referencia se obtendrá un valor del AOM remunerado, AOMRj,08 y un valor del AOM gastado, AOMGj,01-07, para cada TN. Dichos valores se calcularán como se establece a continuación:

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO II Num. 2.1)

ARTÍCULO 3.14.2.2.2. AOM REMUNERADO. Se obtendrá el valor anual del AOM remunerado para cada TN j, como la suma de los doce valores mensuales de AOM correspondientes al año 2008, de acuerdo con la liquidación del Ingreso Desagregado de los TN realizada por XM, dichos valores expresados en pesos de diciembre de 2008.

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO II Num. 2.1.1)

ARTÍCULO 3.14.2.2.3. AOM GASTADO. Para obtener el valor de AOM gastado, AOMGj,01-07, los TN utilizarán la información del Plan Unico de Cuentas reportada al SUI correspondiente a los gastos o movimientos que estén directamente relacionados con la actividad de administrar, operar y mantener los activos remunerados mediante cargos por uso asociados a la actividad de Transmisión. Se incluirán los impuestos y contribuciones a cargo de los transportadores y se deberá excluir además de lo mencionado en el inicio de este capítulo, los impuestos de renta, la contribución al FAER, lo relacionado con pensiones de jubilación ya reconocidas y toda clase de erogaciones asociadas con los costos de la inversión en infraestructura, tales como depreciaciones y arrendamiento de infraestructura de transporte de energía eléctrica, entre otras, y en general todos los relacionados con actividades diferentes a la de la prestación del servicio de Transmisión de energía eléctrica. En el caso específico de ISA se incluirán las transferencias que ISA realiza a la UPME, en cumplimiento de lo establecido en el artículo 14 de la Ley 143 de 1994.

Los TN incluirán junto con el reporte de su inventario de activos la identificación de las cuentas utilizadas, el valor total de la cuenta en pesos, el valor asociado a la actividad de transmisión en pesos, el porcentaje que representa este valor del total de la cuenta y su justificación. En todo caso la CREG podrá pronunciarse sobre la inclusión de las cuentas en el cálculo del AOM. Los TN deberán presentar en forma separada el valor total de las cuentas en pesos, asociadas con los proyectos ejecutados mediante procesos de libre concurrencia. La información para los años 2001 a 2004 será la reportada por el TN en respuesta a la Circular CREG 021 de 2005; cualquier modificación a esta información deberá ser reportada y justificada por el TN.

Para lo anterior los TN utilizarán como referencia el listado de cuentas de la Circular 085 de 2008, incluyendo las cuentas 511163, Contratos de Aprendizaje, 512024, Gravámenes a los movimientos financieros, 512025, Impuesto de Timbre y 752090, Otras Amortizaciones, en la parte que corresponde a AOM de la actividad de Transmisión.

Con base en dicha información se obtiene un valor anual del AOM gastado como la relación entre i) la suma de los valores de las cuentas consideradas como AOM de cada año del periodo 2001-2007 expresados en pesos de diciembre de 2008 y ii) el número de años del periodo considerado (7).

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO II Num. 2.1.2)

ARTÍCULO 3.14.2.2.4. VALOR DE AOM DE REFERENCIA. El gasto anual del AOM de referencia, AOMj,ref, se obtendrá para cada TN j como la semisuma entre i) el valor promedio del AOM gastado por cada TN j durante el periodo 2001 - 2007, y ii) el valor anual del AOM reconocido durante el año 2008 a cada TN j:

Donde:

AOMR_{j, 08}:	Valor calculado como se presenta en el numeral 2.1, expresado en pesos de diciembre de 2008.
AOMG_j,01-07:	Valor calculado como se presenta en el numeral 2.2 expresado en pesos de diciembre de 2008.

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO II Num. 2.1.3)

Porcentaje de AOM gastado, remunerado y de referencia

ARTÍCULO 3.14.2.3.1. Porcentaje de AOM gastado, remunerado y de referencia. A partir de los valores de AOMGj,01-07, AOMRj, 08 y AOMj,ref se determinarán los respectivos porcentajes de AOM, como la relación entre i) el valor de AOM y ii) el Costo de Reposición del Activo Eléctrico del TN j.

Donde:

PAOMG_j,01-07:	Porcentaje de AOM gastado por el TN j, en el periodo 2001-2007.
PAOMR_j,08:	Porcentaje de AOM remunerado al TN j, en 2008.
PAOM_j,ref:	Porcentaje de AOM de referencia para el TN j.
AOMG_j,01-07:	AOM gastado por el TN j, en el periodo 2001-2007.
AOMR_j,08:	AOM remunerado al TN j, en el año 2008.
AOM_j,ref:	AOM de referencia para el TN j.
CRE_j:	Costo de Reposición del Activo Eléctrico del TN j, para el año 2008, calculado de acuerdo con el numeral 1.2 de este Anexo. ($)

Los valores de los tres porcentajes de AOM calculados en este numeral deberán ser reportados por el TN en el momento de la solicitud de aprobación de la base de activos a remunerar y quedarán fijos, tal como se establezcan en cada resolución particular.

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO II Num. 2.2)

Porcentaje de AOM a reconocer

ARTÍCULO 3.14.2.4.1. Porcentaje de AOM a reconocer. Para el año 2009 se establecerá el porcentaje de AOM a reconocer al TN j, PAOMR_j,a igual al porcentaje de AOM de referencia para el TN j, PAOM_j,ref.

A partir del año 2010 el porcentaje de AOM a reconocer al TN j, PAOMR_j,a, se determinará con base en la información anual de los gastos AOM presentados por dicho TN. Para lo anterior se deberá tener en cuenta lo siguiente:

-- Se establece un límite superior para cada TN j como su PAOMj,ref incrementado en un 0,4%.

-- Se establece un límite inferior igual para todos los TN del 1% del CRE.

-- En ningún caso el porcentaje de AOM a reconocer al TN j, en el año a, PAOMRj,a, será mayor ni menor a los límites superior e inferior establecidos en este numeral.

-- El porcentaje de AOM a reconocer al TN j, en el año a, PAOMR_j,a, se aplicará a partir del mes de mayo del año a.

-- Cada año los TN deberán enviar a la CREG la información extractada del Plan Unico de Cuentas -PUC-, a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior con la cual se determinará el AOM Demostrado por el TN j, en el año a-1, AOMD_j,a-1. Así mismo deberán informar las inversiones realizadas tanto en activos nuevos como en reposición, discriminando la parte correspondiente a los proyectos desarrollados mediante procesos de libre concurrencia.

La CREG en resolución aparte establecerá el detalle de la información a entregar, junto con los plazos y los formatos de dicha información.

-- Teniendo en cuenta que según la ley la metodología para la remuneración de la actividad de Transmisión debe permitir que se compartan las mejoras de eficiencia entre la empresa y el usuario, si una empresa no entrega la información que permita conocer las respectivas mejoras en AOM, la CREG asumirá que estas son superiores a una disminución en un 0,5% en el porcentaje del AOM reconocido.

Por lo anterior, cada año que una empresa no entregue la información de AOM solicitada, el porcentaje de AOM reconocido y el límite superior establecido se disminuirán en 0,5%. La información suministrada por las empresas que no corresponda con la solicitada o aquella que no corresponda con el informe de la Auditoría contratada para auditar esta información, se considerará como no entregada.

-- A partir del AOMD_j,a-1 se determinará el porcentaje de AOM demostrado en el año a-1, PAOMD_j,a-1, como la relación entre i) el AOMD_j,a-1 y ii) el Costo de Reposición del Activo Eléctrico del TN j para el año a-1.

Donde:

PAOMD_j,a-1:	Porcentaje de AOM demostrado por el TN j, en el año a-1.
AOMD_j,a-1:	Gastos anuales de Administración, Operación y Mantenimiento demostrados por el TN j, en el año a-1.
CRE_j,a-1:	Costo de Reposición del Activo Eléctrico del TN j, a 31 de diciembre del año a-1, expresado en pesos de diciembre de 2008. ($)
IPP_a-1:	Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre del año a-1.
IPP₀:	Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre de 2008.

-- Cuando una empresa adquiera nuevos activos de Transmisión y estos no hayan sido resultado de los procesos de libre concurrencia se obtendrá el Porcentaje de AOM Demostrado por el TN j, en el año a-1, PAOMD_j,a-1, como se muestra a continuación:

i. El AOMD_j,a-1, corresponderá con la información de AOM en el año a-1 de la empresa que adquirió los nuevos activos.

ii. El Costo de Reposición del Activo Eléctrico del TN j en el año a-1, CRE_j,a-1, se calculará ponderando su Costo de Reposición antes y después de la adquisición de los activos por la fracción del año correspondiente:

Donde:

CRE_j,a-1,antes:	Costo de Reposición del Activo Eléctrico del TN j en el mes anterior al de la adquisición de nuevos activos en el año a-1, expresado en pesos de diciembre de 2008. ($).
CRE_{j,a-1,despues}:	Costo de Reposición del Activo Eléctrico del TN j, a 31 de diciembre del año a-1, expresado en pesos de diciembre de 2008. ($).
mn:	Meses calendario completos del año a-1 anteriores a la adquisición de los nuevos activos.

El LAC deberá actualizar en el mes de mayo de cada año el porcentaje de AOM a Reconocer en el año a, PAOMR_j,a teniendo en cuenta que cuando el valor de AOM demostrado por una empresa, durante cualquier año del periodo tarifario, sea superior o inferior al valor reconocido, se ajustará el porcentaje de AOM reconocido con la mitad de la diferencia entre el valor reconocido y el demostrado, considerando los límites establecidos en este numeral.

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO II Num. 2.3) (Fuente: R CREG 024/12, art. 1)

ARTÍCULO 3.14.2.4.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica para las empresas que realizan las actividades de transmisión o distribución de energía eléctrica y que a partir del 1o de enero de 2015 están utilizando las nuevas normas contables, ya sea por exigencia de estas normas o porque el agente se acogió voluntariamente.

(Fuente: R CREG 124/16, art. 1)

ARTÍCULO 3.14.2.4.3. REPORTE DE LA INFORMACIÓN DE AOM. Las empresas referidas en el artículo 1o deberán reportar la información de AOM con el procedimiento y los formatos que para este fin defina la CREG mediante circular. Esta información deberá entregarse certificada por el representante legal de la empresa y por el revisor fiscal, o quien haga sus veces.

El informe del auditor de la información de AOM, de que tratan las Resoluciones CREG 050 y 051 de 2010, deberá hacer referencia a la información entregada en los nuevos formatos.

PARÁGRAFO. Las empresas que, antes de la entrada en vigencia de esta resolución, hayan entregado dicho informe a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios tendrán la opción de ajustarlo o mantener el ya entregado.

(Fuente: R CREG 124/16, art. 7)

ARTÍCULO 3.14.2.4.4. CÁLCULO DEL PORCENTAJE DE AOM A RECONOCER PARA 2016. Las empresas aplicarán a partir del mes de septiembre el nuevo porcentaje de AOM a reconocer para el año 2016.

El porcentaje de AOM a reconocer para 2016, PAOMR_j,16, se calcula de acuerdo con lo previsto en la regulación vigente y teniendo en cuenta que el valor del AOM demostrado para 2015 se obtendrá a partir del reporte de información de que trata el artículo 7o.

Para los meses de septiembre a diciembre se aplicará un PAOMR_j,16,sd calculado de la siguiente forma:

Donde:

PAOMR_j,16,sd	Porcentaje de AOM a reconocer en el año 2016, para aplicar en los meses de septiembre a diciembre de 2016.
PAOMR_j,16	Porcentaje de AOM a reconocer en el año 2016, calculado de acuerdo con la regulación vigente y con el AOM demostrado, obtenido de acuerdo con el reporte previsto en el artículo 7o.
PAOMRA_j,16,m	Porcentaje de AOM a reconocer aplicado en cada uno de los meses de mayo a agosto de 2016, esto es, m=5 para mayo, m=6 para junio, m=7 para julio y m=8 para agosto.

(Fuente: R CREG 124/16, art. 8)

ARTÍCULO 3.14.2.4.5. APLICACIÓN DE LOS PORCENTAJES DE AOM. En las fechas de entrega de los porcentajes de AOM a reconocer, establecidas en los artículos 5o y 6o se entregarán tanto el PAOMR_j,16,sd como el PAOMR_j,16 definidos en el artículo anterior.

El LAC y los OR aplicarán el PAOMR_j,16,sd durante los meses de septiembre a diciembre de 2016 y para ello deberán ajustar los ingresos y cargos por uso correspondientes a esos meses, en la forma establecida en la regulación vigente.

Los ingresos y cargos por uso deberán ajustarse nuevamente después de diciembre de 2016 cuando se deberá aplicar el PAOMR_j,16. Estos ingresos, cargos por uso y porcentaje de AOM se mantendrán hasta que sea necesario actualizarlos de acuerdo con la regulación vigente en ese momento.

(Fuente: R CREG 124/16, art. 9)

ARTÍCULO 3.14.2.4.6. VERIFICACIÓN DE LA INFORMACIÓN. Sin perjuicio de las funciones de control y vigilancia a cargo de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, la CREG o la Superintendencia podrán revisar la información de AOM reportada por las empresas y solicitar las aclaraciones a que haya lugar.

(Fuente: R CREG 124/16, art. 10)

ARTÍCULO 3.14.2.4.7. CÁLCULO DEL PORCENTAJE DE AOM A RECONOCER PARA 2017. El porcentaje de AOM a reconocer para 2017, PAOMR_j,17, se calcula de acuerdo con lo previsto en la regulación vigente y teniendo en cuenta que el valor del AOM demostrado para 2016 se obtendrá a partir del reporte de información de que trata el artículo 7o.

Para los meses siguientes al mes de entrega de la información de AOM se aplicará un PAOMR_j,17,dme, el cual tiene en cuenta el ajuste del porcentaje de AOM aplicado durante los meses que el agente hace uso de la opción, cuando este porcentaje es superior al calculado para el año 2017, PAOMR_j,17, y se calcula de la siguiente forma:

Donde:

PAOMR_j,17,dme	Porcentaje de AOM a reconocer en el año 2017, para aplicar después del mes de entrega, durante un número de meses igual a mo_j.
PAOMR_j,17	Porcentaje de AOM a reconocer en el año 2017, calculado de acuerdo con la regulación vigente y con el AOM demostrado, obtenido de acuerdo con el reporte previsto en el artículo 7o.
PAOMRA_j,17,m	Porcentaje de AOM a reconocer aplicado en cada uno de los meses posteriores al mes de abril de 2017, esto es, m=5 para mayo, m=6 para junio, m=7 para julio y m=8 para agosto.
me_j	Mes de la fecha de entrega de la información a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios por parte del agente j: me_j=5 para mayo, me_j=6 para junio, me_j=7 para julio y me_j=8 para agosto.
mo_j	Número de meses durante los que el agente j hizo uso de la opción.

(Fuente: R CREG 049/17, art. 8)

ARTÍCULO 3.14.2.4.8. APLICACIÓN DE LOS PORCENTAJES DE AOM. En las fechas de entrega de los porcentajes de AOM a reconocer se entregarán tanto el PAOMR_j,17,dme como el PAOMR_j,17 definidos en el artículo anterior. También en las mismas fechas y junto con la información entregada, los agentes deberán indicar para cada mes del año 2017 y el mes de enero de 2018 el porcentaje de AOM a reconocer que se aplicará en esos meses, así como informar el porcentaje de AOM a reconocer aplicado durante los meses que hizo uso de la opción prevista en esta resolución.

El LAC y los OR aplicarán el PAOMR_j,17,dme durante un número de meses igual a la variable mo_j definida en el artículo 8, posteriores al mes de entrega, me_j, y para ello deberán ajustar los ingresos y cargos por uso correspondientes a esos meses, en la forma establecida en la regulación vigente.

Los ingresos y cargos por uso deberán ajustarse nuevamente después de trascurridos los meses mencionados en el inciso anterior, y a partir de ese momento se deberá aplicar el PAOMR_j,17. Estos ingresos, cargos por uso y porcentaje de AOM se mantendrán hasta que sea necesario actualizarlos de acuerdo con la regulación vigente en ese momento.

(Fuente: R CREG 049/17, art. 9)

ARTÍCULO 3.14.2.4.9. VERIFICACIÓN DE LA INFORMACIÓN. Sin perjuicio de las funciones de control y vigilancia a cargo de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, la CREG o la Superintendencia podrán revisar la información de AOM reportada por las empresas y solicitar las aclaraciones a que haya lugar.

(Fuente: R CREG 049/17, art. 10)

ARTÍCULO 3.14.2.4.10. NO ENTREGA DE INFORMACIÓN. Si los agentes que se acogieron a la opción establecida en esta resolución no entregan la información de AOM a más tardar el 31 de agosto de 2017 se entenderá que la empresa no entregó la información de AOM y se aplicará lo previsto en la regulación vigente para el caso de no entrega de información y el cálculo del PAOMR_j,17.

En este caso se entenderá que el agente hizo uso de la opción durante cuatro (4) meses por lo que deberá aplicar la fórmula prevista en el artículo 8o, tomando los valores de las siguientes variables como se indica a continuación:

mo_j: = 4

me_j = 8

PAOMR_j,17 = calculado como se menciona en el primer inciso de este artículo.

(Fuente: R CREG 049/17, art. 11)

Unidades constructivas (Anexo general capítulo iii)

Introducción

ARTÍCULO 3.14.3.1.1. Introducción. En este capítulo se definen las UC para remunerar la actividad de transmisión de energía eléctrica y se determinan el valor y la vida útil reconocidos para cada una. Las UC definidas para el nivel de tensión de 230 kV aplican igualmente para el nivel de tensión de 220 kV. Los valores de las UC están en miles de pesos de diciembre de 2008.

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO III)

Valor de las UC

ARTÍCULO 3.14.3.2.1. SUBESTACIONES. Para las subestaciones del STN se tienen en cuenta las siguientes configuraciones, cuyos códigos se utilizan en la definición de las Unidades Constructivas:

Tabla 1. Configuraciones de Subestaciones

Código	Descripción
BS	Barra Sencilla
BPT	Barra Principal y Transferencia
DB	Doble Barra
DBT	Doble Barra más Seccionador de Transferencia
DBB	Doble Barra más Seccionador de By- Pass
IM	Interruptor y Medio
AN	Anillo
EDB	Encapsulada a Doble Barra
EDBT	Encapsulada Doble Barra más Seccionador de Transferencia

Adicionalmente, dependiendo del número de bahías del STN ubicadas en cada subestación, se clasifican en dos tipos:

Tabla 2. Tipos según el Número de Bahías

Tipo	Descripción
1	Subestaciones con 6 bahías del STN o menos
2	Subestaciones con más de 6 bahías del STN

Tabla 3. UC de Subestaciones de 230 Kv

UC	Descripción	Configuración	Valor (miles $/08)	Vida Útil (años)
SE201	Bahía de Línea	BS	2,235,080	30
SE202	Bahía de Transformador	BS	1,694,181	30
SE203	Bahía de Línea	BPT	2,435,395	30
SE204	Bahía de Transformador	BPT	1,987,687	30
SE205	Bahía de Línea	DB	2,464,749	30
SE206	Bahía de Transformador	DB	1,908,239	30
SE207	Bahía de Línea	DBT	2,615,170	30
SE208	Bahía de Transformador	DBT	2,072,668	30
SE209	Bahía de Línea	DBB	2,675,374	30
SE210	Bahía de Transformador	DBB	2,133,273	30
SE211	Bahía de Línea	IM	2,569,253	30
SE212	Bahía de Transformador	IM	2,026,751	30
SE213	Bahía de Línea	AN	2,643,048	30
SE214	Bahía de Transformador	AN	2,193,975	30
SE215	Bahía de Línea	EDB	5,406,440	30
SE216	Bahía de Transformador	EDB	4,883,918	30
SE217	Bahía de Línea	EDBT	5,734,653	30
SE218	Bahía de Transformador	EDBT	5,212,131	30
SE219	Corte Central	IM	942,679	30
SE220	Bahía de Transferencia	BPT	1,086,544	30
SE221	Bahía de Transferencia	DBT	1,339,430	30
SE222	Bahía de Acople	DB Y DBT	1,364,490	30
SE223	Bahía de Acople	DBB	1,395,317	30
SE224	Bahía de Acople	EDB Y EDBT	2,920,330	30
SE225	Bahía de Seccionamiento	DB	1,243,434	30
SE226	Bahía de Seccionamiento	DBT	1,243,329	30
SE227	Bahía de Seccionamiento	DBB	1,259,664	30
SE228	Bahía de Seccionamiento	EDB Y EDBT	627,388	30
SE229	Módulo del Barraje - Tipo 1	BS	290,354	30
SE230	Módulo del Barraje - Tipo 1	BPT, DB Y DBB	600,573	30
SE231	Módulo del Barraje - Tipo 1	DBT	401,005	30
SE232	Módulo del Barraje - Tipo 1	IM	457,662	30
SE233	Módulo del Barraje - Tipo 1	EDB Y EDBT	1,180,657	30
SE234	Módulo del Barraje - Tipo 2	BPT	1,075,826	30
SE235	Módulo del Barraje - Tipo 2	DB Y DBB	1,114,544	30
SE236	Módulo del Barraje - Tipo 2	DBT	589,342	30
SE237	Módulo del Barraje - Tipo 2	IM	623,472	30
SE238	Módulo del Barraje - Tipo 2	EDB Y EDBT	2,361,313	30
SE239	Diferencial de Barras - Tipo 1	BS	356,539	10
SE240	Diferencial de Barras - Tipo 1	Todas, excepto BS y AN	713,079	10
SE241	Diferencial de Barras - Tipo 2	Todas, excepto BS y AN	1,069,618	10
SE242	Módulo Común - Tipo 1	Todas	4,912,136	30
SE243	Módulo Común - Tipo 2	Todas, excepto BS	5,388,038	30

Tabla 4. UC de Subestaciones de 500 kV

UC	Descripción	Configuración	Valor (miles $/08)	Vida Útil (años)
SE501	Bahía de Línea	DBT	6,427,761	30
SE502	Bahía de Transformador	DBT	5,294,340	30
SE503	Bahía de Línea	IM	6,284,579	30
SE504	Bahía de Transformador	IM	4,972,599	30
SE505	Corte Central	IM	4,083,981	30
SE506	Bahía de Acople	DBT	3,953,457	30
SE507	Módulo de Barraje - Tipo 1	DBT	1,325,933	30
SE508	Módulo de Barraje - Tipo 1	IM	1,819,645	30
SE509	Módulo de Barraje - Tipo 2	DBT	1,834,714	30
SE510	Módulo de Barraje - Tipo 2	IM	2,881,856	30
SE511	Diferencia de Barras - Tipo 1	DBT e IM	713,079	10
SE512	Diferencia de Barras - Tipo 2	DBT e IM	1,069,618	10
SE513	Módulo Común - Tipo 1	DBT e IM	5,664,782	30
SE514	Módulo Común - Tipo 2	DBT e IM	6,131,031	30

Tabla 5. Transformadores

UC	Descripción	Valor (miles $/08)	Vida Útil (años)
ATR01	Banco de Autotrasnformadores, 500/230kV, 450MVA	18,003,884	30
ATR02	Autotransformador Monofásico de Reserva, 500/230kV, 150 MVA	5,129,692	30

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO III Num. 3.1.1)

ARTÍCULO 3.14.3.2.2. UC DE COMPENSACIÓN. Tabla 6. UC de Compensación para 230 kV

UC	Descripción	Valor (miles $/08	Vida Útil (años)
CP201	Bahía de Compensación Capacitiva Paralela 72 MV Ar - Int. Y Medio	1,944,609	30
CP202	Módulo de Compensación Capacitiva Paralela 72 MV Ar - Int. Y Medio	3,991,482	30
CP203	Bahía de Compensación Capacitiva Paralela 40 MV Ar - Anillo	1,817,545	30
CP204	Bahía de Compensación Capacitiva Paralela 40 MV Ar - Anillo	3,427,673	30
CP205	Bahía de Compensación Capacitiva Paralela 40 - 72 MVAr - Barra Ppal + T	1,874,503	30
CP206	Bahía de Compensación Capacitiva Paralela 40 - 72 MVAr - Barra Ppal + T	2,916,439	30
CP207	Bahía de Compensación Capacitiva Paralela 60 MVAr - Doble Barra + T	1,923,135	30
CP208	Bahía de Compensación Capacitiva Paralela 60 MVAr - Doble Barra + T	2,916,439	30
CP209	Bahía de Compensación Reactiva Maniobrale 12,5 - 25 MVAr - Barra Ppal + T	1,955,337	30
CP210	Bahía de Compensación Reactiva Maniobrale 12,5 - 25 MVAr - Barra Ppal + T	2,802,432	30
CP211	Bahía más Módulo de Compensación Serie 3x22 MVAr	10,983,888	30

Tabla 7. UC de Compensación para 500 kV

UC	Descripción	Valor (miles $/08	Vida Útil (años)
CP501	Bahía de Compensación Reactiva Línea Maniobrable 20 MVAr	1,957,934	30
CP502	Módulo de Compensación Reactiva Línea Maniobrable	4,287,415	30
CP503	Bahía de Compensación Reactiva Fija 28 MVAr con reactor de neutro	546,111	30
CP504	Módulo de Compensación Reactiva Fija 28 MVAr con reactor de neutro	6,116,464	30
CP505	Bahía de Compensación Estática Reactiva	5,023,585	30
CP506	Módulo de Compensación Estática Reactiva	104,109,690	30

Tabla 8. Bancos de Reactores

UC	Descripción	Valor (miles $/08	Vida Útil (años)
REA01	Banco Reactores para Terciario de Autotransformador (34.5KV)	2.736.603	30

Tabla 9. Control de Tensión y Reactivos

UC	Descripción	Valor (miles $/08	Vida Útil (años)
VQC01	Sistemas VQ Compensación Estática	5.105.079	10
VQC02	Sistema VQ Subestaciones 500/230kV	543.226	10
VQC03	Sistemas VQ Subestaciones 230 kV	442.762	10

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO III Num. 3.1.2)

ARTÍCULO 3.14.3.2.3. CENTROS DE SUPERVISIÓN Y MANIOBRA. Los Centros de Supervisión y Maniobra (CSM) se clasifican de acuerdo con el número de señales que manejan. Este número de señales se estimará a partir de los activos reportados por cada TN, teniendo en cuenta los valores mostrados en la Tabla 10.

Tabla 10. Señales por UC

Unidad Constructiva	Configuración	Señales
Bahía de Línea	Todas, excepto IM y AN	108
Bahía de Línea	IM y AN	162
Bahía de Transformador	Todas, excepto IM y AN	160
Bahía de Transformador	IM y AN	240
Bahias de Acople o Transferencia		108

A partir del número de señales estimadas, los CSM se clasifican en diferentes tipos como se muestra en la Tabla 11.

Tabla 11. Tipos de CSM

Tipo	Señales
1	Hasta 5.000
2	Desde 5.001 hasta 15.000
3	Desde 15.001 hasta 50.000
4	Más de 50.000

Tabla 12. UC de los Centros de Supervisión y Maniobra

UC	Descripción	Tipo	Valor (miles $/08	Vida Útil (años)
CC101	SCADA	1	520,514	10
CC102	Sistema de Información Geográfico: GIS	1	55,23	10
CC103	Sistema de Manejo de Energía: EMS	1	158,324	10
CC104	Enlace ICCP	1	8,64	10
CC105	Sistema de Comunicaciones	1	82,514	10
CC106	Edificio de Control	1	726,573	30
CC201	SCADA	2	943,05	10
CC202	Sistema de Información Geográfico: GIS	2	279,893	10
CC203	Sistema de Manejo de Energía: EMS	2	610,371	10
CC204	Enlace ICCP	2	33,309	10
CC205	Sistema de Comunicaciones	2	318,107	10
CC206	Edificio de Control	2	855,81	30
CC301	SCADA	3	5,821,803	10
CC302	Sistema de Información Geográfico: GIS	3	1,1669,954	10
CC303	Sistema de Manejo de Energía: EMS	3	1,770,806	10
CC304	Enlace ICCP	3	96,635	10
CC305	Sistema de Comunicaciones	3	922,892	10
CC306	Edificio de Control	3	1,155,354	30
CC401	SCADA	4	11,151,231	10
CC402	Sistema de Información Geográfico: GIS	4	2,043,067	10
CC403	Sistema de Manejo de Energía: EMS	4	3,391,848	10
CC404	Enlace ICCP	4	185,097	10
CC405	Sistema de Comunicaciones	4	1,138,110	10
CC406	Edificio de Control	4	1,123,227	30

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO III Num. 3.1.3)

ARTÍCULO 3.14.3.2.4. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN. Las UC para Líneas de Transmisión están definidas en "km de línea" y se clasifican en tres niveles dependiendo de la altura sobre el nivel del mar donde están ubicadas, como se definen en la Tabla 13.

Nivel	Altura sobre el nivel del mar
1	Hasta 500 m
2	Desde 500 m hasta 2.000 m
3	Más de 2.000 m

Tabla 14. UC de líneas de 230 kV

UC	Descripción	Nivel	Valor (miles $/08	Vida Útil (años)
LI211	Km de línea, 1 circuito	1	285,994	40
LI212	Km de línea, 2 circuitos	1	421,565	40
LI213	Km de línea, 2 circuitos, 2 subconductores por fase	1	617,042	40
LI221	Km de línea, 1 circuito	2	300,396	40
LI222	Km de línea, 2 circuitos	2	453,582	40
LI223	Km de línea, 2 circuitos, 2 subconductores por fase	2	617,042	40
LI231	Km de línea, 1 circuito	3	338,089	40
LI232	Km de línea, 2 circuitos	3	492,049	40
LI233	Km de línea, 2 circuitos, 2 subconductores por fase	3	617,042	40

Tabla 15. UC de líneas de 500 kv

UC	Descripción	Nivel	Valor (miles $/08	Vida Útil (años)
LI511	Km de línea, 1 circuito, 4 subconductores por fase	1	583.314	40
LI521	Km de línea, 1 circuito, 4 subconductores por fase	2	637.274	40

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO III Num. 3.1.4)

Áreas típicas de las unidades constructivas de subestaciones "ATUCS"

ARTÍCULO 3.14.3.3.1. Áreas típicas de las unidades constructivas de subestaciones "ATUCS". Tabla 16. Subestaciones de 230 kV

Áreas en m2	Unidad Constructiva
Configuración	Bahía Línea	Bahía Transformador	Corte Central	Bahía Acople o Transferencia	Bahía Seccionada	Módulo Barra Tipo 1	Módulo Barra Tipo 2	Módulo Común
Barra Sencilla (BS)	980	980			980	1200		2800
Barra Principal y Trasnferencia (BPT)	1050	1050		1050	1050	1800	3600	3300
Doble Barra (DB)	1050	1050		1050	1050	1800	3600	3300
Doble Barra más Transferencia (DBT)	1050	1050		1050	1050	1800	3600	3300
Doble Barra más By-Pass (DBB)	1050	1050		1050	1050	1800	3600	3700
Interruptor y Medio (IM)	600	600	450			1800	3600	4000
Anillo (AN)	900	900						4000
Encapsulada Doble Barra (EDB)	160	80		80	80			900
Encapsulada Doble Barra más Transferencia (EDBT)	160	80		80	80			900

Tabla 17. Subestaciones de 500 kV

Áreas en m2	Unidad Constructiva
Configuración	Bahía Línea	Bahía Transformador	Corte Central	Bahía Acople o Transferencia	Bahía Seccionada	Módulo Barra Tipo 1	Módulo Barra Tipo 2	Módulo Común
Doble Barra más Transferencia (DBT)	2400	3000		2700	2100	6750	13500	6500
Interruptor y Medio (IM)	1650	1800	950			7800	15600	6500

Tabla 18. Compensación y Transformación

Áreas en m2	kV	Bahía	Módulo
Compensación Serie 3x22 MVAr - Bahía + Módulo	230	750
Compensación Capacitiva Paralela 72 MVAr - Int. Y Medio	230	880	320
Compensación Capacitiva Paralela 40 MVAr - Anillo	230	1140	520
Compensación Capacitiva Paralela 40 - 72 MVAr - Barra Ppal + T	230	1050	250
Compensación Capacitiva Paralela - 60 MVAr - Doble Barra + T	230	1050	520
Compensación Reactiva Maniobrable 12,5 - 25 MVAr - Barra Ppal + T	230	1050	250
Compensación Reactiva Línea Maniobrable 20 MVAr	500	650	370
Compensación Reactiva Fija 28 MVAr con reactor de neutro	500	650	440
Compensación Estática Reactiva	500	600	2500
Banco Reactores para Terciario Autotransformador	34,5	220
Autotransformador Monofásico	500 / 230		225

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO III Num. 3.2)

Calidad del servicio en el STN (Anexo general capítulo iv)

Introducción

ARTÍCULO 3.14.4.1.1. Introducción.

En este capítulo se establecen las características que se deben cumplir en cuanto a la calidad en la prestación del servicio de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional y las reducciones en el ingreso o Compensaciones aplicables por variaciones en dichas características.

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV)

Características de la calidad a que está asociado el ingreso regulado de cada TN

ARTÍCULO 3.14.4.2.1. Características de la calidad a que está asociado el ingreso regulado de cada TN. El Ingreso Regulado de cada TN calculado con la fórmula establecida en el numeral 1.1 del Capítulo de esta resolución, estará asociado a una calidad con las siguientes características:

a) La duración de las indisponibilidades de los activos utilizados en la prestación del servicio de transmisión de energía eléctrica en el STN no superará las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas.

b) Las indisponibilidades máximas permitidas de un Activo originadas en catástrofes naturales, tales como Erosión (Volcánica, Fluvial o Glacial), Terremotos, Maremotos, Huracanes, Ciclones y/o Tornados, y las debidas a actos de terrorismo, no superarán los seis meses, contados desde la fecha de ocurrencia de la catástrofe.

c) La Energía No Suministrada (ENS) por la indisponibilidad de un Activo no superará el 2% de la predicción horaria de demanda para el Despacho Económico estimada por el Centro Nacional de Despacho.

d) A partir del momento en que las Horas de Indisponibilidad Acumulada de un activo sean mayores que las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas, no se permitirá que la indisponibilidad de este Activo deje no operativos otros activos.

La variación en estas características de calidad del servicio de transporte de energía eléctrica en el STN que exceda o supere los límites señalados en cualquiera de estos cuatro literales, generará una reducción o Compensación en el Ingreso del TN que se calculará y aplicará en la forma prevista en este capítulo.

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.1)

Bases de datos

ARTÍCULO 3.14.4.3.1. Bases de datos. El CND será el responsable de centralizar, almacenar y procesar la información estadística requerida para mantener actualizada la Base de Datos correspondiente, que permita calcular los indicadores de Indisponibilidad de los Activos y Unidades Constructivas relacionados en el numeral 4.3 de este Anexo. Para Activos nuevos, las estadísticas de indicadores de Indisponibilidad se registrarán a partir del momento en el cual el activo correspondiente entra en operación comercial, previo cumplimiento de la normatividad vigente y la autorización del CND.

Los TN son responsables de la recolección y el reporte de la información estadística, en los términos definidos en las bases de datos que administra el CND para tales fines. Dicha información será confrontada por el CND contra la información operativa manejada por esta entidad de la siguiente manera:

- Si el CND encuentra discrepancias en el reporte de un Evento en cuanto a su duración, se asumirá el Evento de mayor duración.

- Si el agente no reporta información sobre el activo involucrado en el Evento, o se constatan discrepancias sobre la identidad del activo reportado, el CND asumirá que la ocurrencia del Evento se presentó en todos los activos involucrados, cuya responsabilidad de operación y mantenimiento sea del TN que no reportó correctamente la información.

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.2)

Máximas horas anuales de indisponibilidad permitidas por activo

ARTÍCULO 3.14.4.4.1. Máximas horas anuales de indisponibilidad permitidas por activo. Los siguientes activos utilizados en la prestación del servicio de transmisión de energía eléctrica en el STN no deberán superar, en una ventana móvil de doce meses, el número de horas de indisponibilidad establecido en la siguiente tabla:

Activos	Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad (MHAI)
Bahía de Línea	15
Bahía de Transformación	15
Bahía de Compensación	16
Módulo de Barraje	15
Módulo de Compensación	15
Autotransformador	28
Línea de 220 ó 230 kV	20
Línea de 500 kV	37
VQC	5
Otros Activos	10

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.3)

Ajuste de las máximas horas anuales de indisponibilidad permitidas por activo

ARTÍCULO 3.14.4.5.1. Ajuste de las máximas horas anuales de indisponibilidad permitidas por activo. Para cada activo k, las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad permitidas se reducirán en 0,5 horas cada vez que se presente alguna de estas situaciones:

i) Consignación de Emergencia solicitada;

ii) Modificación al Programa Semestral de Consignaciones y/o Mantenimientos;

iii) Retraso en el Reporte de Eventos (artículo 19 de la presente Resolución). El CND ajustará mensualmente los máximos permitidos, de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

MHAIA_m,k:	Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas del activo k, calculadas para el mes m. (horas)
MHAI_k:	Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad para el activo k, definidas en el numeral 4.3 de este Anexo. (horas)
SCE_m,k:	Número Acumulado de Solicitudes de Consignaciones de Emergencia, exceptuando las excluidas en el numeral 0 del presente anexo, para el activo k durante una ventana móvil de doce meses que termina en el mes m. (número entero)
CPSM_m,k:	Número Acumulado de Cambios al Programa Semestral de Mantenimientos, exceptuando los excluidos en el numeral 4.6 del presente anexo, para el activo k durante una ventana móvil de doce meses que termina en el mes m. (número entero)
ENR_m,k:	Número Acumulado de Eventos o Finalización de Maniobras no Reportados en los plazos establecidos en esta resolución, para el activo k durante una ventana móvil de doce meses que termina en el mes m. (número entero)

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.4)

Medición y cálculo de la indisponibilidad de los activos de uso del STN

ARTÍCULO 3.14.4.6.1. Medición y cálculo de la indisponibilidad de los activos de uso del STN. La duración de las indisponibilidades de los activos del STN se medirá por su duración en horas, aproximadas al segundo decimal y se agruparán por mes calendario. Un Evento cuya duración pase de un mes calendario al siguiente, se deberá dividir en dos Eventos: uno que finaliza a las veinticuatro (24:00) horas del último día del mes calendario y otro Evento que inicia a las cero (0:00) horas del primer día del nuevo mes.

La Indisponibilidad de los Activos relacionados en el numeral 4.3 del presente Anexo, la calculará mensualmente el Centro Nacional de Despacho, CND, mediante la siguiente expresión:

Donde:

HID_m,k:	Horas de Indisponibilidad del activo k, durante el mes m. (horas)
i:	Evento de Indisponibilidad.
n:	Número Total de Indisponibilidades del activo k durante el mes m.
H_i,k:	Duración de la indisponibilidad i-ésima para el activo k. (cantidad de horas aproximadas al segundo decimal).
CR_i,k:	Capacidad disponible del activo k durante la indisponibilidad i-ésima.
CN_k:	Capacidad Nominal del activo k.

Las dos últimas variables deben estar expresadas en la misma unidad: MVA, MVAr, porcentaje, etc. Para el caso específico del módulo de barraje se calculará el porcentaje de bahías que quedaron disponibles con respecto al número total de bahías.

Para la aplicación de la metodología establecida en esta resolución, las Horas de Indisponibilidad del activo k, durante cada uno de los once meses anteriores al primer mes de aplicación, se obtendrán utilizando la siguiente fórmula:

Donde:

HID_p-i,k:	Horas de Indisponibilidad del activo k, para el mes p-i. (cantidad de horas aproximadas al segundo decimal).
p:	Primer mes de aplicación de la nueva metodología.
i:	Meses anteriores a la aplicación de la nueva metodología.
MHAI_k:	Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad, para el activo k, de acuerdo con el numeral 4.3 de este Anexo. (horas).
IDA_p-1,k:	Indice de Disponibilidad del Activo definido en el artículo 9o de la Resolución CREG 061 de 2000, correspondiente al activo k y evaluado para la última semana del mes p-1.
MIDA_p-1,k:	Meta del Indice de Disponibilidad Ajustada definido en el artículo 9o de la Resolución CREG 061 de correspondiente al activo k y evaluado para la última semana del mes p-1.

Las horas programadas para el mantenimiento de un activo, incluidas en la programación semanal de mantenimientos considerada por el CND para elaborar los programas de despacho, que no sean utilizadas para dicha actividad, se contarán como horas de indisponibilidad del activo. Para las horas no utilizadas, en las que el CND no haya programado generaciones de seguridad, se tomará como indisponibilidad el 50% de ellas.

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.5)

Indisponibilidades excluidas

ARTÍCULO 3.14.4.7.1. Indisponibilidades excluidas. Para el cálculo de la Indisponibilidad de un activo solamente se excluirán los siguientes Eventos, siempre y cuando se cumplan las reglas que a continuación se establecen:

i) Las indisponibilidades programadas debidas a Trabajos de Expansión se excluirán del cálculo de Indisponibilidades si se han cumplido las siguientes reglas:

-- El TN deberá informar al CND acerca de la conexión de dichos activos con una anticipación mínima de 90 días calendario.

-- Junto con la solicitud, el agente informará al CND sobre los activos requeridos para la incorporación o conexión de los nuevos proyectos al SIN, coordinando con los responsables de los equipos que se requiera desconectar para que estos soliciten las consignaciones necesarias al CND, si se requiere. Para dichas consignaciones se deberán cumplir con los plazos y procedimientos previstos en la regulación vigente para la coordinación de consignaciones en el SIN, y declarar como causa la incorporación de nuevos activos al SIN, indicando el proyecto respectivo.

-- El tiempo máximo reconocido sin afectar la Disponibilidad de los activos relacionados, diferentes a los asociados con el proyecto que se incorpora, será igual a los tiempos asociados a las maniobras de conexión del activo al SIN más el tiempo durante el cual el proyecto se encuentre en pruebas antes de su entrada en operación comercial.

ii) Indisponibilidades de activos solicitados por el CND, por razones operativas o consideraciones de calidad o confiabilidad del SIN.

iii) Indisponibilidades por demoras entre el momento en que el agente declara que tiene disponible su activo y la puesta en operación del mismo ordenada por el CND, cuando se requiera dicha orden.

iv) Indisponibilidades originadas en catástrofes naturales, tales como Erosión (Volcánica, Fluvial o Glacial), Terremotos, Maremotos, Huracanes, Ciclones y/o Tornados, y las debidas a actos de terrorismo. Para excluir este tipo de indisponibilidades se deberán aplicar las siguientes reglas:

-- El TN afectado por el Evento deberá declarar oficialmente ante el CND la ocurrencia del mismo y será responsable por tal declaración. Asimismo, si se prevé que el Evento tendrá una duración superior a los tres (3) días a partir de su ocurrencia, el agente tendrá que informar a los usuarios finales que puedan resultar afectados dentro de las 48 horas siguientes a la ocurrencia del Evento, a través de cualquier medio de comunicación masivo disponible en la región o área afectada que garantice su adecuada difusión.

-- El TN afectado por el Evento deberá establecer el plazo para la puesta en operación de los activos afectados, para lo cual deberá entregar al CND y al CNO un cronograma y presentarles los respectivos informes de avance del mismo.

Para este caso, el Ingreso Mensual del activo será calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 4.7 de este Anexo.

v) Las solicitudes de Consignaciones de Emergencia, las modificaciones al programa semestral de consignaciones o los incumplimientos en los tiempos de ejecución de maniobras, originados en los Eventos definidos en el ordinal anterior.

vi) Las indisponibilidades debidas a Mantenimientos Mayores que se hayan efectuado con sujeción al procedimiento establecido en el artículo 18 de la presente resolución.

vii) La ejecución de obras por parte de entidades estatales o las modificaciones a las instalaciones existentes ordenadas en los Planes de Ordenamiento Territorial.

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.6) (Fuente: R CREG 093/12, art. 7)

Ingreso mensual regulado

ARTÍCULO 3.14.4.8.1. Ingreso mensual regulado. Para el cálculo de las compensaciones establecidas en este capítulo el Ingreso Mensual Regulado para un activo k del STN se calculará así:

IMR_m,k:	Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo k, durante el mes m.
NUC_i:	Cantidad de cada UC reportada por el TN. (Número real).
CU_i:	Costo Unitario de cada UC i, de acuerdo con lo establecido en el Capítulo 3 de este Anexo. ($)
UR_k:	Número de UC que conforman el activo k. (número real).
TR:	Tasa de Retorno para remuneración con la Metodología de Ingreso Regulado.
VU_k:	Vida útil en años, reconocida para el activo k.
PAOMR_j,a:	Porcentaje de AOM a reconocer calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.3 de este Anexo.
RPP_k:	Esta fracción se calcula a partir de la parte del valor de la UC k que no se debe incluir en el cálculo de la tarifa de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, respecto del valor total de dicha UC.
IPP_m-1:	Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes m-1.
IPP₀:	Indice de Precios al Produ

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.7)

Compensaciones por variación en las características de calidad del servicio de transporte de energía eléctrica en el STN que exceda o supere los límites establecidos

Compensaciones por indisponibilidades que excedan las máximas horas anuales de indisponibilidad ajustadas (MHAIA)

ARTÍCULO 3.14.4.9.1.1. Compensaciones por indisponibilidades que excedan las máximas horas anuales de indisponibilidad ajustadas (MHAIA). Las compensaciones que se aplicarán al TN que represente los activos con horas de indisponibilidad acumuladas (HIDA) que superen las máximas horas anuales de indisponibilidad ajustadas (MHAIA), se calcularán con base en la información obtenida por el CND y conforme a las siguientes fórmulas:

Si para el activo k en el mes m se obtiene que HIDA_m,k < MHAIA_m,k entonces las Horas de Indisponibilidad que excedan las MHAIA para aplicar la compensación, HC_m,k, serán iguales a cero.

Por el contrario, si para el activo k en el mes m se obtiene que HIDAm,k > MHAIAm,k entonces las Horas de Indisponibilidad que excedan las MHAIA para aplicar la compensación se calcularán en la siguiente forma:

La compensación aplicable para cada activo k por exceder las MHAIA se calculará con:

Donde:

HIDA_m,k:	Horas de Indisponibilidad Acumulada del activo k en un periodo de doce meses que termina en el mes m. (horas).
HID_m,k:	Horas de Indisponibilidad del activo k, durante el mes m. (horas).
HC_m,k:	Horas de Indisponibilidad que excedan las MHAIA para aplicar la compensación por el activo k para el mes m. (horas).
MHAIA_m,k:	Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas del activo k, calculadas para el mes m. (horas).
THC_m-1,k:	Total de Horas de Indisponibilidad que excedan las MHAIA sobre las que ya se aplicó la Compensación por el activo k en un periodo de once meses que termina en el mes m-1. (horas)
CIM_m,k:	Compensación por exceder las MHAIA, del activo k en el mes m. ($).
H_mm:	Horas del mes m. (horas).
IMR_m,k:	Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo k, durante el mes m, tal como se define en el numeral 4.7 de este Anexo. ($).

Para la aplicación de esta metodología, siendo p el mes de inicio de su aplicación, las Horas de Indisponibilidad que excedan las MHAIA para aplicar la compensación en cada mes, en el periodo desde p-11 hasta p-1, HCp-i,k, son iguales a cero y por consiguiente el total de horas compensadas por el activo k en ese mismo periodo, THCp-1,k también es igual a cero.

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.8.1)

Remuneración y compensaciones en casos de indisponibilidad de un activo por catástrofes naturales o actos de terrorismo.

ARTÍCULO 3.14.4.9.2.1. Remuneración y compensaciones en casos de indisponibilidad de un activo por catástrofes naturales o actos de terrorismo.. La remuneración del activo k indisponible por causa de catástrofes naturales o actos de terrorismo no se reducirá durante los primeros seis meses de indisponibilidad, contados a partir de la ocurrencia del Evento. Transcurridos estos seis meses, la indisponibilidad dará lugar a compensaciones.

Por tanto, para los casos de indisponibilidades originadas en catástrofes naturales, tales como Erosión (Volcánica, Fluvial o Glacial), Terremotos, Maremotos, Huracanes, Ciclones y/o Tornados, y las debidas a actos de terrorismo, la remuneración del activo k en el mes m, para cada mes mi que este se encuentre indisponible será:

Donde:

IMRT_m,k:	Remuneración Temporal para el activo k, en el mes m, mientras el activo k esté indisponible por las causas citadas en este numeral. ($)
mi:	Número de meses calendario completos transcurridos a partir de la ocurrencia del Evento, incluido el mes m, durante los cuales el activo k ha estado indisponible. Si al momento de iniciar la aplicación de la metodología establecida en esta resolución, algún activo está indisponible por las causas citadas en este numeral, se asumirá que mi es igual a 1 para el primer mes de aplicación.
IMR_m,k:	Ingreso Mensual Re

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.8.2)

Compensaciones por energía no suministrada o por dejar no operativos otros activos

ARTÍCULO 3.14.4.9.3.1. Compensaciones por energía no suministrada o por dejar no operativos otros activos. La indisponibilidad de un activo puede dejar otros activos No Operativos, cuando, a pesar de estar disponibles, dichos activos no puedan operar debido a la indisponibilidad del primero.

Para determinar el valor de la compensación (CANO) aplicable al TN que represente los activos cuya indisponibilidad ocasione Energía No Suministrada o que otro u otros activos queden no operativos, se utilizará una de las siguientes tres condiciones, según la situación que se presente:

1. Si para el activo k en el mes m, las Horas de Indisponibilidad Acumulada son menores o iguales que las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas (HIDAm,k = MHAIAm,k) y durante todas las horas de la indisponibilidad i-ésima de este activo el porcentaje de Energía No Suministrada (PENSh) es inferior al 2%, el valor de la compensación por la indisponibilidad i, será igual a cero.

2. Si para el activo k en el mes m, las Horas de Indisponibilidad Acumulada son mayores que las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas (HIDAm,k > MHAIAm,k) y, durante todas las horas de la indisponibilidad i-ésima de este activo, el porcentaje de Energía No Suministrada (PENSh) es inferior al 2%, el valor de la compensación por dejar no operativo otro u otros activos r, CANOi,m,k, se calculará de la siguiente forma:

3. Si durante la indisponibilidad i-ésima, del activo k, para alguna de las horas de duración de la indisponibilidad, el porcentaje de Energía No Suministrada (PENSh) es mayor que el 2%, el valor de la compensación, CANOi,m,k, se calculará de la siguiente forma:

Finalmente, la compensación CANO del activo k para cada mes m por Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos se calculará con la siguiente fórmula:

En las fórmulas de este numeral se utilizarán las siguientes variables:

h:	Periodo horario, dentro de las dos primeras horas de la duración de la indisponibilidad i, en el que se presenta la mayor cantidad de Energía No Suministrada.
PENS_h:	Porcentaje de la Energía No Suministrada al Sistema Interconectado Nacional, durante la hora h, por causa de la indisponibilidad i-ésima, del activo k. (porcentaje)
CANO_i,m,k:	Compensación del activo k, por la indisponibilidad i, en el mes m, por Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos. ($)
IMR_m,r:	Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo r, durante el mes m, tal como se define en el numeral 4.7 de este Anexo. ($)
H_i,k:	Duración de la indisponibilidad i-ésima para el activo k. (cantidad de horas aproximadas al segundo decimal)
H_m:	Horas del mes m. (horas)
ENS_h:	Energía No Suministrada en la hora h. (kWh)
CRO_h:	Costo Incremental Operativo de Racionamiento de Energía, definido y calculado por la UPME, correspondiente al escalón donde se encuentre el porcentaje de Energía No Suministrada, durante la hora h. ($/kWh)

CANO_m,k:	Compensación del activo k, en el mes m, por Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos. ($)
nr:	Número de activos que quedaron no operativos por causa de la indisponibilidad del activo k.
ni:	Número de indisponibilidad

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.8.3)

ARTÍCULO 3.14.4.9.3.2. DETERMINACIÓN DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA. El CND estimará la Energía No Suministrada (ENS) para cada periodo horario h mientras persista una indisponibilidad y estimará el porcentaje (PENSh) que esta energía representa frente a la predicción horaria de demanda para el Despacho Económico que estima el CND de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1 del Código de Operación que hace parte del Código de Redes.

Cuando el PENSh sea superior al 2% el CND enviará el respectivo informe a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios quien determinará si se presentó Energía No Suministrada y el agente al que se le atribuye dicho evento.

En el mes siguiente a la fecha en que quede en firme el acto administrativo de la Superintendencia de Servicios Públicos, en que se identifique el TN al que se le atribuye el Evento que causó la Energía No Suministrada, si la hay, se aplicará la Compensación de que trata este numeral, con el valor de energía determinado por el CND o el que se haya demostrado durante el proceso que adelante la SSPD.

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.8.3.1)

ARTÍCULO 3.14.4.9.3.3. TRANSICIÓN PARA ADECUACIÓN DEL SISTEMA. Los TN deberán identificar e informar al LAC y a la UPME las áreas del STN que puedan quedar sin servicio por una contingencia simple, indisponibilidad de un elemento del STN a la vez. A partir de la fecha en que se reciba esta información en el LAC, no se aplicará para estas áreas la compensación por Energía No Suministrada.

La UPME y los TN podrán identificar proyectos que sirvan para mejorar la confiabilidad en estas áreas y en caso de que su ejecución sea recomendada en el Plan de Expansión se comenzará a aplicar la compensación por Energía No Suministrada una vez se hayan puesto en operación comercial dichos proyectos.

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.8.3.2)

Valor mensual de la compensación

ARTÍCULO 3.14.4.10.1. Valor mensual de la compensación. El LAC calculará mensualmente el valor de la Compensación que se descontará del Ingreso Mensual Regulado de cada TN j, tal como se establece a continuación:

Donde:

VCM_j,m:	Suma de los valores que debe compensar el TN j por exceder o superar los límites de las características de calidad establecidos en este Capítulo, en el mes m.
CIM_m,k:	Compensación por exceder las MHAIA, del activo k en el mes m. ($)
PU_j,k:	Porcentaje remunerado al TN j mediante cargos por uso del activo k. (porcentaje)
IMR_m,k:	Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo k, durante el mes m, tal como se define en el numeral 4.7 de este Anexo. ($)
IMRT_m,k:	Remuneración Temporal para el activo k, durante el mes m, tal como se define en el numeral 4.7 de este Anexo. ($)
CANO_i,m,k:	Compensación del activo k, por la indisponibilidad i, en el mes m, por Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos. ($)
CANOP_m-1:	Valor de la compensación por Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos que quedó pendiente por descontar en el mes m-1.
aj:	Número de activos d

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.9)

Límite de los valores de las compensaciones

ARTÍCULO 3.14.4.11.1. Límite de los valores de las compensaciones. El LAC deberá tener en cuenta que el valor total a reducir en el mes m por concepto de Compensaciones por Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos, no podrá superar el 60% de la suma de los ingresos antes de Compensaciones. Si el valor a descontar fuere mayor a dicho porcentaje, el saldo pendiente por descontar se deducirá durante los siguientes meses verificando que no se supere el tope del 60%. El valor de las Compensaciones en un año calendario por este concepto, para cada TN j, estará limitado a un valor equivalente al 10% de los ingresos estimados por el LAC para el mismo TN en ese año.

El valor acumulado en doce meses de las compensaciones por indisponibilidades relacionadas con el incumplimiento de MHAIA, numeral 4.8.1 de este Anexo, no deberá superar el 20% del acumulado para los mismos doce meses del ingreso mensual regulado estimado para un TN.

Con el objeto de verificar este límite, el LAC calculará mensualmente para cada TN las siguientes variables:

Siendo:

IART_j.m:	Ingreso Anual Regulado para el TN j, acumulado hasta el mes m. ($)
IMR_m,k:	Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo k, durante el mes m, tal como se define en el numeral 4.7 de este Anexo. ($)
CAIMT_j,m:	Acumulado durante los últimos doce meses de las Compensaciones originadas en Incumplimiento de las MHAIA para el TN j, calculado hasta el mes m. ($)
CIM_m,k:	Compensación por Incumplimiento de las MHAIA, del activo k en el mes m. ($)
n:	Mínimo entre 12 y el número de meses completos de operación comercial del activo k, incluido el mes m.
aj:	Número de activos del TN j.

Si para un mes m se obtiene que CAIMTj,m > 0,2 * IARTj,m el LAC liquidará al TN j, en el mes m y en los meses siguientes mientras se cumpla esta condición, un valor equivalente a mínimo el 80% del Ingreso Mensual del TN j antes de descontar el Valor Mensual a Compensar (IMTj,m+VMCj,m), y, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 59 de la Ley 142 de 1994, la SSPD lo podrá considerar como causal de toma de posesión por no prestar el servicio con la calidad debida.

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.10)

CAPÍTULO 12

Disposiciones temporales relativas la calidad del servicio y el suministro de información, con motivo del evento ocurrido en el municipio de Mocoa, departamento del Putumayo

ARTÍCULO 3.14.4.12.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Lo dispuesto en esta resolución aplica a los agentes que hacen parte del Sistema de Transmisión Nacional (STN), de los Sistemas de Transmisión Regional (STR), y de los Sistemas de Distribución Local (SDL), responsables de activos que estén siendo remunerados mediante cargos por uso y que hayan resultado afectados por el evento sucedido en el municipio de Mocoa, departamento del Putumayo, el 31 de marzo de 2017. Para los efectos de esta resolución se hace mención a los activos afectados en cada uno de los sistemas mencionados.

(Fuente: R CREG 141/17, art. 1)

ARTÍCULO 3.14.4.12.2. APLICACIÓN TEMPORAL DEL NUMERAL 4.8.2 DEL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 011 DE 2009. Para los activos afectados en el STN identificados en el artículo 1o, hasta el 31 de marzo de 2022, a cambio de lo previsto en el numeral 4.8.2 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, o aquella que la modifique o sustituya, se aplicará lo siguiente:

Remuneración y Compensaciones en casos de indisponibilidad de un activo por catástrofes naturales

La remuneración del activo k, indisponible por causa de catástrofes naturales, no se reducirá durante los primeros cincuenta y cuatro meses de indisponibilidad, contados a partir de la ocurrencia del evento. Transcurrido este plazo, la indisponibilidad dará lugar a compensaciones.

Por tanto, para los casos de indisponibilidades originadas en la catástrofe natural ocurrida el 31 de marzo de 2017 en el municipio de Mocoa, departamento del Putumayo, la remuneración del activo k, en el mes m, para cada mes mi que este se encuentre indisponible será:

Donde:

IMRT_m,k:	Remuneración Temporal para el activo k, en el mes m, mientras el activo k esté indisponible por las causas citadas en este numeral. ($)
mi:	Número de meses calendario completos transcurridos a partir de la ocurrencia del evento, incluido el mes m, durante los cuales el activo k ha estado indisponible.
IMR_m,k:	Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo k, durante el mes m, tal como se define en el numeral 4.7 de este Anexo. ($)".

(Fuente: R CREG 141/17, art. 2) (Fuente: R CREG 105/19, art. 1)

ARTÍCULO 3.14.4.12.3. APLICACIÓN TEMPORAL DEL NUMERAL 11.1.7 DEL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 097 DE 2008. Para los activos afectados en el STR identificados en el artículo 1, hasta el 30 de septiembre de 2023, a cambio de lo previsto en el numeral 11.1.7 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, o aquella que la modifique o sustituya, se aplicará lo siguiente:

Remuneración en algunos casos de indisponibilidad

La remuneración del activo u, indisponible por causa de catástrofes naturales, no se reducirá durante los primeros setenta y dos meses de indisponibilidad, contados a partir de la ocurrencia del Evento. Transcurrido este plazo, la indisponibilidad dará lugar a compensaciones.

Por tanto, para los casos de indisponibilidades originadas en la catástrofe natural ocurrida el 31 de marzo de 2017 en el municipio de Mocoa, departamento del Putumayo, la remuneración del activo u, en el mes m, para cada mes mi que este se encuentre indisponible será:

Donde:

MRT_m,u:	Remuneración Mensual Temporal para el activo u, en el mes m, mientras el activo u esté indisponible por las causas citadas en este numeral.
mi:	Número de meses calendario completos transcurridos a partir de la ocurrencia del Evento, incluido el mes m, durante los cuales el activo u, ha estado indisponible
IMR_m,u:	Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo u, durante el mes m, tal como se define en el numeral 11.1.6 de este Anexo."

(Fuente: R CREG 141/17, art. 3) (Fuente: R CREG 189/21, art. 1) (Fuente: R CREG 105/19, art. 2)

ARTÍCULO 3.14.4.12.4. REPORTE CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SDL. Hasta el mes de septiembre de 2018, los eventos programados para la reparación, reconstrucción o remodelación de los activos afectados en el SDL pueden ser excluidos del cálculo de los indicadores de calidad que se encuentren aplicando el OR, siempre que la información de duración y frecuencia correspondiente a estos eventos, que es utilizada para su reporte de calidad de activos al SUI, haya sido clasificada en el campo "trabajo en subestaciones remodelación y reposición" contenido en los Formatos 4 y 5 de la Resolución SSPD - 20102400008055, o la que la modifique o sustituya.

(Fuente: R CREG 141/17, art. 4)

ARTÍCULO 3.14.4.12.5. REPORTE CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA. Los OR que dentro de sus activos afectados tengan los necesarios para realizar el reporte de valores de indicadores de los que trata el artículo 6 de la Resolución CREG 024 de 2005, estarán exceptuados de la obligación de realizar este reporte hasta el mes de enero del año 2022.

(Fuente: R CREG 141/17, art. 5) (Fuente: R CREG 189/21, art. 2) (Fuente: R CREG 105/19, art. 3)

ARTÍCULO 3.14.4.12.6. INFORMES. Los agentes interesados en que algunos de sus activos afectados les sea aplicable lo previsto en esta resolución deben entregar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la CREG, durante el mes siguiente a la entrada en vigencia de esta resolución, lo siguiente:

- inventario de activos afectados en el STN y en el STR,

- inventario de unidades constructivas o de activos afectados en el SDL,

- cronograma de restauración de activos.

Durante el mismo plazo mencionado en el párrafo anterior, los agentes con activos afectados en el STN, o en el STR, deberán reportar al LAC el inventario de estos activos.

Mensualmente los agentes con activos afectados entregarán a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la CREG un informe con el detalle del avance del programa de restauración

(Fuente: R CREG 141/17, art. 6) (Fuente: R CREG 189/21, art. 3)

ARTÍCULO 3.14.4.12.7. APLICACIÓN TEMPORAL DEL NUMERAL 5.1.13 DEL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 015 DE 2018. Para los activos afectados en el STR identificados en el artículo 1, hasta el 30 de septiembre de 2023, a cambio de lo previsto en el numeral 5.1.13 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018, o aquella que la modifique o sustituya, se aplicará lo siguiente:

Remuneración en algunos casos de indisponibilidad

Por tanto, para los casos de indisponibilidades originadas en catástrofes naturales, tales como erosión (volcánica, fluvial o glacial), terremotos, maremotos, huracanes, ciclones y/o tornados, y las debidas a actos de terrorismo, la remuneración del activo u en el mes m, para cada mes mi que este se encuentre indisponible será:



MRT_m,u:	Ingreso mensual temporal para el activo u, en el mes m, mientras el activo u esté indisponible por las causas citadas en este numeral.
mi:	Número de meses calendario completos transcurridos a partir de la ocurrencia del evento, incluido el mes m, durante los cuales el activo u ha estado indisponible.
VHRC_m,u,j:	Valor horario de referencia para el cálculo de la compensación del activo u, del OR j, durante el mes m."

(Fuente: R CREG 141/17, art. 8) (Fuente: R CREG 189/21, art. 4) (Fuente: R CREG 105/19, art. 4)

ARTÍCULO 3.14.4.12.8. APLICACIÓN DEL LITERAL A. DEL NUMERAL 5.2.10.1 DEL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 015 DE 2018. La condición establecida en el literal a. del numeral 5.2.10.1 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018, en caso de ser necesario aplicarla, solo se hará a partir del mes de enero de 2021.

(Fuente: R CREG 141/17, art. 9) (Fuente: R CREG 105/19, art. 5)

ARTÍCULO 3.14.4.12.9. INDISPONIBILIDADES E INTERRUPCIONES EXCLUIDAS. Hasta el mes de septiembre de 2023 no serán consideradas para el cálculo de los indicadores y las compensaciones de calidad del servicio en el STR y SDL todas aquellas indisponibilidades e interrupciones que se sucedan en activos utilizados para conectar de manera temporal activos afectados por la catástrofe natural ocurrida el 31 de marzo de 2017 en el municipio de Mocoa.

(Fuente: R CREG 141/17, art. 10) (Fuente: R CREG 189/21, art. 5) (Fuente: R CREG 105/19, art. 6)

Contenido de la solicitud (Anexo general capítulo v)

ARTÍCULO 3.14.5.1. CAPITULO V. CONTENIDO DE LA SOLICITUD. En la solicitud escrita que se formule a la CREG para la aprobación del inventario de activos, el TN deberá incluir como mínimo:

-- Inventario con los activos que se encuentran en operación, clasificados por Unidad Constructiva reportados en el aplicativo que para el efecto diseñe la CREG. La CREG podrá verificar la calidad de la información reportada por los TN, conforme se disponga en la respectiva actuación que adelante para aprobar el inventario y los valores anuales de servidumbre y AOM.

-- Valor anual pagado por concepto de servidumbre para todas las líneas.

-- El área (m2) y el valor catastral (en pesos de diciembre de 2008) del terreno donde está ubicada cada subestación.

-- Porcentaje de representación ante el LAC de cada activo.

-- Para los proyectos de expansión que han sido ejecutados como resultado de procesos de selección regulados por la CREG, el inventario de las UC que componen dicho proyecto. De no existir la correspondiente UC se asociará con aquella más parecida.

-- Ingresos por la explotación de los activos remunerados mediante cargos por uso en actividades distintas a la de transmisión de energía eléctrica, durante el año que finaliza el 31 de diciembre anterior a la fecha de reporte del inventario.

-- Para cada uno de los activos reportados deberá indicarse el valor de la variable RPP, como está definida en el numeral 1.1 de este Anexo, especificando la entidad de donde provinieron los recursos.

-- La información de AOM utilizada para el cálculo del AOM gastado (AOMGj,01-07) y del AOM remunerado (AOMRj,08).

-- La siguiente manifestación e información firmada por el representante legal: "Que hemos aplicado la metodología de que trata la Resolución CREG 011 de 2009, obteniendo los siguientes resultados de AOM para (Nombre empresa):

Valores para el cálculo de AOM	Pesos de Diciembre de 2008
Valor anual del AOM gastado (AOMG_j,01-07)
Valor anual del AOM remunerado (AOMR_j,08)
Costo de Reposición del Activo Eléctrico del TN, para el año 2008 (CRE)

Porcentajes de AOM	(%)
Porcentaje de AOM gastado (PAOMG_j,01-07)
Porcentaje de AOM remunerado (PAOMR_j,08)
Porcentaje de AOM de Referencia (PAOM_j,ref)

Que con la firma de este documento ratifico que la información de nuestra empresa ingresada a través de la web de la Comisión, corresponde a nuestro inventario en el STN.

Se anexa un documento que contiene toda la información necesaria, en los términos de esta resolución, para la aprobación del inventario de activos junto con los soportes que respaldan los resultados presentados.

Así mismo se adjunta el plano impreso del diagrama unifilar de los activos que representa la empresa en el STN y ratifico que estos planos fueron ingresados a través de la página web de la comisión en el lugar dispuesto para tal fin en formato '.dwg'."

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO V)

Remuneración de los activos que conforman la variante de línea entre la subestación Guatapé y la línea San Carlos - Ancón sur del Sistema de Transmisión Nacional

ARTÍCULO 3.14.6.1. OBJETO. Aprobar a Interconexión Eléctrica S.A., la remuneración de una variante de línea de 230 kV a doble circuito, de 13.2 km, entre la Subestación Guatapé y la línea San Carlos - Ancón Sur, la cual estará conformada por las siguientes unidades constructivas, de conformidad con la clasificación establecida en la Resolución CREG-026 de 1999:

Unidad Constructiva	Cantidad
Línea 230 kV, 2C, Nivel 2	13.2 km
Bahía Línea Barra Doble + By-pass	2 bahías

(Fuente: R CREG 147/01, art. 1)

ARTÍCULO 3.14.6.2. El Ingreso Anual que percibirá Interconexión Eléctrica S.A., a partir de la entrada en Operación Comercial del proyecto, será el siguiente:

Línea:

a. Primer, segundo y tercer año:

Ingreso Anual = $ 2,432,646,309.4 ($ Colombianos de septiembre de 2001)

Este Ingreso remunera los costos de inversión y los gastos de administración, operación y mantenimiento de las respectivas unidades constructivas.

b. A partir del cuarto año y siempre que la línea esté en operación comercial:

Ingreso Anual = $ 138,279,038.9 ($ Colombianos de septiembre de 2001)

Este Ingreso remunera los gastos de administración, operación y mantenimiento de las respectivas unidades constructivas.

Bahías de Línea:

Mientras la subestación se encuentre en operación comercial en relación con el proyecto mencionado en el presente Artículo:

Ingreso Anual = $ 672,162,438.8 ($ Colombianos de septiembre de 2001)

Este Ingreso remunera los costos de inversión y los gastos de administración, operación y mantenimiento de las respectivas unidades constructivas.

En el evento en que el proyecto entre en operación comercial con anterioridad a la fecha prevista en el parágrafo 1o, en todo caso el Ingreso Anual se reconocerá a partir de la fecha prevista en este Artículo para la entrada en operación comercial.

PARÁGRAFO 1o. El proyecto entrará en operación comercial el primer día del sexto mes contado a partir de la entrada en vigencia de la presente Resolución.

PARÁGRAFO 2o. Para efectos de la liquidación y pago mensual del Ingreso correspondiente, el Ingreso Anual se dividirá entre 12 y se actualizará con el Índice de Precios al Productor Total Nacional (IPP) a la fecha respectiva.

PARÁGRAFO 3o. A partir de la fecha de entrada en operación comercial prevista en el Parágrafo 1o., durante los tres (3) años siguientes, y a partir del cuarto (4o.) año durante los períodos en que se solicite la misma, al proyecto de que trata esta Resolución le aplicarán las normas sobre calidad que rijan para el servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN.

PARÁGRAFO 4o. Una vez cumplidos los tres (3) años siguientes a la entrada en operación comercial del proyecto, de no presentarse los hechos que originaron la necesidad de construir el mismo, el Centro Nacional de Despacho podrá solicitar a Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. la suspensión de la operación comercial de los activos que lo conforman.

Con posterioridad a la suspensión mencionada, el Centro Nacional de Despacho podrá solicitar al transportador que ponga nuevamente en operación comercial el proyecto, cuando las condiciones de operación del STN así lo exijan para garantizar la confiabilidad y seguridad en la operación de éste. Esta solicitud, se deberá realizar mediante comunicación escrita dirigida al representante legal del transportador con mínimo un (1) mes de anticipación a la fecha prevista para la entrada en operación.

(Fuente: R CREG 147/01, art. 2)

ARTÍCULO 3.14.6.3. El Ingreso Anual requerido por el proyecto señalado en el Artículo 1o. de la presente Resolución, será asignado por el Liquidador y Administrador de Cuentas -LAC-, a todos los comercializadores del Sistema Interconectado Nacional, a prorrata de su demanda y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la cantidad de electricidad exportada por cada uno de estos.

Los valores asignados al Comercializador, por concepto de remuneración del proyecto mencionado en el artículo 1o de la presente resolución, serán considerados por este como parte de la variable CRS: "Costo Restricciones y Servicios Complementarios asignados al comercializador, sin incluir penalizaciones", en los Costos Adicionales del Mercado Mayorista Oa, que hacen parte de la fórmula para el cálculo del Costo Unitario de Prestación del Servicio, de que trata el numeral 2 del Anexo Número Uno, de la Resolución CREG-031 de 1997.

(Fuente: R CREG 147/01, art. 3)

ARTÍCULO 3.14.6.4. LIQUIDACIÓN DE CARGOS CORRESPONDIENTES A LA VARIANTE DE LÍNEA ENTRE LA SUBESTACIÓN GUATAPÉ Y LA LÍNEA SAN CARLOS - ANCÓN SUR. La liquidación de los cargos por uso correspondientes a la variante de línea entre la subestación Guatapé y la línea San Carlos - Ancón Sur, se hará aplicando las disposiciones establecidas mediante la Resolución CREG-147 de 2001 o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 008/03, art. 11)

LIBRO 4

Reglamento de Operación - Componente distribución y metodología tarifaria

Reglamento de distribución de energía eléctrica, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional

Adopción

ARTÍCULO 4.1.1.1. Adoptar el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica contenido en el Anexo General de la presente Resolución, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional.

(Fuente: R CREG 070/98, art. 1A)

Reglamento de distribución de energía eléctrica (Anexo general)

Introducción

ARTÍCULO 4.1.2.1.1. Introducción. El presente Reglamento de Distribución regula la actividad de Transmisión Regional y/o Distribución Local de Energía Eléctrica, con base en los principios relacionados con la eficiencia, calidad y neutralidad, en cumplimiento del Artículo 23 de la Ley 143 de 1994.

De esta manera, aquí se definen y hacen operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía eléctrica, se establecen procedimientos para la planeación, operación y expansión de los Sistemas de Transmisión Regional (STR's) y los Sistemas de Distribución Local (SDL's), y se definen normas para el diseño y ejecución del plan de inversiones y conexiones al sistema, entre otros. Adicionalmente, se definen y establecen criterios y procedimientos para la medición de los consumos, para la prestación del servicio de Alumbrado Público y para las remuneraciones asociadas con la propiedad de activos.

Cuando quiera que en la presente Resolución se haga referencia a la palabra Reglamento, o Resolución, se entenderá que se refiere a la misma palabra.

Esta Resolución hace parte integral del Reglamento de Operación y complementa el Código de Redes, en lo pertinente a la actividad de Transmisión Regional y/o Distribución Local.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL - INTRODUCCIÓN)

Principios y ámbito de aplicación del reglamento

ARTÍCULO 4.1.2.2.1. PRINCIPIOS Y ALCANCE DEL REGLAMENTO. El Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica se desarrolla con base en los principios de eficiencia, calidad y neutralidad de la prestación del servicio de Energía Eléctrica establecidos por las Leyes 142 y 143 de 1994. En cumplimiento de tales principios, la presente Resolución establece criterios para la planeación, expansión y operación de los STR's y/o SDL's y determina los procedimientos que definen las relaciones entre los diferentes Usuarios de tales Sistemas y sus correspondientes operadores.

Dicha reglamentación se orienta a:

- Establecer criterios y procedimientos para la planeación, la expansión, la operación y el mantenimiento de los STR's y/o SDL's, de acuerdo con los diferentes niveles de tensión existentes en el país.

- Establecer los principios y procedimientos que definen las relaciones entre los diferentes Usuarios de los STR's y/o SDL's y sus correspondientes operadores.

- Definir criterios para el planeamiento y operación eficiente de los STR's y/o SDL's que faciliten la competencia en la Generación y Comercialización de electricidad.

- Establecer criterios para el diseño y ejecución del plan de inversiones de los OR's, con el fin de garantizar la confiabilidad, seguridad y economía de los STR's y/o SDL's.

- Establecer criterios y procedimientos para la ejecución y operación de las conexiones de los Usuarios de los STR's y/o SDL's.

- Establecer los criterios de calidad de la potencia y del servicio suministrado por los diferentes OR's, con el propósito de dar garantías mínimas en estos aspectos a los Usuarios conectados al STR y/o SDL del OR respectivo.

- Definir criterios generales relacionados con la medición de los consumos de energía eléctrica.

- Establecer las características técnicas de la prestación del servicio de Alumbrado Público.

- Definir criterios y remuneraciones para la propiedad de activos.

Además, este Reglamento contiene otras disposiciones para la coordinación operativa, así como los procedimientos para hacer las modificaciones que se deriven de la experiencia y aplicación de estas mismas reglas.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 2.1)

ARTÍCULO 4.1.2.2.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN DEL REGLAMENTO. El Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica se aplica a:

- Operadores de Red (OR's) en los STR's y/o SDL's.

- Comercializadores y Usuarios de los STR's y/o SDL's.

- Generadores, Plantas Menores, Cogeneradores y Autogeneradores conectados directamente a los STR's y/o SDL's.

- Responsables del servicio de Alumbrado Público.

El presente Reglamento se entiende que se aplica, cuando quiera que en las resoluciones expedidas por la CREG se refiera a "Código de Distribución". De la misma manera, en el presente Reglamento se aplicarán los principios de carácter constitucional, especialmente aquellos que se determinan en el artículo 365 y sucesivos de la Constitución Nacional, así como la disposiciones legales establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y demás normas que las reglamenten, modifiquen o sustituyan.

Las normas técnicas nacionales o en su defecto las internacionales que regulan los aspectos contenidos en esta Resolución, primarán sobre las normas internas de las empresas y serán de obligatorio cumplimiento como norma mínima. En caso que las normas específicas expuestas en este Reglamento cambien, se utilizarán aquellas que las modifiquen, sustituyan o complementen.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 2.2)

Plan de expansión

Objetivo

ARTÍCULO 4.1.2.3.1.1. Objetivo. Los objetivos básicos de este capítulo son los siguientes:

- Fijar los criterios para asegurar la expansión y los niveles de cobertura de los STR's y/o SDL's.

- Establecer las obligaciones de los Operadores de Red (OR's), en lo relacionado con la expansión eficiente, económica y confiable de los STR's y/o SDL's.

- Precisar el alcance de las competencias de la Nación y las demás entidades territoriales, para celebrar contratos de concesión, en aquellos eventos en los cuales el OR no esté obligado a ejecutar la expansión de la red y la ampliación de la cobertura.

- Definir los procedimientos para el intercambio de información entre los OR's y entre estos y los Usuarios.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 3.1)

Responsabilidad por la expansión de los STR's o SDL's

ARTÍCULO 4.1.2.3.2.1. NIVELES DE COBERTURA Y PLANEACIÓN DE LA EXPANSIÓN DE LOS STR'S Y/O SDL'S. De acuerdo con el Artículo 67.2 de la Ley 142 de 1994, le compete al Ministerio de Minas y Energía elaborar máximo cada cinco años un plan de expansión de la cobertura del servicio público de energía eléctrica, en el que se determinen las inversiones públicas que deben realizarse, y las privadas que deben estimularse.

De igual manera, con base en el numeral f del Artículo 3 de la Ley 143 de 1994, le corresponde al Estado alcanzar una cobertura en los servicios de electricidad a las diferentes regiones y sectores del país, que garantice la satisfacción de las necesidades básicas de los usuarios de los estratos 1, 2 y 3 y los de menores recursos del área rural, a través de los diversos agentes públicos y privados que presten el servicio.

En desarrollo del Artículo 18 de la Ley 143 y teniendo en cuenta lo establecido en el Literal c del Artículo 16 de la misma Ley, le corresponde a la UPME elaborar y actualizar el Plan Energético Nacional y el Plan de Expansión del sector eléctrico en concordancia con el proyecto del Plan Nacional de Desarrollo.

En el caso de los STR's y/o SDL's, el Plan de Expansión definido por la UPME deberá incorporar como criterio los niveles de cobertura previstos en el Plan Nacional de Desarrollo.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 3.2.1)

ARTÍCULO 4.1.2.3.2.2. RESPONSABILIDAD DEL OR EN LA PLANEACIÓN DE SU SISTEMA. El OR es responsable de elaborar el Plan de Expansión del Sistema que opera, de acuerdo con el Plan Estratégico, el Plan de Acción y el Plan Financiero de que trata la Resolución CREG 005 de 1996.

El Plan de Expansión del OR deberá incluir todos los proyectos que requiera su Sistema, considerando solicitudes efectuadas por terceros y que sean viables en el contexto de su Plan Financiero.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 3.2.2)

ARTÍCULO 4.1.2.3.2.3. RESPONSABILIDAD POR LA EJECUCIÓN DE PROYECTOS INCLUIDOS EN EL PLAN DE EXPANSIÓN DEL OR. El OR es el responsable por la ejecución del Plan de Expansión de la red que opera, definido de acuerdo con lo establecido en el numeral anterior, en relación con la construcción de nuevas líneas, subestaciones y equipos que tengan carácter de uso general.

Si el OR incumple con la ejecución de un proyecto previsto en su Plan de Inversión (Ver Artículo 2o de la Resolución CREG 005 de 1996), el proyecto correspondiente podrá ser desarrollado por el Usuario interesado o por un tercero, de acuerdo con lo establecido en el Capítulo 9 de la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 3.2.3)

ARTÍCULO 4.1.2.3.2.4. RESPONSABILIDAD POR LA EJECUCIÓN DE PROYECTOS INCLUIDOS EN EL PLAN DE EXPANSIÓN DE LOS STR'S Y/O SDL'S, PERO NO INCLUIDOS EN LOS PLANES DE EXPANSIÓN DE LOS OR'S. En caso de que los Planes de Expansión de los OR's, no satisfagan los niveles de cobertura definidos por la UPME para los distintos STR's y/o SDL's, pero exista algún tercero dispuesto a asumir la prestación de este servicio, éste podrá ejecutar las obras correspondientes que serán remuneradas de conformidad con lo dispuesto en el Capítulo 9 de la presente Resolución.

Del mismo modo, en caso de que los Planes de Expansión de los OR's, no satisfagan los niveles de cobertura definidos por la UPME para los distintos STR's y/o SDL's y sólo en aquellos eventos en los cuales como resultado de la libre iniciativa de los distintos agentes económicos, no exista algún tercero dispuesto a asumir la prestación de este servicio, se dará cumplimiento a lo dispuesto en el Artículo 56 de la Ley 143 de 1994, relacionado con contratos de concesión.

Así mismo y de acuerdo con el Artículo 57 de esta Ley, las competencias para otorgar los contratos de concesión mencionados serán las siguientes:

- En el caso de redes de transmisión entre regiones (STR's), le corresponde al Departamento.

- En el caso de redes de distribución de electricidad (SDL's), le corresponde al Municipio.

La CREG en resolución aparte, precisará el alcance de las competencias señaladas.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 3.2.4)

Criterios para desarrollar la planeación de la expansión de los OR's

ARTÍCULO 4.1.2.3.3.1. Criterios para desarrollar la planeación de la expansión de los OR's. En cumplimiento de los principios establecidos en el presente Reglamento de Distribución, la planeación debe ser desarrollada con base en los siguientes criterios:

- Atención de la Demanda. La planeación de la expansión deberá estar soportada en proyecciones de demanda cuya estimación se efectuará utilizando modelos técnico-económicos disponibles para tal efecto.

- Adaptabilidad. Los Planes de Expansión deberán incorporar los avances de la ciencia y de la tecnología que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio al menor costo económico.

- Flexibilidad del Plan de Expansión. El Plan de Expansión de un OR, en su ejecución, puede experimentar modificaciones. El OR podrá incluir obras no previstas y excluir aquellas que por la dinámica de la demanda, puedan ser pospuestas o eliminadas del Plan inicialmente aprobado por la UPME.

- Viabilidad Ambiental. Los Planes de Expansión deben cumplir con la normatividad ambiental vigente.

- Normas y Permisos. Las obras de expansión requeridas deben cumplir con las normas pertinentes previstas por las autoridades competentes y obtener los permisos correspondientes.

- Eficiencia Económica. Los Planes de Expansión e inversiones deberán considerar la minimización de costos.

- Calidad y Continuidad en el Suministro. Los planes de inversión deberán asegurar los indicadores de calidad que reglamenta la presente Resolución y garantizar la continuidad del servicio mediante proyectos de suplencia, ampliación, automatización de la operación, modernización e inventario de repuestos, entre otros.

- Coordinación con el SIN. Teniendo en cuenta que la operación y expansión de los STR's y/o SDL's deben ser coordinadas con el resto del Sistema Interconectado Nacional, el OR deberá planear su Sistema considerando los planes de expansión en transmisión y generación elaborados anualmente por la UPME.

Para el cumplimiento de los criterios definidos, el OR deberá mantener información técnica actualizada sobre el Sistema que opera. Los elementos requeridos como información básica se relacionan en los numerales 1.1 y 1.2 del Anexo RD-1 de la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 3.3)

Procedimientos y metodologías

ARTÍCULO 4.1.2.3.4.1. HORIZONTES DE PLANEACIÓN. Cada OR debe utilizar los siguientes horizontes de planeación, en los cuales se establece la información requerida y el alcance para realizar las proyecciones de demanda y el Plan de Expansión correspondiente:

- Corto plazo: un (1) año.

Es un período de carácter operativo, durante el cual el OR simula la operación y el funcionamiento de su Sistema y además realiza el ajuste de las alternativas de expansión planteadas.

- Mediano plazo: cinco (5) años.

Es un período de carácter decisorio, donde el OR determina las obras necesarias para atender la expansión y crecimiento de la demanda en este lapso.

- Largo plazo: diez (10) años.

Es un período de carácter estratégico, en el cual el OR determina en forma global la expansión de su Sistema, según las tendencias de crecimiento de la demanda de sus Usuarios.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 3.4.1)

ARTÍCULO 4.1.2.3.4.2. IDENTIFICACIÓN Y SELECCIÓN DE ALTERNATIVAS. Para definir el Plan de Expansión, el OR deberá considerar varias alternativas siguiendo lineamientos técnicos y económicos que le permitan jerarquizarlas dentro del proceso de selección.

La selección del Plan deberá estar basada en evaluaciones técnicas, económicas y financiera. La alternativa seleccionada deberá ser la de mínimo costo, incluyendo inversiones, costos de operación y mantenimiento y pérdidas, y deberá ser la alternativa que cumpla con la calidad del servicio definida para el Sistema.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 3.4.2)

ARTÍCULO 4.1.2.3.4.3. INVENTARIOS Y COSTOS. El OR debe mantener actualizado los inventarios de los activos de su Sistema. Así mismo, deberá mantener un registro actualizado de los costos unitarios de sus inversiones.

Toda esta información deberá estar disponible para ser suministrada a la CREG cuando ésta lo requiera. Así mismo, la CREG podrá solicitar información adicional.

Los OR's deberán llevar un registro claro y preciso del trazado de las Redes de sus Sistemas, utilizando preferiblemente planos digitalizados.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 3.4.3)

ARTÍCULO 4.1.2.3.4.4. DIVULGACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN. Los Usuarios tienen derecho a conocer los Planes de Expansión de los Sistemas de los OR's. Para tal efecto el OR deberá tener disponible esta información para quien la requiera.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 3.4.4)

Condiciones de conexión

Objetivo

ARTÍCULO 4.1.2.4.1.1. Objetivo. Los objetivos básicos del presente capítulo son los siguientes:

- Proporcionar un conjunto de requisitos técnicos mínimos y de procedimientos para la planeación, diseño, construcción y puesta en servicio de las conexiones a la red, aplicable tanto a Usuarios existentes como futuros.

- Garantizar que las normas básicas para conexión a un STR y/o SDL sean las mismas para todos los Usuarios dentro del área de servicio del respectivo OR y para todos los OR's del país.

- Asegurar que todos los OR's y los Usuarios cumplan con las obligaciones, según lo dispuesto en este Reglamento y demás normas complementarias.

- Establecer las obligaciones del OR y de los Usuarios, para ejecutar los estudios necesarios con relación a las modificaciones y refuerzos requeridos para una nueva conexión, para modificar una existente y para suscribir contratos de conexión.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.1)

Criterios técnicos de diseño

ARTÍCULO 4.1.2.4.2.1. Criterios técnicos de diseño. Las normas técnicas exigidas por los OR's a sus Usuarios, no podrán contravenir las normas técnicas nacionales vigentes o en su defecto las normas técnicas internacionales. Así mismo, los OR's no podrán discriminar o exceptuar a ningún Usuario en el cumplimiento de dichas normas.

A continuación se fijan los principios y las normas que deben ser aplicados en el diseño de los STR's y/o SDL's por parte de los OR's y Usuarios, para su óptimo funcionamiento.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.2)

ARTÍCULO 4.1.2.4.2.2. OBRAS DE INFRAESTRUCTURA. El diseño de las obras civiles de infraestructura se deberá realizar bajo los criterios y las normas establecidas por las autoridades competentes.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.2.1)

ARTÍCULO 4.1.2.4.2.3. DISTORSIÓN DE LAS ONDAS. Para limitar los efectos de las distorsiones en la forma de las ondas de tensión y de corriente de los STR's y/o SDL's, el contenido de armónicos de los equipos de los Usuarios conectadas en los niveles de tensión I, II, III y IV deberán cumplir con lo establecido en la Norma IEEE 519/92 o aquella que la modifique o sustituya.

Las normas técnicas nacionales o en su defecto las internacionales que regulan esta materia, primarán sobre las normas internas de las empresas y serán de obligatorio cumplimiento como norma mínima.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.2.2)

ARTÍCULO 4.1.2.4.2.4. NIVELES DE CORRIENTE DE FALLA. La capacidad de corriente de falla nominal de los equipos que se vayan a conectar a un STR's y/o SDL's, deberá ser superior al nivel máximo de corriente de falla calculado en el punto de conexión.

Para cumplir estos cometidos, el OR y/o el Usuario según el caso, deberán intercambiar información sobre la proyección de los aumentos de los niveles de corriente de falla y sobre la relación X/R en los puntos de conexión al respectivo Sistema.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.2.3)

ARTÍCULO 4.1.2.4.2.5. COMPENSACIÓN DE CONSUMOS DE ENERGÍA REACTIVA. Cuando las características del equipo que conectará un Usuario lo amerite, éste deberá suministrar al OR la información pertinente. Debido a que la conexión de bancos de condensadores y reactores conectados en los niveles de tensión II, III y IV puede afectar la operación del STR y/o SDL, estas conexiones deberán ser aprobadas por los OR's, a quienes se deberán suministrar las características técnicas de las inductancias y capacitancias que se conectarán. Cuando el OR lo requiera, se le deberá también suministrar las características técnicas de la inductancia y la capacitancia de las redes del Usuario.

La información solicitada tiene por objeto:

- Verificar que el equipo de control y maniobra del Sistema del OR esté dimensionado en forma adecuada.

- Comprobar que el funcionamiento del STR y/o SDL que opera el OR no se afectará.

El factor de potencia de la carga conectada por el Usuario, no deberá ser inferior al establecido en la Resolución CREG 108 de 1997 o las normas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.2.4)

Especificaciones de diseño

ARTÍCULO 4.1.2.4.3.1. ESPECIFICACIÓN DE EQUIPOS, REDES AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS. Las especificaciones de materiales y herrajes para las redes aéreas y subterráneas deberán cumplir con las normas técnicas nacionales expedidas por las autoridades competentes. Estas últimas serán las únicas facultadas para efectuar las homologaciones a que hubiere lugar.

Las especificaciones de diseño de las redes deberán cumplir con las normas que hayan adoptado los OR's, siempre y cuando no contravengan lo dispuesto en este Reglamento, sean de conocimiento público y su aplicación no sea discriminatoria.

Las especificaciones de diseño, fabricación, prueba e instalación de equipos para los STR's y/o SDL's, incluyendo los requisitos de calidad, deberán cumplir con las partes aplicables de una cualquiera de las normas técnicas nacionales o en su defecto de las internacionales que regulan esta materia.

El equipo a ser instalado en el STR y/o SDL debe ser el apropiado para que opere dentro de la frecuencia y el rango de tensión establecidos para el SIN, así como para soportar las corrientes de falla en el punto de conexión. Adicionalmente, el dispositivo de protección deberá tener la capacidad de conducir e interrumpir la corriente de falla. Los OR's están en la obligación de suministrar los detalles técnicos del Sistema al cual se hará la conexión.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.3.1)

ARTÍCULO 4.1.2.4.3.2. PUESTA A TIERRA. La puesta a tierra de los STR's y/o SDL's deberá ser diseñada siguiendo la metodología de cálculo de la Norma IEEE 80 y la Guía IEEE C6292.4 o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

El valor de la resistencia de la puesta a tierra del STR y/o SDL, deberá ser establecido claramente por el OR de acuerdo con las características resistivas del terreno, de los tiempos de despeje de falla adoptados, y de los voltajes de contacto y de paso, los cuales no deben ser superiores a los valores indicados por el NESC y cada sistema de un Usuario deberá adaptarse a esta exigencia. Las especificaciones de los equipos asociados deberán ser aptas para soportar las tensiones y corrientes resultantes como consecuencia del método y valor de la resistencia de la puesta a tierra utilizados por el OR y el Usuario.

En el diseño de las puestas a tierra se deben evitar que se generen corrientes circulantes.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.3.2)

ARTÍCULO 4.1.2.4.3.3. PROTECCIONES. El Usuario en su conexión deberá disponer de esquemas de protecciones compatibles con las características de su carga que garantice la confiabilidad, seguridad, selectividad y rapidez de desconexión necesarias para mantener la estabilidad del Sistema. El Usuario deberá instalar los equipos requeridos de estado sólido, de tecnología análoga o digital que cumplan con la Norma IEC 255.

Para garantizar una adecuada coordinación y selectividad en la operación de las protecciones del STR y/o SDL que opera el OR, los sistemas de protección y los tiempos de operación de las protecciones del Usuario, deberán ser acordadas con el OR durante el proceso de aprobación de diseños y para la puesta en servicio y conexión, y pueden ser revisados periódicamente por el OR, con la participación del Usuario.

Para el diseño de la conexión al STR y/o SDL, el Usuario deberá tener en cuenta las características técnicas de las protecciones que el OR tiene en su Sistema, para las operaciones de conmutación secuencial o para la reconexión automática.

Cuando las características de la carga de un Usuario que se conectará al STR y/o SDL requiera equipos de protección de respaldo, el OR exigirá la instalación de los mismos. Dichos equipos deberán cumplir con las normas aplicables a las protecciones principales.

El Usuario no podrá instalar equipos para limitar la corriente de falla en el punto de frontera o en las instalaciones del mismo, a menos que sea autorizado por el OR. En caso de autorización, el Usuario deberá garantizar la operación satisfactoria de los equipos de protección de su Sistema.

Para el caso de las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, conectadas al STR:

- Toda bahía de generación conectada en el STR deberá disponer de una protección tipo falla interruptor, la cual deberá ser implementada en un relé independiente de las protecciones propias del equipo protegido o podrá estar incluida como una función adicional en una protección diferencial de barras.

- Disponer de un mecanismo de corte visible en el punto de conexión del sistema de generación con el STR, con capacidad de maniobra y bloqueo manual verificable por parte del operador de red.

- Cuando se realiza la conexión de sistemas de generación mediante un transformador delta-estrella, con delta en el punto de conexión de generador con el OR, se deberá evaluar con el operador de red la conveniencia de implementar una protección de sobretensión de secuencia cero en el punto de conexión.

- La generación conectada al STR debe contar con sistemas de protección principal y respaldo, con capacidad para detectar fallas en el generador y en el punto de conexión con el STR, el cual deberá contar con un esquema de protección selectiva que coordine con la red existente.

- La bahía de conexión de todo generador conectado en el STR, deberá disponer de dos relés de protección principales y estar en capacidad para despejar las fallas en el elemento protegido en un tiempo menor a 150 milisegundos.

- Es responsabilidad del agente representante del recurso de generación garantizar que todos los equipos de su instalación se encuentren correctamente protegidos para satisfacer los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad durante la operación del sistema eléctrico de potencia. Adicionalmente, en el punto de conexión, se deberán cumplir los siguientes requisitos.

- Disponer de funciones de protección de sobre y baja tensión ajustados según requerimientos operativos del sistema de potencia. Los criterios y ajuste de las funciones de protección de sobre y baja tensión serán definidos por el CND de acuerdo con las necesidades del SIN.

- Disponer de funciones de protección de sobre y baja frecuencia ajustados según requerimientos operativos del sistema de potencia.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.3.3) (Fuente: R CREG 060/19, art. 21)

ARTÍCULO 4.1.2.4.3.4. DIMENSIONAMIENTO DEL DISEÑO. El OR no podrá exigir especificaciones mayores a las requeridas para la conexión del Usuario.

En caso que el OR prevea que los Activos de Conexión del Usuario se puedan convertir en Redes de Uso General, deberá reconocer al Usuario los sobrecostos en que éste incurra por el sobredimensionamiento de sus Activos de Conexión.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.3.4)

Procedimiento para la conexión de cargas

Introducción

ARTÍCULO 4.1.2.4.4.1.1. Introducción. Esta sección establece los procedimientos que deberán seguir el Usuario y el OR para la aprobación de conexiones nuevas o modificaciones de las existentes.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.4)

Plazos y procedimientos para la aprobación o improbación de las solicitudes de conexión por parte del OR

ARTÍCULO 4.1.2.4.4.2.1. Plazos y procedimientos para la aprobación o improbación de las solicitudes de conexión por parte del OR. <Numeral subrogado por los artículos 43 y 44 de la Resolución 75 de 2021, según lo ordenado en el artículo 58Lit. f)>

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.4.3)

Procedimiento para la conexión de generación

Introducción

ARTÍCULO 4.1.2.4.5.1.1. Introducción. En el caso de Generadores, Plantas Menores, Autogeneradores o Cogeneradores que proyecten conectarse directamente a un STR y/o SDL, el procedimiento para la conexión se rige en lo que aplique a lo dispuesto en las Resoluciones CREG 025 de 1995 y CREG 030 de 1996 y demás normas que las modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.5)

Puesta en servicio de la conexión

ARTÍCULO 4.1.2.4.5.2.1. PRUEBAS. Para las pruebas de puesta en servicio de una estación generadora se aplicarán las siguientes normas: a) ANSI-IEEE 492, para hidrogeneradores, b) IEC-41, para turbinas hidráulicas, c) ASME PTC 23, para turbinas a gas, d) ASME para equipos mecánicos, e) API para instrumentación y f) ASTM para tuberías y materiales.

El OR exigirá al propietario de la conexión y/o la Unidad Generadora un programa de pruebas para la puesta en servicio, a fin de someterlo a su aprobación, de modo que estas puedan ser coordinadas con el STR y/o SDL o con el Sistema de Transmisión Nacional si es del caso.

El plan de pruebas deberá incluir como mínimo: equipo a probar, fecha prevista para la prueba, pruebas a realizar, normas que rigen la prueba, tipo de prueba, procedimiento, formato, equipos e instrumentos de prueba y criterios de aceptación de la prueba.

Las pruebas, cuando sea del caso, deberán coordinarse con el Centro de Control respectivo.

Una vez efectuadas las pruebas sobre las Unidades Generadoras y su acción sobre los equipos de conexión de la unidad con el STR y/o SDL, el Generador, Planta Menor, Autogenerador y Cogenerador deberá enviar al OR, un reporte con los protocolos de las pruebas efectuadas a los equipos definidos durante el proceso de conexión y los resultados obtenidos en ellas, debidamente certificados por un ingeniero especialista con matrícula profesional vigente.

Durante la vida útil del proyecto, el OR con la debida sustentación podrá solicitar que se ejecuten pruebas en los equipos de los Usuarios.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.5.6.1)

ARTÍCULO 4.1.2.4.5.2.2. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES. Tanto los Generadores, Plantas Menores, Autogeneradores o Cogeneradores como el OR están en la obligación de cumplir con las siguientes disposiciones, las cuales deberán ser consideradas durante la puesta en servicio y en la fase de operación:

El esquema de protecciones eléctricas asociado a las Unidades Generadoras conectadas directamente al STR y/o SDL, debe coordinarse con las protecciones del STR y/o SDL en la siguiente forma:

a) Las Protecciones de las Unidades de Generación conectadas directamente al STR y/o SDL, deben cumplir con los tiempos de despeje fijados para fallas en el respectivo Sistema.

b) El ajuste de la(s) protección(es) eléctricas o los valores de operación no deben ser cambiados sin la autorización expresa del OR.

c) Para la protección de la Unidad Generadora, será necesario coordinar cualquier política de recierre especificada por el OR.

d) Las protecciones eléctricas de una Unidad Generadora, deberán actuar cuando se presente sobrecargas de secuencia negativa.

e) La protecciones eléctricas de las Unidades Generadoras deberán estar ajustadas para situaciones de deslastre automático de carga por baja frecuencia y/o baja tensión.

f) Toda Unidad Generadora deberá poseer un equipo de protección que la desconecte de la red del OR, en el momento en que se produzca una apertura por maniobra automática o manual del interruptor del circuito del STR y/o SDL.

g) La Unidad Generadora deberá contar con un sistema de detección de tensión a fin de no permitir el cierre del interruptor de interconexión cuando el circuito del OR esté desenergizado.

h) En caso de plantas eólicas y solares fotovoltaicas, conectadas al STR, se debe:

1. Deberán contar con un sistema de detección de tensión en el punto de conexión a fin de no permitir el cierre del interruptor de interconexión cuando el circuito del OR esté desenergizado.

2. Coordinar con el operador de red la conveniencia de habilitarse una protección anti-isla, en caso de requerirse esta protección, deberá ser de tipo Intertrip.

Los estudios y la coordinación de las protecciones eléctricas son responsabilidad del propietario de la Unidad Generadora que se conecte.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.5.6.2) (Fuente: R CREG 060/19, art. 22)

ARTÍCULO 4.1.2.4.5.2.3. REQUISITOS PARA LA OPERACIÓN Y PUESTA EN SERVICIO. Todas las Unidades Generadoras deben cumplir con las siguientes disposiciones:

a) La puesta en servicio de una Unidad Generadora no debe producir sobrecargas en los elementos de la red.

b) El operador de la Unidad Generadora será exclusivamente responsable por la sincronización de su Unidad o subestación de potencia en el momento de su entrada en operación. En todo caso cualquier sincronización deberá coordinarse con el Centro de Control respectivo.

c) Una Unidad de Generación debe operar dentro del rango de frecuencia del SIN y no debe deformar las ondas de tensión y corriente del STR y/o SDL.

d) El control de voltaje de la Unidad Generadora se hará en coordinación con el respectivo Centro de Control.

e) El proceso de entrada en operación de una Unidad Generadora deberá coordinarse con el Centro de Control correspondiente.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.5.6.3)

Operación de los sistemas de transmisión regional y-o distribución local

Objetivo

ARTÍCULO 4.1.2.5.1.1. Objetivo. Proporcionar las regulaciones necesarias para asegurar el funcionamiento seguro, confiable y económico del SIN en general y de los STR's y/o SDL's en particular. Tales regulaciones incluyen el planeamiento operativo y la adecuada coordinación entre los diferentes Agentes.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.1)

Planeamiento operativo

ARTÍCULO 4.1.2.5.2.1. Planeamiento operativo. Para buscar la operación segura, confiable y económica del Sistema Interconectado Nacional, los OR's deben suministrar al Centro de Control respectivo la información prevista en el Código de Redes, de acuerdo con los horizontes de planeamiento operativo allí estipulados. Para tal fin, los OR's deben acogerse a los procedimientos que les sean aplicables y que estén contenidos en el Código de Redes.

Las Plantas Menores no despachadas centralmente, los Cogeneradores y los Autogeneradores deben suministrar al OR o al Centro de Control respectivo la información prevista en el Código de Redes en lo que aplique.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.2)

Supervisión operativa

ARTÍCULO 4.1.2.5.3.1. Supervisión operativa. Los OR's están obligados a cumplir con las instrucciones operativas que emita el Centro de Control respectivo o el CND. Igualmente, están obligados a cumplir con la supervisión operativa en tiempo real que defina el CND y acatar aquellas pruebas que sea necesario realizar en su Sistema, ya sea que estas pruebas estén reglamentadas o que sean definidas por el Consejo Nacional de Operación.

Para garantizar lo anterior, los OR's permitirán que en sus equipos y predios se instalen los elementos necesarios para la supervisión, control y medida por parte de los respectivos Centros de Control.

Para asegurar que el STR y/o SDL sea operado en forma segura, confiable y económica, y cumpla con los estándares de calidad establecidos en la presente Resolución, los OR's podrán efectuar pruebas con el fin de supervisar tanto las cargas como las Unidades de Generación conectadas a sus Sistemas.

Los procedimientos para probar y supervisar, así como los estándares de Calidad se detallan en los capítulos 4 y 6 de este Reglamento.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.3)

Manejo operativo de carga

ARTÍCULO 4.1.2.5.4.1. EN CONDICIONES NORMALES DE OPERACIÓN En condiciones normales de Operación el OR debe coordinar con el Centro de Control respectivo las maniobras en los equipos de su STR y/o SDL.

Las maniobras y los procedimientos que deberá aplicar el OR son los contemplados en los numerales 5.3 y 6.4 del Código de Operación (Código de Redes) y las demás normas que la modifiquen o complementen.

Los mantenimientos programados que requieran consignación de equipos se consideran dentro de las Condiciones Normales de Operación. Las normas operativas que deberán aplicar los OR's están establecidas en el Anexo RD-2 de la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.4.1)

ARTÍCULO 4.1.2.5.4.2. EN CONDICIONES DE CONTINGENCIA. Cuando se presente un evento que afecte total o parcialmente el SIN, el OR deberá coordinar con el Centro de Control respectivo las maniobras correspondientes.

En estos casos, los procedimientos para la desconexión automática de carga son los previstos en el numeral 2.2.4 del Código de Redes y demás normas que la modifiquen o complementen.

Cuando las etapas de desconexión automática se agoten o existan problemas de baja tensión que comprometan la estabilidad del sistema de potencia, los OR's deberán efectuar, por instrucciones del Centro de Control respectivo, desconexiones manuales de carga, mediante esquemas que cada OR haya predeterminado de común acuerdo con los Comercializadores que operen utilizando sus redes.

La coordinación de restablecimiento del servicio se ajusta a lo dispuesto en el numeral 5.4 del Código de Redes y demás normas que la modifiquen o complementen.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.4.2)

ARTÍCULO 4.1.2.5.4.3. EN CONDICIONES DE RACIONAMIENTO. Ante situaciones de racionamiento de emergencia o programado, el OR se regirá en un todo por las disposiciones establecidas en el Estatuto de Racionamiento.

Así mismo, el OR deberá cumplir con la regulación que la CREG establezca en materia de Cortes de Suministro en el Mercado Mayorista de Electricidad.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.4.3)

Información operacional

Introducción

ARTÍCULO 4.1.2.5.5.1.1. Introducción. La operación óptima del Sistema Interconectado Nacional requiere el intercambio de información entre los Agentes y los Centros de Control respectivos, tanto sobre los Eventos que se presenten en los diferentes Sistemas y puedan afectar la operación integrada de los recursos del SIN, como la información que se requiera para la coordinación operativa en Condiciones Normales de Operación. Así mismo, los Agentes deberán informar a los Usuarios que puedan verse afectados por la ocurrencia de dichos Eventos.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.5)

Información sobre procedimientos operativos - Manual de operación

ARTÍCULO 4.1.2.5.5.2.1. INFORMACIÓN SOBRE PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS - MANUAL DE OPERACIÓN. <Numeral derogado por el artículo 58 Lit. n) de la Resolución 75 de 2021>

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.5.1) (Fuente: R CREG 117/98, art. 1)

Sistema de información topológico

ARTÍCULO 4.1.2.5.5.3.1. SISTEMA DE INFORMACIÓN TOPOLÓGICO. Los OR's deberán mantener un Sistema de Información Topológico con la configuración detallada de su red, el cual debe permanecer actualizado. Preferiblemente el Sistema de Información Topológico deberá desarrollarse con tecnología digital.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.5.2)

Información sobre ocurrencia de eventos

ARTÍCULO 4.1.2.5.5.4.1. REPORTES DE EVENTOS NO PROGRAMADOS. El OR deberá efectuar reportes ante la ocurrencia de Eventos No Programados. El reporte debe contener como mínimo:

- Descripción del Evento

- Secuencia del Evento (horas, minutos, segundos y milisegundos).

- Demanda no Atendida

- Análisis de Protecciones

- Análisis del Evento

Condiciones de Prefalla

Análisis Eléctrico

- Conclusiones y Recomendaciones

Para Eventos en los niveles de tensión II, III o IV, como mínimo, el OR deberá remitir copia del reporte del Evento en un plazo no mayor a seis (6) horas al Centro de Control correspondiente.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.5.3.1)

ARTÍCULO 4.1.2.5.5.4.2. REPORTE DE EVENTOS PROGRAMADOS. Cuando un Evento Programado afecte a los Usuarios de un STR y/o SDL, el OR deberá informarlo por un medio de comunicación masivo con cuarenta y ocho (48) horas de anticipación a la ocurrencia del Evento, indicando la hora del inicio y la duración.

En todo caso, cuando los Eventos Programados afecten las cargas industriales, el tiempo de notificación no podrá ser inferior a setenta y dos (72) horas.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.5.3.2)

ARTÍCULO 4.1.2.5.5.4.3. ESTADÍSTICAS DE EVENTOS. Los reportes de los Eventos deberán ser almacenados en forma magnética durante un periodo no inferior a tres (3) años. La base de datos correspondiente deberá estar disponible en el momento que lo soliciten las autoridades competentes.

El OR deberá, antes de finalizar el primer trimestre de cada año, efectuar informes y diagnósticos anuales sobre su desempeño operativo. Estos diagnósticos e informes serán agregados por los Centros de Control respectivos y presentados al CND, quien publicará un informe anual sobre esta materia.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.5.3.3)

Calidad del servicio de los sistemas de transmisión regional y-o distribución local

Objetivo

ARTÍCULO 4.1.2.6.1.1. Objetivo. Los objetivos básicos son:

- Establecer criterios de calidad de la potencia y del servicio suministrado por los diferentes OR's, con el propósito de dar garantías mínimas en estos aspectos a los Usuarios conectados al STR y/o SDL.

- Definir indicadores mínimos de calidad del servicio que prestan los OR's.

- Establecer criterios de responsabilidad y compensación por la calidad del servicio prestado por los OR's.

El OR es el responsable por la calidad de la potencia y del servicio suministrado a los Usuarios conectados a su Sistema. De acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 5o. de la Resolución CREG 108 de 1997: "Cuando la actividad de comercialización de electricidad o de gas por red de ductos, sea realizada por una empresa diferente de la que desarrolla la actividad de distribución, el contrato de servicios públicos será ofrecido por la empresa comercializadora. A su vez, las obligaciones que adquiera esta empresa con sus suscriptores o usuarios, en lo relacionado con la actividad de distribución, deberán estar respaldadas por parte de la empresa comercializadora, mediante contrato con la respectiva empresa distribuidora".

Todo Comercializador deberá discriminar en la factura por el servicio el nombre, dirección y teléfono del OR que atiende a sus respectivos Usuarios, con el fin de que el Usuario pueda efectuar las reclamaciones relacionadas con el servicio que presta el OR.

El término Calidad de la Potencia Suministrada se refiere a las perturbaciones y variaciones de estado estacionario de la tensión y corriente suministrada por el OR. El término Calidad del Servicio Prestado se refiere a los criterios de confiabilidad del servicio.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 6.1)

Calidad de la potencia suministrada

ARTÍCULO 4.1.2.6.2.1. Calidad de la potencia suministrada. La calidad de la potencia entregada por un OR, se relaciona con las desviaciones de los valores especificados para las variables de tensión y la forma de las ondas de tensión y corriente.

6.2.1 ESTÁNDARES DE CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA

Los siguientes fenómenos calificadores miden la Calidad de la Potencia (CPE) suministrada por un OR:

6.2.1.1 Desviaciones de la Frecuencia y magnitud de la Tensión estacionaria

La frecuencia nominal del SIN y su rango de variación de operación son las establecidas en el Código de Operación incluido en el Código de Redes, adoptado con la Resolución CREG 025 de 1995 y aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan. La responsabilidad por el control de la frecuencia corresponde al Centro Nacional de Despacho (CND), y a los generadores.

Las tensiones en estado estacionario a 60 Hz no podrán ser inferiores al 90% de la tensión nominal ni ser superiores al 110% de esta, durante un periodo superior a un minuto.

6.2.1.1.1 Excepción temporal a los límites de variación de la tensión nominal en los STR.

Durante la operación del sistema se permitirá, por un plazo determinado, que la tensión en estado estacionario en barras de subestaciones del STR pueda estar por debajo del 90% de la tensión nominal, durante un periodo superior a un minuto, siempre que se cumplan las siguientes condiciones:

a) la tensión suministrada a los usuarios del servicio no podrá ser inferior al 90% de la tensión nominal, ni ser superior al 110%, condición que será verificada por el OR del área donde se ubican las subestaciones;

b) aplica en subestaciones del STR conectadas a líneas radiales, cuando los recursos de transporte y generación disponibles en el área no son suficientes para atender la demanda y mantener el nivel mínimo del 90% de la tensión nominal en las barras de esas subestaciones;

c) la anterior situación se presenta por retrasos en las obras de expansión o repotenciación de redes, requeridas para garantizar la operación segura del sistema y la calidad del servicio en el área donde están ubicadas esas subestaciones, y que ya están en ejecución.

6.2.1.1.2 Procedimiento para autorizar la excepción temporal.

Para aplicar la excepción temporal se seguirá el siguiente procedimiento:

a) el OR del área o el CND identificarán las situaciones donde se prevé aplicar la excepción a los límites de variación de tensión; identificada la situación, el OR deberá suministrar al CND los análisis e información que permitan concluir que durante la aplicación de la excepción se cumple con la condición del literal a) del numeral 6.2.1.1.1;

b) el CND, con la participación del OR, estudiará y elaborará una propuesta debidamente justificada, que presentará al Consejo Nacional de Operación (CNO), donde solicite aprobación para operar una o varias subestaciones del STR por debajo del límite mínimo de la tensión nominal, junto con la información del tiempo que se va a mantener la excepción, así como el límite inferior de variación de la tensión nominal que se permitirá en las barras del STR;

c) el CNO estudiará y aprobará mediante acuerdo la propuesta del CND, precisando el plazo permitido y condiciones para mantener la excepción; de considerarlo necesario para su estudio, el CNO podrá solicitar información adicional al OR o al CND;

d) en los literales anteriores, tanto el CND como el CNO deberán verificar que con la aplicación de la excepción no se afecta la operación segura y confiable del SIN;

e) además de la supervisión de los activos del STR, el CND deberá tener supervisión de la tensión en las barras de las subestaciones del SDL afectadas por la aplicación de la excepción; para implementar esta supervisión el CND tendrá un plazo de dos (2) meses, contados a partir de la aprobación del acuerdo del CNO;

f) el CND deberá llevar registro de la aplicación de la excepción y de las mediciones del nivel de tensión de las barras del STR y del SDL de las subestaciones afectadas.

El CND y el OR deberán acordar la forma de coordinar la supervisión y operación de los activos involucrados, de tal forma que se pueda dar cumplimiento a las condiciones de operación mencionadas. Durante cualquier semana de aplicación de la excepción, si el CND identifica que los niveles de tensión de barras del STR, o de barras del SDL fueron inferiores a los necesarios para cumplir con la condición del literal a) del numeral 6.2.1.1.1, deberá informar de esta situación a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para lo de su competencia.

El plazo previsto para la aplicación de la excepción podrá modificarse cuando haya una situación justificada que lo amerite y no se haya puesto en operación una solución alternativa. Para esto, se seguirá el procedimiento establecido en este numeral y se deberá verificar que se mantiene el cumplimiento de las condiciones del numeral 6.2.1.1.1.

6.2.1.2 Distorsión Armónica de la Onda de Tensión

Es la distorsión periódica de las ondas de voltaje, modelable como el contenido adicional de ondas seniodales cuyas frecuencias son múltiplos de la frecuencia de suministro, acompañando la componente fundamental (componente cuya frecuencia es igual a la de suministro). Este fenómeno es el resultado de cargas no lineales en el STN, STR y/o SDL. Tanto los transportadores del Sistema de Transmisión Nacional, STN, como los Operadores de Red - OR-, deberán cumplir las exigencias establecidas en la siguiente tabla, basada en el Estándar IEEE 519 - [1992]:

TABLA 1

Límites máximos de DistorsiónTotal de Voltaje

Tensión delSistema THDV Máximo (%)

Niveles de tensión 1,2 y3 5.0

Nivel de Tensión 4 2.5

STN 1.5

Nota: Los niveles de tensión de la Tabla 1, corresponden a los definidos por la Resolución CREG 082 de 2002 o aquellas que la modifiquen, sustituyan o complementen.

6.2.2 PLAZOS PARA CORREGIR LAS DEFICIENCIAS EN LA CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA El OR tendrá un plazo máximo de treinta (30) días hábiles a partir de la detección de la existencia de una deficiencia en la Calidad de la Potencia Suministrada, de acuerdo con lo establecido en el numeral 6.2.1 de la presente resolución, para identificar al usuario causante de la misma. Si vencido este plazo no lo ha identificado, el OR deberá proceder a corregir dicha deficiencia.

Cuando las deficiencias se deban a la carga de un usuario conectado al STR y/o SDL, el OR, una vez identifique a este usuario, tendrá un plazo máximo de 8 días hábiles para establecer conjuntamente con este último el plazo máximo razonable para la corrección de la deficiencia. Si transcurridos los 8 días el OR y el usuario no llegan a un acuerdo, o si una vez cumplido el plazo acordado para la corrección de la deficiencia, esta no ha sido corregida, el OR deberá desconectar el equipo causante de la deficiencia o en su defecto la carga del usuario respectivo, informando a la SSPD con dos (2) días hábiles de anticipación a la desconexión.

El OR debe garantizar que las deficiencias en la Calidad de la Potencia que se presenten en su Sistema durante el plazo previsto para su corrección, no ocasionen peligro para la seguridad de las personas, la vida animal y vegetal o la preservación del medio ambiente. De concluirse la inminencia de este peligro, a partir de razones objetivas claramente identificadas, el OR deberá proceder inmediatamente a la desconexión del equipo causante de la deficiencia o en su defecto de la carga del usuario respectivo.

En todo caso, los plazos mencionados no exonerarán al prestador del respectivo Servicio de su responsabilidad por los perjuicios que se causen por las deficiencias en la calidad de potencia suministrada en su STR y/o SDL. Cuando el OR deba indemnizar a un usuario de conformidad con lo dispuesto en el numeral 6.2.3, y dicho perjuicio tenga como origen una deficiencia en la Calidad de la Potencia Suministrada causada por la carga de un usuario conectado al respectivo STR y/o SDL, el OR podrá repetir contra este último, de acuerdo con las normas generales sobre responsabilidad civil.

Para efectos de determinar la fuente de las distorsiones o fluctuaciones, el OR podrá instalar los equipos que considere necesarios en la red o en las Fronteras y/o equipos de medición del usuario, para registrar variables como corrientes y tensiones, y podrá exigir el diseño de medidas remediales que técnicamente sigan las normas y buenas prácticas de ingeniería.

6.2.3 INSTRUMENTOS FINANCIEROS PARA GARANTIA DE CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA

El OR deberá constituir un instrumento financiero que ampare a los Usuarios conectados a su Sistema en los Niveles de Tensión II, III y IV, por daños y perjuicios que se causen por el incumplimiento de los estándares de la calidad de la potencia suministrada. El cubrimiento de tal instrumento será determinado de conformidad con lo establecido en el Artículo 137 de la Ley 142 de 1994.

Dicho instrumento deberá estar vigente antes de finalizar los seis (6) primeros meses de la entrada en vigencia de la presente Resolución. El valor o fondo del instrumento deberá ser igual, como mínimo, al cinco por ciento (5%) de los ingresos del OR del año inmediatamente anterior. Para nuevos OR's este valor será igual al cinco por ciento (5%) de los ingresos proyectados para el año respectivo.

La anterior disposición no exonera de la responsabilidad que tengan, de acuerdo con las normas vigentes, los OR's por los daños y perjuicios que le puedan causar a los Usuarios no amparados por este instrumento financiero.

Sin perjuicio de lo anterior, cuando quiera que un Usuario se vea perjudicado por una acción u omisión del OR, podrá interponer el reclamo ante la empresa, la cual deberá responder dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la fecha de su recibo, como lo ordena el Artículo 158 de la Ley 142 de 1994. Si pasado ese término el OR no ha dado respuesta a la reclamación del Usuario, se aplicará lo dispuesto en el citado Artículo 158 de la Ley 142 de 1994, y demás normas concordantes, en virtud del cual, salvo que se demuestre que el Usuario auspició la demora, se entenderá que la reclamación ha sido resuelta en forma favorable a él.

En caso que el OR responda negativamente a la reclamación del Usuario, deberá adjuntar las pruebas que demuestren que los perjuicios reclamados por el Usuario no se debieron al incumplimiento de los estándares de calidad de la potencia suministrada. Frente a la respuesta negativa del OR, el Usuario podrá ejercer las acciones que le otorga la Ley.

Cuando el OR reconozca el perjuicio causado al Usuario ó si el OR no da respuesta al Usuario dentro del término antes señalado, la compensación al Usuario en cualquiera de los dos casos deberá hacerse efectiva dentro de los veinte (20) días hábiles siguientes a la fecha de presentación del reclamo ante la empresa, y cubrirá, como mínimo, la reparación del equipo y/o aparatos afectados. Alternativamente, la compensación podrá consistir en el reemplazo, en condiciones similares, del equipo y/o aparatos afectados, en cuyo caso la compensación así entendida deberá realizarse en un término no superior a veinticinco (25) días hábiles contados a partir de la presentación del reclamo ante la empresa.

6.2.4 INFORMACIÓN SOBRE LA CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA

Todo OR debe contar con equipos que permitan monitorear los estándares de Calidad de la Potencia Suministrada. Así mismo, deberá mantener disponible en medio magnético la información que permita verificar el cumplimiento de dichos estándares.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 6.2) (Fuente: R CREG 153/19, art. 1) (Fuente: R CREG 016/07, art. 1) (Fuente: R CREG 024/05, art. 2) (Fuente: R CREG 096/00, art. 1)

Calidad del servicio prestado

ARTÍCULO 4.1.2.6.3.1. Calidad del servicio prestado. En esta sección se presentan los indicadores para la medición de la confiabilidad del servicio y se establecen definiciones únicas de esos indicadores.

6.3.1 CLASIFICACIÓN DE LAS INTERRUPCIONES DEL SERVICIO DE ENERGÍA

6.3.1.1 De acuerdo con la Duración de la Interrupción

Teniendo en cuenta la duración de las interrupciones, éstas se clasifican así:

- Instantáneas: Son aquellas suspensiones del servicio cuya duración es inferior o igual a un (1) minuto.

- Transitorias: Son aquellas suspensiones del servicio cuya duración es superior a un (1) minuto y menor o igual a cinco (5) minutos.

- Temporales: Son aquellas suspensiones del servicio de energía cuya duración es mayor a cinco (5) minutos.

Para el cálculo de los indicadores que se definen más adelante no se tendrán en cuenta:

- Interrupciones por racionamiento de emergencia o programadas del sistema eléctrico nacional debidas a insuficiencia en la generación nacional o por otros Eventos en Generación y en el STN, siempre y cuando así hayan sido definidas por el CND de acuerdo con la regulación de la CREG. El CND mantendrá disponible para los OR's la información relacionada con los Eventos citados anteriormente, con el fin de que los OR's los excluyan del cálculo de los indicadores.

- Interrupciones debidas a las indisponibilidades permitidas de los Activos de Conexión al STN, de conformidad con la regulación vigente.

- Interrupciones con duración igual o inferior a tres (3) minutos. A partir del inicio del Año 3 del Período de Transición no se tendrán en cuenta las interrupciones con duración igual o inferior a un (1) minuto.

- Interrupciones por seguridad ciudadana y solicitadas por organismos de socorro o autoridades competentes.

- Suspensiones o cortes del servicio por incumplimiento del contrato de servicios públicos.

- Eventos Programados de activos pertenecientes al nivel de tensión 4, debidas a trabajos de expansión.

- Indisponibilidades originadas en Eventos de fuerza mayor. El OR afectado por el Evento de fuerza mayor, deberá declarar oficialmente ante la SSPD la ocurrencia del mismo y será responsable por tal declaración. Así mismo, si se prevé que el Evento tendrá una duración superior a los tres (3) días a partir de su ocurrencia, el OR tendrá que informar a los Usuarios antes de transcurridos dos (2) días de la ocurrencia del evento, mediante publicación en un diario que circule en la zona afectada, o en su defecto, en otro medio de comunicación masivo disponible en la región o área afectada.

- Durante el Período de Transición establecido en el numeral 6.3.3, las interrupciones que se presenten como consecuencia de la aplicación de un programa de limitación de suministro, de conformidad con las disposiciones regulatorias vigentes, siempre y cuando la respectiva empresa se encuentre intervenida por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, así: para las empresas que se encuentren intervenidas al 31 de diciembre de 2000, se excluirán estas interrupciones únicamente durante un plazo máximo de doce (12) meses a partir de la mencionada fecha; y para las intervenciones que se realicen con posterioridad al 31 de diciembre de 2000, se excluirán estas interrupciones únicamente durante un plazo máximo de doce (12) meses siguientes a la fecha en que se realice la intervención. Lo anterior, sin perjuicio del derecho de los Usuarios de reclamar ante el OR la indemnización de daños y perjuicios, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 137 de la Ley 142 de 1994.

- 6.3.1.2 De acuerdo con el Origen

Teniendo en cuenta el origen de las interrupciones éstas se clasifican así:

- No Programadas: Son aquellas interrupciones que obedecen a Eventos No Programados.

- Programadas: Son aquellas interrupciones que obedecen a Eventos Programados.

Para el cálculo de los indicadores que se definen más adelante se tendrán en cuenta las Interrupciones aquí enunciadas.

6.3.2 INDICADORES DE CALIDAD DEL SERVICIO PRESTADO

Los indicadores de Calidad del Servicio Prestado, así como los Valores a Compensar establecidos en el numeral 6.3.4 de este Reglamento, se calcularán mensualmente. Los Indicadores son los siguientes:

6.3.2.1 Indicadores para el Período de Transición

Durante el Período de Transición establecido en el numeral 6.3.3, la Calidad del Servicio Prestado se medirá al nivel de Circuito con base en los siguientes Indicadores:

a) Indicador de Duración Equivalente de las Interrupciones del Servicio (DES)

a.1) Año 1 del Período de Transición

Es el tiempo total, medido sobre los últimos doce (12) meses, en que el servicio es interrumpido en un Circuito. Los OR deben calcular el Indicador DESc mensualmente para cada Circuito, de acuerdo con la siguiente expresión:

donde:

DESc: Sumatoria del Tiempo en horas de las interrupciones del servicio en un Circuito, durante los últimos doce (12) meses.

i: Interrupción i-ésima.

t(i): Tiempo en horas de la interrupción i-ésima.

NTI: Número Total de Interrupciones que ocurrieron en el Circuito durante los últimos doce (12) meses.

Los Usuarios tendrán derecho a reclamar por los indicadores DES reales que ellos puedan contabilizar. En caso de controversia entre el OR y los Usuarios, la carga de la prueba será a cargo del OR.

a.2) Años 2 y 3 del Período de Transición

Es el tiempo total en que el servicio es interrumpido en un Circuito. Los OR's deben calcular el Indicador DESc mensualmente para cada Circuito, de acuerdo con la siguiente expresión:

donde:

DESc: Sumatoria del Tiempo en horas de las interrupciones del servicio en un Circuito, acumuladas mes a mes durante el tiempo transcurrido en cada uno de los trimestres: 1 de enero - 31 de marzo, 1 de abril - 30 de junio, 1 de julio - 30 de septiembre y 1 de octubre - 31 de diciembre.

i: Interrupción i-ésima.

t(i): Tiempo en horas de la interrupción i-ésima.

NTI: Número Total de Interrupciones que ocurrieron en el Circuito, acumuladas mes a mes durante el tiempo transcurrido en cada uno de los trimestres: 1 de enero - 31 de marzo, 1 de abril - 30 de junio, 1 de julio - 30 de septiembre y 1 de octubre - 31 de diciembre.

Los Usuarios tendrán derecho a reclamar por los indicadores DES reales que ellos puedan contabilizar. En caso de controversia entre el OR y los Usuarios, la carga de la prueba en contrario, será a cargo del OR.

b) Indicador de Frecuencia Equivalente de las Interrupciones del Servicio (FES)

b.1) Año 1 del Período de Transición

Mide la confiabilidad de un STR y/o SDL como el número de interrupciones que presenta un Circuito durante los últimos doce (12) meses. Los OR deben calcular el Indicador FESc mensualmente para cada Circuito, de acuerdo con la siguiente expresión:

donde:

FESc: Sumatoria del número de veces que el servicio es interrumpido en un circuito, durante los últimos doce (12) meses.

Las otras variables mantienen el mismo significado que en la expresión anterior.

Los Usuarios tendrán derecho a reclamar por los indicadores FES reales que ellos puedan contabilizar. En caso de controversia entre el OR y los Usuarios, la carga de la prueba será a cargo del OR.

b.2) Años 2 y 3 del Período de Transición

Mide la confiabilidad de un STR y/o SDL como el número de interrupciones que presenta un Circuito. Los OR's deben calcular el Indicador FESc mensualmente para cada Circuito, de acuerdo con la siguiente expresión:

FESc=NTI

donde:

FESc: Sumatoria del número de veces que el servicio es interrumpido en un Circuito, acumuladas mes a mes durante el tiempo transcurrido en cada uno de los trimestres: 1 de enero - 31 de marzo, 1 de abril - 30 de junio, 1 de julio - 30 de septiembre y 1 de octubre - 31 de diciembre.

Las otras variables mantienen el mismo significado que en la expresión anterior.

Los Usuarios tendrán derecho a reclamar por los indicadores FES reales que ellos puedan contabilizar. En caso de controversia entre el OR y los Usuarios, la carga de la prueba en contrario, será a cargo del OR.

c) Indicadores de Seguimiento de la Calidad del Servicio Prestado

Los OR, para efectos estadísticos y de diagnóstico, realizarán un seguimiento de Calidad Media del Servicio Prestado por nivel de tensión, para los años 2 y 3 del Período de Transición, de acuerdo con las siguientes fórmulas:

donde:

DESn: Tiempo promedio por Usuario, en horas, de las interrupciones del servicio en el nivel de tensión n, durante el último mes.

FESn: Frecuencia promedio por Usuario, de las interrupciones del servicio en el nivel de tensión n, durante el último mes.

i: Interrupción i-ésima.

t(i): Tiempo en horas de la interrupción i-ésima.

NT: Número Total de Interrupciones que ocurrieron en el nivel de tensión n, durante el último mes.

Ua(i): Número Total de Usuarios afectados por la Interrupción i-ésima en el nivel de tensión n.

Un(i): Número Total de Usuarios en el nivel de tensión n, en el momento de la Interrupción i-ésima.

d) Indicadores DESc y FESc por defecto

Cuando el OR no calcule los indicadores establecidos en los literales a) y b) de este numeral, cuando el OR no realice los reportes de información relacionados con la Calidad del Servicio Prestado, en los formatos, términos y medios establecidos en esta Resolución ó cuando el Comercializador no publique en la factura de los Usuarios la información establecida en esta Resolución (bien sea por la no entrega del OR de la información, o por que el Comercializador no realiza la publicación), los indicadores DESc y FESc se calcularán mensualmente ó trimestralmente por defecto teniendo en cuenta las siguientes expresiones:

Año 1 del Período de Transición:

- El tiempo en horas de interrupción de cada Circuito para cada mes del año 1999 será igual a la doceava parte de la meta establecida en el numeral 6.3.3.1. multiplicada por un factor de 1.6.

- El tiempo en horas de interrupción de cada Circuito para cada mes del año 2000 será igual a la doceava parte de la meta establecida en el numeral 6.3.3.1. multiplicada por un factor de 3.2.

- El número de interrupciones de cada Circuito para cada mes del año 1999 será igual a la doceava parte de la meta establecida en el numeral 6.3.3.1. multiplicada por un factor de 1.6.

- El número de interrupciones de cada Circuito para cada mes del año 2000 será igual a la doceava parte de la meta establecida en el numeral 6.3.3.1. multiplicada por un factor de 3.2.

Años 2 y 3 del Período de Transición:

- Para cada trimestre (1 de enero - 31 de marzo, 1 de abril - 30 de junio, 1 de julio - 30 de septiembre y 1 de octubre - 31 de diciembre), se asumirá el indicador DESc por grupo, según la clasificación presentada en el numeral 6.3.3.1 de esta Resolución, así: Grupo 1: 24 horas, Grupo 2: 48 horas, Grupo 3: 78 horas y Grupo 4: 135 horas. Para cada mes del trimestre respectivo se asumirá el indicador DESc igual a un tercio de los valores establecidos.

- Para cada trimestre (1 de enero - 31 de marzo, 1 de abril - 30 de junio, 1 de julio - 30 de septiembre y 1 de octubre - 31 de diciembre), se asumirá el indicador FESc por grupo, según la clasificación presentada en el numeral 6.3.3.1 de esta Resolución, así: Grupo 1: 48 interrupciones, Grupo 2: 81 interrupciones, Grupo 3: 120 interrupciones y Grupo 4: 159 interrupciones. Para cada mes del trimestre respectivo se asumirá el indicador FESc igual a un tercio de los valores establecidos.

La aplicación de los indicadores por defecto no exoneran a las empresas, de las sanciones que deba aplicar la SSPD por el incumplimiento en la determinación de los indicadores DESc y FESc, en el reporte de información y/o en las publicaciones en las facturas de los Usuarios, de conformidad con las características y plazos establecidos en esta Resolución.

A partir de los reportes que envíen los Operadores de Red a los Comercializadores con copia a la SSPD y a la CREG, ésta última verificará, en el estudio para determinar los Cargos por Uso de los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local de la siguiente vigencia tarifaria, la consistencia de la información con los inventarios que los OR's presenten ante la CREG para efectos de determinar los Cargos por Uso de los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local.

Los Usuarios tendrán derecho a reclamar por los indicadores DES y FES reales que ellos puedan contabilizar. En caso de controversia entre el OR y los Usuarios, la carga de la prueba en contrario, será a cargo del OR.

6.3.2.2 Indicadores Período Siguiente a la Transición

La CREG antes del 31 de diciembre del año 2001 establecerá el esquema de medición respectivo.

6.3.3 VALORES MÁXIMOS ADMISIBLES DE LOS INDICADORES Y PERÍODO DE TRANSICIÓN

Los Valores Máximos Admisibles para los indicadores DESc y FESc son los siguientes:

6.3.3.1. Año 1 del Período de Transición

AÑO 1

DESc FESc

GRUPO 1 30 60

GRUPO 2 60 100

GRUPO 3 96 150

GRUPO 4 168 200

Año 1: Período comprendido entre el 1o. de enero y el 31 de Diciembre del año 2000.

(1) Para efectos de calcular los indicadores DESc y FESc, únicamente será necesaria la medida, del alimentador primario, en la respectiva subestación. Los indicadores DESc y FESc para transformadores de distribución se podrán calcular como la suma de los tiempos en horas de interrupción y el número de interrupciones, determinados con base en los reportes de novedades de los mismos, más los indicadores DESc y FESc del alimentador primario al cual está conectado el respectivo transformador.

(2) Para efectos de definir los grupos establecidos en este numeral, estos se determinan con base en las siguientes reglas :

- Grupo 1, Circuitos ubicados en cabeceras municipales con una población superior o igual a 100.000 habitantes según último dato certificado por el DANE.

- Grupo 2, Circuitos ubicados en cabeceras municipales con una población menor a 100.000 habitantes y superior o igual a 50.000 habitantes según último dato certificado por el DANE.

- Grupo 3, Circuitos ubicados en cabeceras municipales con una población inferior a 50.000 habitantes según último dato certificado por el DANE.

- Grupo 4, Circuitos ubicados en suelo que no corresponde al área urbana del respectivo municipio o distrito.

(3) La ubicación física de la subestación determina el Grupo al cual pertenecen los Circuitos correspondientes a alimentadores primarios, que se encuentran conectados a la misma. Para transformadores de distribución, el Grupo a que pertenecen estos Circuitos estará determinado por la ubicación física del transformador de distribución.

(4) Las metas de indicadores DESc y FESc para el año 1, no aplican a los municipios que se vieron afectados por el terremoto del 25 de enero de 1999, de conformidad con los Decretos 195 y 223 de 1999.

6.3.3.2. Años 2 y 3 del Período de Transición

Para efectos de calcular los indicadores DESc y FESc, únicamente será necesario el registro, mediante equipos adecuados de medida, a nivel de alimentador primario en la respectiva subestación. Los indicadores DESc y FESc para transformadores de distribución se podrán calcular como la suma de los tiempos en horas de interrupción y el número de interrupciones, determinados con base en los reportes de novedades que afecten los mismos, más los indicadores DESc y FESc del alimentador primario al cual está conectado el respectivo transformador.

Los Valores Máximos Admisibles anuales, para los indicadores de calidad del servicio, son:

GRUPO (1)	AÑO 2 (2)		AÑO 3 (3)

	DES (horas)	FES	DES (horas)	FES

1	19	38	11	26
2	29	58	19	44
3	39	68	29	51
4	61	84	39	58

(1) Tipo de Circuito:

Se sigue la misma clasificación presentada en el numeral 6.3.3.1. de la presente Resolución.

(2) Año 2 Período de Transición:

Indicador DES, en Horas - Año, y FES, en Interrupciones - Año, para el Período comprendido entre el 1o de Enero y el 31 de Diciembre del año 2001.

(3) Año 3 Período de Transición:

Indicador DES, en Horas - Años, y FES, en Interrupciones - Trimestre, para el Período comprendido entre el 1o de Enero y el 31 de Diciembre del año 2002.

(4) Las metas de indicadores DESc y FESc para el año 2, no aplican a los municipios que se vieron afectados por el terremoto del 25 de enero de 1999, de conformidad con los Decretos 195 y 223 de 1999.

Los Valores Máximos Admisibles para los indicadores DESc y FESc establecidos en este numeral, aplican a la totalidad de los Circuitos de los Sistemas de Transmisión Regional y/o Sistemas de Distribución Local de los OR's existentes y futuros.

A más tardar el 26 de diciembre de 2000, los Operadores de Red deberán informar a la CREG y a la SSPD, mediante comunicación escrita suscrita por el Representante Legal, los Valores Máximos Admisibles de los Indicadores de Calidad por Grupo, para cada uno de los Trimestres de los Años 2 y 3 del Período de Transición (1 de enero - 31 de marzo, 1 de abril - 30 de junio, 1 de julio - 30 de septiembre y 1 de octubre - 31 de diciembre). Estos Valores Máximos Trimestrales serán únicos por empresa, cada DESc trimestral deberá estar en horas, cada FESc trimestral deberá estar en número entero y las suma de los Valores trimestrales de cada año no podrán superar los Valores Máximos Admisibles Anuales establecidos en este numeral. Si vencido el plazo mencionado, un Operador de Red no reporta los Valores Máximos Admisibles Trimestrales ó reporta Valores que no cumplan con las condiciones aquí establecidas, se asumirán para su sistema, para los años 2 y 3 del Período de Transición, Valores Máximos Admisibles Trimestrales iguales a la cuarta parte de los Valores Anuales fijados por la CREG.

Los Valores Máximos Admisibles que se definan para cada trimestre de acuerdo con lo aquí establecido deberán ser publicados por el OR, con anterioridad al trimestre respectivo, en un diario ó medio de comunicación de amplia circulación en la zona donde él opera, previa aprobación por parte de la Dirección Ejecutiva de la CREG, la cual se emitirá a más tardar el día 27 de diciembre de 2000.

6.3.3.3. Período siguiente a la Transición

Antes de diciembre 31 del año 2001, la CREG, en forma conjunta con el esquema de remuneración de la actividad de remuneración de la actividad de Transporte en los STR y SDL (tal como está establecido en el Artículo 8, Parágrafo 3, de la Resolución CREG 099 de 1997), establecerá el esquema de calidad de los Sistemas de Transmisión Regional y de los Sistemas de Distribución Local, aplicable al período tarifario posterior al 31 de diciembre del año 2002.

No obstante lo anterior, tanto para el Período de Transición como para el Período Definitivo, los Usuarios individuales tienen derecho a solicitar al OR límites de calidad inferiores a los aquí establecidos, siempre y cuando asuman los mayores costos eficientes que conlleve esa reducción. En este caso, el OR está en la obligación de ofrecer el nivel de calidad solicitado por el Usuario siempre y cuando sea técnicamente factible.

6.3.4 INCUMPLIMIENTO DE LOS INDICADORES DE CALIDAD DEL SERVICIO PRESTADO

De acuerdo con lo establecido en el Artículo 136 de la Ley 142 de 1994, existe falla en la prestación del servicio cuando se incumpla cualquiera de los Indicadores DES y FES. En este caso, dará lugar a la aplicación del Artículo 137 de la Ley 142 de 1994 mientras se estén incumpliendo los Valores Máximos Admisibles.

6.3.4.1 Período de Transición

a) Año 1 del Período de Transición

El valor a compensar a los Usuarios afectados durante el año 1 del Período de Transición se determinará de acuerdo con las siguientes fórmulas:

Si [(DESc-HCDc) - VMDESc] £ 0, entonces VCDc = 0

Si no, VCDc = [ (DESc-HCDc) - VMDESc] x CR x DPc

donde:

VCDc: Valor a Compensar por el Incumplimiento del Indicador DES del circuito c.

DESc: Indicador DES registrado para el Circuito c.

HCDc: Horas efectivamente compensadas en el año 1 del Período de Transición por incumplimiento del Indicador DES en el Circuito c, durante los últimos doce (12) meses.

VMDESc: Valor Máximo Admisible para el Indicador DES de acuerdo con lo dispuesto en el Numeral 6.3.3.1. de esta resolución.

CR: Costo del Primer Escalón de la Función de Racionamiento (Definido por la UPME) actualizado al mes respectivo. Para el primer año del Período de Transición será igual a la componente correspondiente al costo de racionamiento para el estrato cuatro (4) del sector residencial, utilizada por la UPME en el cálculo del Costo del Primer Escalón de la Función de Racionamiento.

DPc: Demanda del Circuito c. Corresponde a la mayor Demanda Promedio Mensual en kW que se presentó en los últimos seis (6) meses. Para transformadores de distribución, mientras no se tenga medida, la Demanda será igual a la capacidad nominal (kW) del transformador. Si el OR cuenta con el vínculo Usuario-Transformador de distribución, la Demanda se podrá determinar con base en la medida de energía facturada a los respectivos Usuarios.

Se entenderá como Demanda Promedio Mensual en kW como el cociente entre la energía medida en el Circuito c en el mes respectivo y el número total de horas del mismo mes.

Si [ (FESc-HCFc) - VMFESc] £ 0, entonces VCFc = 0

Si no, VCFc = [ (FESc-HCFc) - VMFESc] x [DESc/FESc] x CR x DPc

donde:

VCFc: Valor a Compensar por el Incumplimiento del Indicador FES del Circuito c.

FESc: Indicador FES registrado para el Circuito c.

HCFc: Frecuencia de interrupciones efectivamente compensadas en el año 1 del Período de Transición por incumplimiento del Indicador FES en el Circuito c, durante los últimos doce (12) meses.

VMFESc: Valor Máximo Admisible para el Indicador FES de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 6.3.3.1. de esta resolución.

Las otras variables mantienen el mismo significado que en la expresión anterior.

Cuando para un mismo Circuito c, se incumplan de manera simultánea los Indicadores DESc y FESc, el OR compensará los dos (2) valores resultantes.

Para efectos de reconocer esta compensación por Circuito, el OR informará mensualmente a los Comercializadores que atienden a los Usuarios conectados al respectivo Circuito, el valor a compensar, detallando los Usuarios afectados y los valores de cada una de las variables de las fórmulas descritas anteriormente. El Comercializador respectivo reconocerá tales valores a cada uno de los Usuarios afectados que no presenten mora en sus pagos, en proporción a la energía consumida por los Usuarios en los últimos seis (6) meses, en la siguiente factura que se emita por el servicio, como un menor valor a pagar por parte de los respectivos Usuarios. El Comercializador descontará los valores compensados a los Usuarios del siguiente pago que tenga que hacerle al OR por el uso de su Sistema.

Aquellas empresas que no hayan identificado los Usuarios conectados al respectivo Circuito, inmediatamente se excedan los Valores Máximos Admisibles establecidos en el numeral 6.3.3.1. de esta resolución, deberán informar a la SSPD y a los Comercializadores los Circuitos que excedieron los Valores Máximos Admisibles y sus Indicadores DES y FES. A partir de ese momento el OR tendrá un plazo máximo de un (1) mes para informarles a los Comercializadores que atienden a los Usuarios conectados al respectivo Circuito, el valor a compensar, detallando los Usuarios afectados y los valores de cada una de las variables de las fórmulas descritas anteriormente.

Los OR deberán constituir un patrimonio autónomo en una sociedad fiduciaria debidamente registrada y autorizada por la Superintendencia Bancaria, en la cual depositarán mensualmente los recursos correspondientes a las compensaciones, siempre y cuando no exista identificación plena de los Usuarios conectados a un determinado Circuito.

La sociedad fiduciaria deberá separar contablemente los recursos por Circuito. De la misma manera deberá realizar inversiones de corto plazo fácilmente liquidables con los dineros recaudados, y enviará copia del respectivo reporte al OR y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Los costos de administración de los recursos provendrán directamente de los mismos, por lo que el OR no tendrá que asumir costos adicionales. Los rendimientos financieros serán de los Usuarios del respectivo Circuito.

Sin embargo, una vez se cumpla el plazo máximo de un (1) mes con que cuenta el OR para informarles a los Comercializadores lo aquí establecido, el OR pagará intereses moratorios por cada mes adicional a la máxima tasa moratoria, sobre los recursos depositados en el Patrimonio Autónomo.

Una vez exista una identificación plena de los Usuarios conectados a un determinado Circuito, para disponer de los recursos del patrimonio autónomo, el Comercializador respectivo reconocerá tales valores a cada uno de los Usuarios afectados que no presenten mora en sus pagos, en proporción a la energía consumida por los Usuarios en los últimos seis (6) meses, en la siguiente factura que se emita por el servicio, como un menor valor a pagar por parte de los respectivos Usuarios. Una vez entregadas las facturas a los Usuarios afectados, los Comercializadores deberán dirigir una comunicación suscrita por el Revisor Fiscal y el Representante Legal, la cual tendrá el alcance del artículo 43 de la ley 222 de 1996<sic, 1995>, en la cual determinen el monto total compensado a los Usuarios afectados por Circuito. El OR y los organismos de control y vigilancia podrán solicitar los documentos que respalden la solicitud, los cuales deberán estar a disposición. La Sociedad Fiduciaria girará los recursos correspondientes a los Comercializadores una vez se surta el trámite aquí previsto.

Los valores compensados a los Usuarios, los Indicadores de Calidad calculados y los Valores Máximos Admisibles, a nivel de Circuito o de Usuario según el caso, deberán ser discriminados por el Comercializador en la factura por el servicio.

Cada OR deberá enviar trimestralmente a la SSPD una relación de los valores compensados a los Comercializadores por este concepto, detallando en forma mensual los valores de cada una de las variables de las fórmulas descritas en este Numeral. Así mismo, los Comercializadores deberán enviar trimestralmente a la SSPD, estableciendo en forma mensual, una relación de los valores aplicados en las facturas de sus Usuarios.

Los informes a presentar que aquí se mencionan, deben considerar como mínimo, lo establecido en el numeral 1.5 del anexo RD-1.

Cuando quiera que el OR incumpla con las obligaciones aquí descritas, y por lo tanto se configure un incumplimiento de la ley y de la regulación expedida por la CREG, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios deberá sancionar a la empresa de acuerdo con lo establecido en el artículo 81 de la Ley 142 de 1994, para lo cual deberá tener en cuenta la necesidad que tienen los Usuarios de recibir un servicio en las condiciones y de acuerdo con los parámetros de calidad a los que se refiere esta resolución.

b) Años 2 y 3 del Período de Transición

Para efectos de hacer efectivas las compensaciones por la calidad del servicio, durante los años 2 y 3 del Período de Transición, se procederá así:

b.1. Dentro de los quince (15) primeros días calendario de cada mes el OR informará a cada uno de los Comercializadores que atienden Usuarios conectados a su STR y/o SDL, con copia a la SSPD y a la CREG, el listado de Usuarios del Comercializador indicando para cada uno de ellos:

- Número de Identificación del Usuario - NIU. El Operador de Red deberá asignar éste Número de Identificación, a cada uno de los Usuarios conectados a su sistema, independientemente del Comercializador que los atienda.

- Código del Circuito al que pertenece el Usuario, este código lo determina el OR y no podrá ser modificado sin previa autorización de la SSPD

- Número del Grupo del Circuito al que pertenece el Usuario

- Nivel de Tensión del Circuito al que pertenece el Usuario

- Indicadores DES y FES del Circuito al que pertenece el Usuario correspondientes al mes inmediatamente anterior, y las interrupciones no consideradas en el cálculo de los mismos de conformidad con lo establecido en el numeral 6.3.1.1. de esta Resolución.

La Dirección Ejecutiva de la CREG determinará períodicamente, mediante circular, el formato y medios autorizados para el reporte de esta información; sin embargo, el formato que inicialmente defina la Dirección Ejecutiva podrá modificarse posteriormente.

Sí cumplidos los quince (15) primeros días calendario de cada mes, el OR no ha reportado la información de calidad del mes anterior, siguiendo los formatos y medios aprobados por la Dirección Ejecutiva de la CREG, el Comercializador dará aplicación a los Indicadores por Defecto establecidos en el literal d, numeral 6.3.2.1, de esta Resolución. Igualmente, cuando el OR no reporte el Número del Grupo del Circuito al que pertenece el Usuario, se aplicarán al respectivo Circuito los Indicadores DESc y FESc por Defecto del Grupo 4, de conformidad con lo establecido en el literal d, numeral 6.3.2.1, de esta Resolución.

Si un Comercializador, diferente al Comercializador integrado verticalmente con el respectivo OR, ha registrado las interrupciones que experimentaron sus Usuarios y, después de descontar de estas interrupciones las que no se tienen en cuenta en el cálculo de los Indicadores de conformidad con el numeral 6.3.1.1. de esta Resolución reportadas por el OR, los indicadores DES y FES resultantes son superiores a los reportados por el Operador de Red, el Comercializador efectuará las compensaciones a sus Usuarios a partir de los indicadores DES y FES reportados por el OR y solicitará a éste la aclaración de las diferencias.

A partir del recibo de la comunicación del Comercializador, el OR cuenta con un plazo máximo para responder de quince (15) días hábiles. Si vencido este plazo el OR no responde, ó no soporta debidamente las diferencias ó si el OR responde debidamente sustentada la solicitud dentro del plazo señalado y existiesen valores a favor de los Usuarios; el Comercializador realizará los ajustes necesarios en la siguiente factura que emita al Usuario. A los pagos realizados con posterioridad a la solicitud deberán adicionarse los intereses correspondientes a la tasa bancaria corriente, certificada mensualmente por la Superintendencia Bancaria, sobre el valor de dicho pago.

Análogamente, si un Usuario reporta al Comercializador las interrupciones que percibió, y el Comercializador, después de descontar de dichas interrupciones las "Interrupciones no Consideradas" (numeral 6.3.1.1. de esta Resolución) reportadas por el OR, verifica que los indicadores DES y FES resultantes son superiores a los reportados por el Operador de Red, el Comercializador efectuará las compensaciones al Usuario a partir de los indicadores DES y FES reportados por el OR e informará al Usuario tal situación, quien, de conformidad con lo dispuesto en la Ley 142 de 1994, tendrá el derecho a presentar la reclamación respectiva al Comercializador.

Si la Reclamación se resuelve favorablemente al Usuario, el Comercializador realizará los ajustes necesarios en la siguiente factura que emita a éste. A los pagos realizados con posterioridad a la solicitud deberán adicionarse los intereses correspondientes a la tasa bancaria corriente, certificada mensualmente por la Superintendencia Bancaria, sobre el valor de dicho pago.

b.2. En la siguiente factura que emita el Comercializador a cada uno de sus Usuarios, con posterioridad al veinticincoavo (25) día calendario de cada mes, deberá hacer efectivas las compensaciones y presentar la siguiente información:

- Nombre, código y número de Grupo del Circuito al cual se encuentra conectado el Usuario

- Indicador DESc (Indicador de Duración Equivalente de las Interrupciones del Servicio) y FESc (Indicador de Frecuencia Equivalente de las Interrupciones del Servicio), del Circuito al cual se encuentra conectado el Usuario. Considerando que los indicadores de calidad se evalúan trimestralmente así: 1 de enero - 31 de marzo, 1 de abril - 30 de junio, 1 de julio - 30 de septiembre y 1 de octubre - 31 de diembre, los indicadores que se publiquen en la factura deberán corresponder al acumulado hasta el mes respectivo dentro del trimestre al que éste pertenece.

- Valor Máximo Admisible de los indicadores de Calidad del Servicio para el trimestre al que pertenece el mes que se reporta de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 6.3.3.2. de esta Resolución.

- Valor a compensar al Usuario resultante de aplicar las disposiciones del literal b3. Complementariamente se deberá informar el valor de las variables CI y DPc utilizadas en el cálculo de la compensación.

- Nombre, Dirección y telefóno del Operador de Red del sistema al que se conecta el Usuario.

b3. El Comercializador para cada uno de sus Usuarios, dentro de los veinticinco (25) primeros días calendario del mes siguiente a la finalización de cada uno de los trimestres sobre los cuales se evalúan los indicadores de calidad del servicio, calculará el valor a compensar a cada uno de sus Usuarios de acuerdo con las siguientes fórmulas:

Para el indicador DES:

Si [DESc - VMDESc] £ 0, entonces VCDc = 0

Si no, VCDc = [DESc - VMDESc] x CI x DPc

donde:

VCDc: Valor a Compensar al Usuario por el Incumplimiento del Indicador DES en el Circuito c, al cual se encuentra conectado

DESc: Indicador DES del Circuito c reportado al Comercializador por el OR. Cuando el OR no reporte la información de calidad al Comercializador, en los formatos, términos y medios establecidos en esta Resolución o cuando el Comercializador no reporte en la factura la información de calidad, el Indicador DESc será igual al Indicador por Defecto respectivo, de conformidad con este numeral y el literal d, numeral 6.3.2.1 de esta Resolución.

VMDESc: Valor Máximo Admisible para el Indicador DES fijado por la CREG. Cuando el OR no informe el Grupo del Circuito al cual pertenece el Usuario, el Comercializador asumirá como Valor Máximo Admisible el correspondiente al Grupo uno (1).

CI: Costo Estimado de la Energía no Servida; el cual, es igual a 265.2 $/kWh, $ Colombianos del 30 de noviembre de 1997. Este valor se deberá actualizar al mes en el cual se efectúa la compensación utilizando el Indice de Precios al Consumidor nacional reportado por el DANE.

DPc: Demanda Promedio. Demanda Promedio (en kW) del Usuario durante los últimos doce (12) meses. Se entiende la Demanda Promedio del Usuario como el cociente entre la energía facturada (kWh) a éste durante los doce meses anteriores al momento de calcular la compensación y el número total de horas del año. Si el Usuario no ha sido atendido por el Comercializador durante la totalidad del último año, la energía facturada durante el período atendido por el Comercializador se debe dividir entre las horas correspondientes a la fracción del año durante la cual fue atendido.

Para el indicador FES:

Si [FESc - VMFESc] £ 0, entonces VCFc = 0

Si no, VCFc = [FESc - VMFESc] x [DESc/FESc] x CI x DPc

donde:

VCFc: Valor a Compensar al Usuario por el Incumplimiento del Indicador FES en el Circuito c, al cual se encuentra conectado ario

FESc: Indicador FES del Circuito c, reportado al Comercializador por el OR. Cuando el OR no reporte la información de calidad al Comercializador, en los formatos, términos y medios establecidos en esta Resolución o cuando el Comercializador no reporte en la factura la información de calidad, el Indicador FESc será igual al Indicador por Defecto respectivo, de conformidad con este numeral y el literal d, numeral 6.3.2.1 de esta Resolución.

VMFESc: Valor Máximo Admisible para el Indicador FES fijado por la CREG Cuando el OR no informe el Grupo del Circuito al cual pertenece el Usuario, el Comercializador asumirá como Valor Máximo Admisible el correspondiente al Grupo uno (1).

Las otras variables mantienen el mismo significado que en la expresión anterior.

El valor total a compensar a cada Usuario corresponde al mayor valor entre VCDc y VCFc.

El Comercializador hará efectivas las compensaciones, siguiendo las disposiciones contenidas en esta Resolución, como un menor valor a pagar por parte de los usuarios respectivos.

b.4. En cada pago por concepto de Cargos por Uso de STR y/o SDL que realice el Comercializador al OR, descontará los valores efectivamente compensados durante el período sobre el cual se están liquidando dichos cargos. En caso que los indicadores DESc y FESc sobre el cual se evaluaron las compensaciones incluyan interrupciones correspondientes a la aplicación de un programa de limitación de suministro al Comercializador, ó por la aplicación de los indicadores DESc y FESc por defecto debido al no reporte de la información de calidad en la factura, este no podrá descontar del pago por concepto de Cargos por Uso las compensaciones asociadas a dichas interrupciones.

Como soporte del valor a descontar, el Comercializador deberá informar al OR, con copia a la SSPD y a la CREG, los Usuarios que efectivamente recibieron compensación, detallando en cada caso lo siguiente:

- Nombre y Número de Identificación del Usuario (según Codificación del OR)

- Código del Circuito al cual se encuentra conectado el Usuario

- Valores Máximos Admisibles para los Indicadores DES y FES utilizados en el cálculo de las compensaciones respectivas

- Indicador DESc y FESc utilizado en el cálculo de la compensación (realizando la aclaración respectiva en el caso que se hayan aplicado los indicadores por defecto)

- Valor de la variable CI utilizada en el cálculo de la compensación al Usuario

- Valor de la variable DPc utilizada en el cálculo de la compensación al Usuario

- Valor total de la compensación efectivamente realizada al Usuario. En caso que los indicadores DESc y FESc incluyan interrupciones correspondientes a la aplicación de un programa de limitación de suministro al Comercializador, ó a la aplicación de los indicadores DESc y FESc por defecto debido al no reporte de la información de calidad en la factura, este deberá discriminar el valor de compensación que percibió el Usuario debido a esta situación

La Dirección Ejecutiva de la CREG determinará periódicamente, mediante circular, el formato y medios autorizados para el reporte de esta información; sin embargo, el formato que inicialmente defina la Dirección Ejecutiva podrá modificarse posteriormente mediante circular.

Cuando quiera que el OR o el Comercializador incumpla con las obligaciones aquí descritas, y se configure un incumplimiento de la Ley y de la regulación expedida por la CREG, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios sancionará a la empresa de acuerdo con lo establecido en el Artículo 81 de la Ley 142 de 1994, para lo cual tendrá en cuenta además, la necesidad que tienen los Usuarios de recibir un servicio en las condiciones y de acuerdo con los parámetros de calidad a los que se refiere esta Resolución.

Las sanciones que imponga la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios no serán obstáculo para que los Usuarios interpongan las acciones legales pertinentes para restablecer los perjuicios causados por el incumplimiento y no cubiertos por la compensación. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios inspeccionará y vigilará periódicamente a los OR's para verificar la consistencia de la información que reporte el OR.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas podrá publicar en diarios de amplia circulación local o nacional, según el caso, los OR's y la información que no hubieren reportado de la manera como se determina en esta Resolución.

La compensación anterior no limita el derecho de los Usuarios de reclamar ante el OR la indemnización de daños y perjuicios, no cubiertos por la compensación, de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 137 de la Ley 142 de 1994.

Si en un año determinado, los valores compensados por el OR superan el veinte por ciento (20%) de sus ingresos por Cargos por Uso correspondientes al año inmediatamente anterior, la SSPD lo tendrá como una causal de intervención, de acuerdo con lo dispuesto por la Ley 142 de 1994 y demás normas aplicables.Cuando la SSPD tome posesión del OR por estos efectos, se suspenden las compensaciones de calidad por el término máximo de un (1) año, sin perjuicio del derecho de los Usuarios de reclamar ante el OR la indemnización de daños y perjuicios, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 137 de la Ley 142 de 1994.

6.3.4.2 Período Siguiente a la Transición

6.3.4.3 Responsabilidad de los OR cuando están Conectados en Serie

a) Año 1 del Período de Transición.

El incumplimiento de los indicadores DES y FES a un usuario conectado a un STR y/o SDL, cuando en la cadena de prestación del servicio participan dos (2) o más OR, es responsabilidad de los Operadores de Red involucrados. Esta responsabilidad puede ser acordada entre las partes.

De no llegarse a un acuerdo, la responsabilidad de cada OR, en las compensaciones por incumplimiento de los indicadores DES y FES, será proporcional a su participación en cada indicador.

Para lo anterior, cada Operador de Red compensará directamente a los Usuarios y OR conectados directamente a su STR y/o SDL, y facturará al Operador de Red aguas arriba su participación en dichas compensaciones, de conformidad con lo dispuesto en este numeral.

b) Años 2 y 3 del período de transición.

Cuando el STR y/o SDL de un Operador de Red se conecte al sistema de otro OR, se dará aplicación a las siguientes reglas:

El incumplimiento de los indicadores DESc y FESc a un Usuario conectado a un STR y/o SDL, cuando en la cadena de prestación del servicio participan dos (2) o más OR's, la responsabilidad de cada OR, en las compensaciones por incumplimiento de los indicadores DES y FES, será proporcional a la participación de sus interrupciones en cada indicador.

Para lo anterior, cada Operador de Red compensará directamente a los Usuarios y OR's conectados directamente a su STR y/o SDL, y facturará al Operador de Red aguas arriba su participación en dichas compensaciones, de conformidad con lo dispuesto en este numeral.

6.3.5 CONDICIONES DURANTE EL PERÍODO DE TRANSICIÓN

Para el cálculo de los Indicadores DES y FES por Circuito, los tiempos de duración y el número de interrupciones de cada Circuito, comenzarán a acumularse a partir del 1o de Enero del año 1999.

Sin perjuicio de lo dispuesto en el Artículo 137 de la Ley 142 de 1994, los OR's deberán compensar a los Usuarios por el incumplimiento de los Valores Máximos Admisibles, a partir del 1o de Enero del año 2000.

Para los años 2 y 3 del Período de Transición se aplicarán los indicadores DES y FES por Defecto descritos en el literal d) del numeral 6.3.2.1, y según el procedimiento descrito en el literal b) del numeral 6.3.4.1 de esta Resolución.

Los OR's deberán conservar registros de la información de calidad resportada en medio magnético y por un período no inferior a tres (3) años.

Para efectos de lo dispuesto en el Artículo 79.10 de la Ley 142 de 1994, anualmente la SSPD realizará una encuesta que permita identificar el grado de satisfacción de los Usuarios con el servicio prestado por los Operadores de Red a los cuales pertenecen, la cual, deberá ser representativa por tipo de Usuario, por grupos de calidad del servicio (urbano y rural), y por mercado de comercialización, entre otros. La CREG aprobará el diseño y la muestra de la encuesta mencionada.

La SSPD realizará informes para cada uno de los trimestres sobre los cuales se evalúa la calidad del servicio y anuales sobre el grado de satisfacción de los Usuarios, para cada uno de los OR's existentes. Dichos informes deberán ser enviados a la CREG y publicados en un diario de circulación local o nacional, según el caso, para conocimiento de los Usuarios.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 6.3) (Fuente: R CREG 096/00, art. 2) (Fuente: R CREG 096/00, art. 3) (Fuente: R CREG 096/00, art. 4) (Fuente: R CREG 096/00, art. 5) (Fuente: R CREG 096/00, art. 6) (Fuente: R CREG 096/00, art. 7) (Fuente: R CREG 096/00, art. 8) (Fuente: R CREG 096/00, art. 9) (Fuente: R CREG 096/00, art. 10) (Fuente: R CREG 089/99, art. 1) (Fuente: R CREG 089/99, art. 2) (Fuente: R CREG 089/99, art. 3) (Fuente: R CREG 089/99, art. 4) (Fuente: R CREG 089/99, art. 5) (Fuente: R CREG 089/99, art. 6) (Fuente: R CREG 025/99, art. 1) (Fuente: R CREG 025/99, art. 3) (Fuente: R CREG 025/99, art. 4)

Registro de interrupciones

ARTÍCULO 4.1.2.6.4.1. Registro de interrupciones. Todas las interrupciones de Circuitos en niveles II, III y IV deberán ser registradas en las subestaciones del OR. Las interrupciones de transformadores de distribución y de Circuitos de nivel I se contabilizarán a partir del momento en que sea detectada por el OR, o que un Usuario afectado de aviso al OR respectivo. En caso de controversia entre el OR y los Usuarios, la carga de la prueba será a cargo del OR.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 6.4)

Vigilancia de la calidad

ARTÍCULO 4.1.2.6.5.1. Vigilancia de la calidad. La vigilancia de la calidad la realizarán los propios Usuarios y la SSPD, cuando los Usuarios soliciten su intervención, o de oficio.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 6.5)

Propiedad de activos de los sistemas de transmisión regional y-o distribución local

Propiedad de activos de los STR y-o SDL

ARTÍCULO 4.1.2.7.1.1. Propiedad de activos de los STR y-o SDL. Cuando una persona sea propietaria de Redes de Uso General dentro de un STR y/o SDL tendrá las siguientes opciones:

- Convertirse en un OR.

- Conservar su propiedad y ser remunerado por el OR que los use.

- Venderlos.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 9.1)

Nuevos OR's

ARTÍCULO 4.1.2.7.2.1. SOLICITUD DE CARGOS POR USO. Todo nuevo OR, deberá presentar un estudio a la CREG en el cual se justifiquen los Cargos por Uso que pretende cobrar por la utilización de sus activos en el STR y/o SDL respectivo. Este estudio debe seguir la metodología establecida en la Resolución CREG 099 de 1997 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 9.2.1)

ARTÍCULO 4.1.2.7.2.2. APROBACION DE LOS CARGOS POR USO. Analizado el estudio, la CREG aprobará los cargos del nuevo OR. Para el caso especial de OR's que tengan activos en varios STR's y/o SDL's localizados en diversas zonas geográficas no colindantes entre sí, deberán solicitar Cargos por Uso separados para cada uno de ellos.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 9.2.2)

ARTÍCULO 4.1.2.7.2.3. DERECHO AL COBRO DE CARGOS POR USO DE LOS STR'S Y/O SDL'S. Sin perjuicio de las facultades de imposición de servidumbres en cabeza de la CREG, un OR no podrá remunerarse mediante Cargos por Uso hasta tanto la CREG no le haya aprobado los cargos correspondientes. En todo caso, los Cargos por Uso siempre serán recaudados por los Comercializadores y pagados a los OR's respectivos de acuerdo con lo que haya aprobado la CREG.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 9.2.3)

ARTÍCULO 4.1.2.7.2.4. CARGOS POR USO QUE SE DEBEN COBRAR A LOS USUARIOS DE UN STR Y/O SDL. Los Cargos por Uso que se deben cobrar a los Usuarios conectados a un STR y/o SDL corresponden a los que apruebe o haya aprobado la CREG para el respectivo Sistema, independientemente del número de OR's que presten servicio en ese Sistema.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 9.2.4)

ARTÍCULO 4.1.2.7.2.5. VIGENCIA DE LOS CARGOS POR USO. De acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 099 de 1997, los Cargos por Uso que apruebe la CREG a los nuevos OR's empezarán a regir desde la fecha de entrada en vigencia de la Resolución CREG correspondiente y hasta el 31 de diciembre del año 2002. Vencido el período de vigencia de los Cargos por Uso que apruebe la CREG, continuarán rigiendo hasta tanto la CREG apruebe los nuevos.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 9.2.5)

Derecho a la propiedad de activos en un STR y-o SDL

ARTÍCULO 4.1.2.7.3.1. Derecho a la propiedad de activos en un STR y-o SDL. De acuerdo con el Artículo 28 de la Ley 142 de 1994, cualquier persona, tiene el derecho a construir redes para prestar servicios públicos. Esta persona tiene el derecho a conservar la propiedad de estos activos sin que para ello tenga que constituirse en una Empresa de Servicios Públicos.

Quien construya redes con el fin de prestar servicios públicos debe cumplir con lo establecido en la presente Resolución y en las leyes 142 y 143 de 1994.

Cuando estos activos sean usados por un tercero para prestar el servicio de energía eléctrica, el propietario tiene derecho a que le sean remunerados por quien haga uso de ellos.

Igualmente, cuando una persona posea Activos de Conexión, los cuales, por cualquier razón se conviertan en Redes de Uso General de un STR y/o SDL, tiene derecho a recibir una remuneración por parte de quien los utiliza para prestar el servicio de energía eléctrica.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 9.3)

ARTÍCULO 4.1.2.7.3.2. REPOSICIÓN DE ACTIVOS DE TERCEROS. Cuando sea necesario realizar la reposición de Redes de terceros que sean de Uso General, la obligación en primera instancia es del propietario correspondiente. Si éste no hace la reposición oportunamente, el OR que está remunerando dicho activo deberá realizarla. En este caso, el OR ajustará la remuneración al tercero, de acuerdo con la reposición efectuada.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 9.3.2)

Modificaciones y actualizaciones del reglamento de distribución y solución controversias

ARTÍCULO 4.1.2.8.1. OBJETIVO. Definir los procedimientos generales para modificar y/o actualizar el Reglamento de Distribución, y para resolver situaciones imprevistas y controversias.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 10.1)

ARTÍCULO 4.1.2.8.2. ACTUALIZACIÓN DEL REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN. De acuerdo con lo establecido en el Artículo 36 de la Ley 143 de 1994, corresponde al Consejo Nacional de Operación ser el órgano ejecutor del Reglamento de Operación, del cual forma parte la presente Resolución.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, modificará de oficio o por solicitud de terceros, las disposiciones aquí establecidas, en todo caso, previo concepto del Consejo Nacional de Operación.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 10.2)

ARTÍCULO 4.1.2.8.3. SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS Y SITUACIONES NO PREVISTAS. Cuando se presenten controversias sobre las disposiciones aquí establecidas, o situaciones no previstas, se seguirá el procedimiento establecido en el Anexo General de la Resolución CREG 025 de 1995, o demás normas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 10.3)

Requisitos técnicos de generadores y autogeneradores a gran escala que funcionan a partir de tecnología solar fotovoltaica (SFV) o eólica y que están conectados al SDL, con capacidad efectiva neta o potencia declarada máxima igual o mayor a 5 MW

Requisitos técnicos generales

ARTÍCULO 4.1.2.9.1.1. REQUISITOS TÉCNICOS GENERALES Para la conexión de plantas objeto de este capítulo, generadores y autogeneradores a gran escala con capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada igual o mayor a 5 MW, se deberán tener en cuenta los siguientes aspectos:

a) Corriente de corto circuito.

Los equipos involucrados en la instalación de las plantas objeto de este capítulo deben cumplir con límites de capacidad de corriente de corto circuito en el punto de conexión al SDL.

Cuando un agente que represente una planta solicite conexión, los Operadores de Red (OR) deberán proporcionar toda la información necesaria, incluyendo las características técnicas de sus equipos, datos de la red, entre otras, involucradas en el proyecto, para realizar los análisis de corto circuito en el punto de conexión.

La información anterior será reportada a través del mecanismo previsto en el artículo 7 de la Resolución CREG 075 de 2021 o todas aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Deberán seguirse las indicaciones que establezca el C.N.O en el acuerdo de protecciones y que tengan relación con la máxima capacidad de corto circuito.

b) Topologías de conexión.

El C.N.O deberá definir mediante Acuerdo las topologías de conexión indicativas que debe tener en cuenta el interesado. El interesado podrá proponer esquemas alternos a dichas topologías indicativas, pero deberá cumplir con los requisitos técnicos especificados en la presente resolución.

c) Coordinación de protecciones y puesta a tierra.

Las especificaciones de puesta a tierra deben permitir una adecuada coordinación de protecciones de la planta con el sistema de distribución, de acuerdo con lo que defina el C.N.O y cumplir los requerimientos técnicos del RETIE.

d) Servicios auxiliares.

Las plantas objeto de este capítulo deben contar con servicios auxiliares que tengan fuente propia de alimentación de energía para todos los equipos de protección, control y equipos de interrupción, alimentados con corriente alterna y directa, ante la ausencia de la fuente principal de alimentación. El tiempo de duración de esta energía y su capacidad, debe ser definida por el fabricante de la planta y deberá atender los requerimientos mínimos establecidos por el C.N.O.

e) El equipo de registro de eventos.

Las características técnicas y forma de acceso a información del equipo de registro de eventos serán definidos mediante acuerdo C.N.O.

f) Características técnicas de sincronización con el SDL.

Las plantas objeto de este capítulo deben contar con los sistemas y equipos de sincronización, de tal forma, que cumplan con lo exigido en el estudio de conexión, para lograr una correcta sincronización de la planta con el sistema a conectarse. El C.N.O. definirá las características correspondientes de sincronización.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.1) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

Servicios que las plantas objeto de este capítulo deben proveer

Regulación de frecuencia mediante un control de potencia activa-frecuencia.

ARTÍCULO 4.1.2.9.2.1.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES Las plantas objeto de este capítulo:

a) Deben operar normalmente para un rango de frecuencia entre 57.5 Hz y 63 Hz.

b) Deben contar con un control de potencia activa/frecuencia que incluya una banda muerta y un estatismo permanente ajustable, permitiendo su participación en la regulación primaria de frecuencia del sistema, tanto para eventos de sobrefrecuencia como para eventos de subfrecuencia.

c) Para su puesta en servicio en el sistema, deben realizar pruebas de respuesta primaria ante eventos de sobrefrecuencia y subfrecuencia.

d) La funcionalidad de respuesta de regulación primaria ante eventos de subfrecuencia de las plantas objeto de esta resolución puede estar deshabilitada; no obstante, se deberá activar en el momento en que se active dicho mecanismo para las plantas SFV y eólicas conectadas al STN y STR conforme las reglas de la Resolución CREG 060 de 2019 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.2.1.1) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

Características del sistema de Control de la planta

ARTÍCULO 4.1.2.9.2.2.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES Las plantas objeto de este capítulo:

a) Deben operar normalmente para un rango de frecuencia entre 57.5 Hz y 63 Hz.

c) Para su puesta en servicio en el sistema, deben realizar pruebas de respuesta primaria ante eventos de sobrefrecuencia y subfrecuencia.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.2.1.1) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

ARTÍCULO 4.1.2.9.2.2.2. CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA DE CONTROL DE LA PLANTA El sistema de control de las plantas objeto de esta resolución debe tener la capacidad de recibir al menos una consigna de potencia activa (modo local) conforme las reglas del numeral 11.3.1 del presente capitulo.

El control de potencia activa/frecuencia debe cumplir con los siguientes requerimientos:

a) Estabilidad: las señales de salida del control deben ser amortiguadas en el tiempo ante señales de entrada escalón, para todos los modos y condiciones operativas.

b) El estatismo debe ser configurable en un rango entre el 2 y el 6%.

c) La banda muerta debe ser configurable en un rango entre 0 y 120 mHz. Inicialmente se establece una banda muerta de 30 mHz.

d) El ajuste de la función de control de frecuencia debe ser informado por el agente antes de las pruebas de puesta en servicio.

e) Los parámetros de ganancia y constantes de tiempo deben ser ajustables para cumplir con criterios de estabilidad y velocidad de respuesta del SIN, teniendo en cuenta las características técnicas de las tecnologías disponibles. El CND definirá mediante estudio, análisis y seguimiento posoperativo, los parámetros de ganancia y constantes de tiempo para cumplir con criterios de estabilidad, velocidad de respuesta del SIN y los deberá informar a los agentes que representan las plantas objeto de este capítulo.

f) El CND dentro de los rangos establecidos, definirá el valor de estatismo y banda muerta de acuerdo con las necesidades del SIN. La función de control de frecuencia debe ser reajustada a solicitud del CND por criterios operativos. El CND deberá informar a los agentes que representan las plantas objeto de este capítulo de dichos cambios.

g) Cumplir con los siguientes parámetros: tiempo de respuesta inicial máximo (Tr) de 2 segundos y tiempo de establecimiento máximo (Te) de 15 segundos.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.2.1.2) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

ARTÍCULO 4.1.2.9.2.2.3. CONTROL DE TENSIÓN. Las plantas objeto de este capítulo deben poder aportar al control de la tensión de la red donde se conectan, en el rango operativo normal de su punto de conexión y según las consignas de operación definidas por el Centro de Control del operador de red.

El C.N.O debe identificar, evaluar y definir el esquema de control de tensión más adecuado a utilizar, conforme el nivel de tensión 1, 2 o 3 y tener en cuenta los siguientes lineamientos mínimos:

a) Los parámetros del control de tensión deberán ser configurables.

b) El control de tensión deberá contar al menos con alguno de los siguientes modos de control: tensión, potencia reactiva y/o factor de potencia. Lo anterior conforme la evaluación de control por nivel de tensión.

c) Se deberá identificar cuál consigna de variable de control es necesaria y por nivel de tensión. Para lo anterior, el control podrá tener la capacidad de recibir al menos una consigna de tensión, factor de potencia y/o potencia reactiva; las cuales podrán ser tanto de forma local como remota.

d) El control de tensión deberá disponer de un estatismo (V/Q) configurable.

e) El C.N.O deberá definir los tiempos de respuesta inicial y establecimiento que se deben cumplir, ante cualquier cambio en lazo abierto tipo escalón en la consigna de tensión, potencia reactiva o factor de potencia, de acuerdo con el tipo de consigna definida mediante Acuerdo por nivel de tensión.

f) El control de tensión que se aplique debe ajustarse de tal manera que sea estable.

g) El C.N.O. debe definir la configuración inicial del control por nivel de tensión y deberá especificar el proceso para el cambio en la configuración durante la operación.

h) En caso de requerirse una curva de operación de la potencia reactiva en función de la tensión u otras, deberán definirse por nivel de tensión 1, 2 y 3, siempre evaluando la necesidad de dicho control en el punto de conexión.

El C.N.O. deberá definir mediante Acuerdo los requisitos anteriores para el tipo de plantas objeto de esta resolución y diferenciados por nivel de tensión y de ser necesario por capacidad de la planta.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.2.2) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

ARTÍCULO 4.1.2.9.2.2.4. PRIORIZACIÓN DE LA INYECCIÓN RÁPIDA DE CORRIENTE REACTIVA El C.N.O. deberá evaluar para las plantas objeto de esta resolución, la necesidad de tener capacidad de respuesta de inyección rápida de corriente reactiva ante desviaciones de tensión que superen los límites de la banda muerta de tensión.

Para lo anterior, el C.N.O mediante Acuerdo debe establecer las condiciones del control y tener en cuenta los siguientes lineamientos:

a) Las características técnicas especificas se podrán diferenciar por nivel de tensión y/o por capacidad de la planta.

b) De no requerirse el servicio en algún nivel de tensión y/o para alguna capacidad de planta (capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada), el Acuerdo debe ser claro en que no es un requisito aplicable.

c) Ante desviaciones de tensión que excedan los límites operativos normales de la tensión nominal en la planta de generación, el control debe priorizar la inyección rápida de corriente reactiva de forma que alcance un valor porcentual del valor final esperado en un tiempo en milisegundos con una tolerancia definida en valor porcentual. Los anteriores parámetros son definidos en el Acuerdo.

d) El aporte de potencia reactiva adicional se debe mantener siempre que la tensión esté fuera del rango normal de operación o supere la banda muerta de tensión.

e) El aporte de potencia reactiva adicional se limitará cuando se alcance el 100% de la corriente nominal del generador.

f) La curva característica es la siguiente:

Para la figura anterior, se deben tener en cuenta los siguientes criterios:

- es el valor de la siguiente relación:

Donde:

es la variación de corriente reactiva respecto al valor de corriente reactiva que tenía antes del evento.

es la corriente nominal

es la variación de tensión respecto al valor de tensión que tenía antes del evento.

es la tensión nominal

valor de la pendiente de respuesta.

La banda muerta de tensión corresponde al rango de tensión de operación normal en el punto de conexión definido en el numeral 6.2.1.1 del Reglamento de Distribución, Resolución CREG 070 de 1998, o la que modifique o sustituya y en el cual no operará el control de respuesta rápida de corriente reactiva definido en este literal.

Ante eventos simultáneos de frecuencia y tensión, el C.N.O. deberá evaluar las consideraciones que se deben tener en cuenta, según el estado del sistema, para darle prioridad a la corrección de las variables de balance de frecuencia o tensión.

g) El Acuerdo debe definir el valor de la pendiente k de la funcionalidad en el punto de conexión por nivel de tensión. El representante de cada planta de generación debe determinar el valor de k a utilizar en cada inversor para cumplir con el valor de k definido en el Acuerdo en el punto de conexión.

h) Cada unidad de generación deberá tener una k parametrizable dentro de un rango definido en el Acuerdo C.N.O. Se debe tener en cuenta los valores de k máximos declarados por el representante de la planta.

i) Se debe mantener un aporte de potencia reactiva por un periodo de tiempo en milisegundos después de que la tensión entre a la banda muerta de tensión manteniendo un aporte adicional proporcional a la desviación de la tensión con respecto al valor de referencia (1 p.u). Dicho tiempo debe ser definido en el Acuerdo.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.2.3) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

ARTÍCULO 4.1.2.9.2.2.5. CARACTERÍSTICA DE DEPRESIONES DE TENSIÓN Y SOBRETENSIONES Cuando se presenten fallas simétricas o asimétricas, las plantas objeto de este capítulo deben poder operar dentro de los límites establecidos por las curvas de comportamiento de depresiones de tensión (LVRT, por sus siglas en ingles) y sobretensiones (HVRT, por sus siglas en ingles) que se muestran a continuación^[1].

Adicional a lo anterior, estas plantas deben ser capaces de superar depresiones de tensión sucesivas así:

· Para plantas eólicas, si la energía disipada durante las depresiones de tensión es menor a la capacidad nominal del recurso de generación durante 2 segundos, contabilizada en una ventana móvil de 30 minutos. Estos rangos de tiempo podran ser reevaluados mediante Acuerdo C.N.O. debidamente justificado con documentación técnica.

· Para plantas SFV, deben soportar depresiones sucesivas separadas por 30 segundos entre depresión y depresión. Este rango de tiempo podrá ser reevaluado mediante Acuerdo C.N.O. debidamente justificado con documentación técnica.

La depresión de tensión se considera superada cuando la tensión de línea-línea es mayor a 0.85 p.u. Una vez superada la depresión de tensión, la fuente de generación debe recuperar el 90% de la potencia activa que estaba suministrando antes de la depresión en un tiempo no superior a 1 segundo. Este último comportamiento, podrá ser reevaluado mediante Acuerdo C.N.O. debidamente justificado con documentación técnica.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.2.4) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

Requisitos técnicos generales de la operación de las plantas objeto de este capítulo

ARTÍCULO 4.1.2.9.3.1. SUPERVISIÓN, COORDINACIÓN Y CONTROL DE LA OPERACIÓN La supervisión, coordinación y control de la operación estarán sujetas a lo establecido en este numeral.

a) Operación en tiempo real: control remoto y coordinación de la operación mediante consignas.

Se tendrán las siguientes reglas:

1. El Centro de Control del operador de red o el CND podrán enviar consignas de potencia activa a las plantas (modo local) objeto de este capítulo ante eventos de emergencia.

Las consignas que se definen en este numeral solo pueden ser enviadas ante condiciones de emergencia.

El CND debe definir el procedimiento de envío de consignas ante eventos de emergencia, casos en que aplica y su periodicidad. Dicho reglamento debe ser aprobado mediante Acuerdo C.N.O.

Para lo anterior, luego de que el CND presente la propuesta ante el C.N.O, este deberá definir mediante Acuerdo el reglamento ante consignas de emergencia.

Cuando existan consignas de emergencia por parte del Centro de Control del operador de red, este deberá informar al CND sobre la asignación de las mismas y su objeto, donde se identifique la causa. La forma como el Centro de Control del operador de red le informa al CND de dicha situación, será definida por el CND.

El CND y el Centro de Control del operador de red deberán llevar un registro histórico con la información anterior el cual deberá estar disponible para que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios o la Superintendencia de Industria y Comercio puedan ejercer sus funciones de vigilancia.

2. En condiciones normales de operación, el Centro de Control del operador de red podrá enviar consignas locales y/o remotas para el control de tensión a las plantas objeto de este capítulo, según el control de tensión especificado mediante Acuerdo en el numeral 11.2.2 del presente anexo. Esto sin que las consignas puedan afectar el punto de operación de potencia activa de la(s) planta(s).

3. El CND podrá enviar consignas locales de potencia activa a plantas despachadas centralmente, para lo cual deberá coordinar con el respectivo Centro de Control del operador de red. La consigna se transmitirá a través del sistema de control del Centro de Control del operador de red.

El CND deberá definir los protocolos de comunicación y operación para llevar a cabo la operación de las plantas despachadas centralmente presentes en el SDL. Los protocolos deberán ser aprobados mediante Acuerdo C.N.O.

El CND debe definir el protocolo anterior y presentarlo en el C.N.O. Luego de que el CND presente la propuesta ante el C.N.O, el C.N.O deberá definir mediante Acuerdo el protocolo de comunicación y operación.

4. El CND podrá requerir cambios en potencia reactiva en alguna zona de influencia del Centro de Control del operador de red para lo cual informará y coordinará con el Centro de Control del operador de red para su implementación. La(s) consigna(s) locales y/o remotas de tensión, factor de potencia o potencia reactiva se realizará a través del sistema de control del Centro de Control del operador de red. Las consignas no puedan afectar el punto de operación de potencia activa de la(s) planta(s) en el momento del tiempo en que sucede(n) la(s) consigna(s).

Lo anterior según el control de tensión especificado mediante Acuerdo en el numeral 11.2.2 del presente anexo por nivel de tensión.

5. Los operadores de las plantas objeto de esta resolución serán responsables de la ejecución de las consignas.

b) Complemento de la operación para plantas despachadas centralmente

El CND debe definir con los Operadores de Red el modelo de red del SDL a considerar en su análisis energético y eléctrico, teniendo en cuenta la generación inmersa en las redes y si son redes radiales, enmalladas o de otro tipo.

Después de que se publique el despacho económico horario con el programa de generación de las plantas objeto de esta resolución conectadas en su red, el Operador de Red deberá validar la factibilidad del mismo considerando las condiciones de su sistema e informar al CND si encuentra alguna situación que impida el cumplimiento del programa de generación. El CND, luego del análisis, podrá programar ajustes en la operación si es del caso.

El CND deberá definir la forma, mecanismos y tiempos en que el OR informará de la situación antes enunciada.

En el diseño metodológico anterior, el CND debe tener en cuenta que se debe contar con toda la información necesaria, la cual deberá estar disponible para que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios o la Superintendencia de Industria y Comercio puedan ejercer sus funciones de vigilancia.

El CND también deberá evaluar si en el mecanismo se incluyen plantas no despachadas centralmente y de qué forma podrá realizar ajustes en la operación.

La metodología diseñada debe incluir todo lo enunciado en este literal y tener en cuenta la Resolución CREG 080 de 2019, o aquellas que la modifiquen o sustituyan y debe ser enviada a la CREG para su publicación mediante Circular.

c) Supervisión remota de la operación.

Las plantas objeto de esta resolución, sean o no despachadas centralmente, deben contar con supervisión, la cual se deberá realizar desde el Centro de Control del operador de red, por medio de unidades terminales remotas (RTU) o equivalentes, o utilizando los protocolos de comunicación y supervisión que sean definidos por el CND para la aplicación del presente numeral y aprobados mediante Acuerdo C.N.O.

Igualmente, para plantas objeto de esta resolución, sean o no despachadas centralmente y por condiciones de seguridad y confiabilidad del sistema, también se podrá tener medición sincrofasorial o equivalentes, lo cual se podrá acordar con el agente que represente la planta. El CND debe presentar ante el C.N.O para aprobación mediante Acuerdo, los criterios de aplicación, requisitos técnicos y de comunicación para establecer medición sincrofasorial.

Para el caso de las plantas objeto de esta resolución y que sean despachadas centralmente, podrán contar con supervisión desde el CND, en caso de que este lo solicite, de manera directa por medio de sus unidades terminales remotas (RTU) o equivalente, de manera indirecta utilizando los protocolos de comunicación entre centros de control vigentes al momento de la integración o utilizando protocolos de comunicación sobre una red pública de datos que sean soportados por el centro de supervisión y control del CND, que hayan sido avalados previamente por el CND y que garanticen los criterios de seguridad y confiabilidad requeridos para la operación del sistema interconectado nacional.

Es obligatoria la transmisión de datos al Centro de Control del operador de red de la siguiente información cada 4 segundos o menos:

i. Valor de potencia activa y reactiva de las plantas generadoras;

ii. Tensión línea - línea y corriente de fase

iii. Estado de la función de control de frecuencia

iv. Valor consigna de control de tensión, factor de potencia o potencia reactiva (en caso aplique conforme el Acuerdo del CNO por nivel de tensión).

v. Modo del control de tensión

vi. Modo del control de frecuencia

También se deberá enviar una señal de estado de conexión de la planta: conectado a red y operando o no conectado a red.

Para las anteriores señales debe tenerse en cuenta lo siguiente:

a) Cuando la planta es despachada centralmente y en caso de que el CND no disponga de las mismas, las anteriores medidas deberán ser enviadas al Centro de Control del operador de red y este deberá enviarlas al CND discriminadas por generador. Para la forma y tiempo de envío del Centro de Control del operador de red al CND, este último determinará dichos requisitos. En caso de que el CND lo solicite, también se deberán enviar los anteriores estados y variables eléctricas para las plantas no despachadas centralmente.

b) Los datos telemedidos de tiempo real se deben enviar al Centro de Control del operador de red, con una periodicidad menor o igual a 4 segundos y con las unidades y cifras decimales definidas por el C.N.O. El agente debe asegurar la correcta sincronización de la estampa de tiempo de las señales enviadas al Centro de Control del operador de red; el error máximo permitido no podrá exceder +/- 200 ms.

En el caso de que los datos telemedidos sean enviados directamente al CND, aplica de igual forma lo definido anteriormente.

El CND podrá solicitar al Centro de Control del operador de red la información que requiera para propósitos de operación, sin sobrepasar lo establecido en esta resolución y lo establecido en la Resolución CREG 080 de 1999 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Toda la información de supervisión definida aquí es diferente a los solicitados en el Código de Medida, Resolución CREG 038 de 2014.

El C.N.O. deberá definir mediante Acuerdo:

a. La metodología para el cálculo de la calidad, confiabilidad y disponibilidad para las medidas de las variables análogas y digitales de acuerdo con estándares internacionales. El Acuerdo debe considerar que las variables análogas son: Potencia Activa, Potencia Reactiva, Corriente y Voltaje.

b. Unidades y cifras decimales para los datos telemedidos de tiempo real.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.3.1) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

ARTÍCULO 4.1.2.9.3.2. MONITOREO DE VARIABLES METEOROLÓGICAS Para el caso de las plantas objeto de este capítulo, estas deben contar con sistemas de monitoreo de las variables meteorológicas en el sitio de la planta, con capacidad de almacenamiento de estos datos y tener la capacidad de reporte al CND.

El(Los) sistema(s) de medida, el almacenamiento, la resolución de las medidas y de reporte, todos con sus respectivos requisitos, se deben establecer mediante Acuerdo que defina el C.N.O. para tal fin.

En todo caso, para las plantas despachadas centralmente, las medidas y el reporte de las variables meteorológicas al CND deben tener al menos frecuencia diezminutal o una de mayor frecuencia, es decir, cincominutal, dosminutal y así sucesivamente; de acuerdo con el protocolo del C.N.O.

Las variables meteorológicas mínimas que se deben monitorear en las plantas eólicas son las siguientes:

Variable	Unidad
Velocidad del viento	Metros por segundo [m/s]
Dirección del viento	Grados relativos al norte geográfico [grados]
Temperatura ambiente	Grados centígrados [°C]
Humedad relativa	Porcentaje [%]
Presión atmosférica	Hectopascales [hPa]

Las variables meteorológicas mínimas que se deben monitorear en las plantas SFV son las siguientes:

Variable	Unidad
Irradiación en el plano del panel fotovoltaico	Vatios por metro cuadrado [W/m2]
Temperatura posterior del panel fotovoltaico	Grados centígrados [°C]
Irradiación global horizontal	Vatios por metro cuadrado [W/m2]
Temperatura ambiente	Grados centígrados [°C]

El CND hará seguimiento a la calidad y disponibilidad de los datos telemedidos que reciba de las plantas objeto de este capítulo. En caso de detectarse errores o problemas con las señales, el agente que representa la planta tiene la obligación de realizar las correcciones o los ajustes que se requieran, para garantizar la confiabilidad de la información.

El C.N.O. deberá definir mediante Acuerdo el protocolo de verificación de calidad, confiabilidad de la medición y el reporte al CND de las variables meteorológicas de que trata el presente numeral.

Al siguiente día de la operación, el CND pondrá a disposición del público la información de los datos meteorológicos de las plantas de generación de qué trata este numeral y que son reportados por las plantas al CND, con los nombres de las plantas de generación. La información publicada por el CND será el promedio diario de la variable meteorológica.

La información relacionada con el recurso solar o eólico será publicada en las mismas condiciones previstas para las plantas de generación hidráulicas, es decir, se realizará una publicación ex-post del promedio diario.

Toda la información que reporten los agentes al CND se realizará por medio electrónico y directamente al sistema de información correspondiente.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.3.2) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

ARTÍCULO 4.1.2.9.3.3. PROTECCIONES Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES Es responsabilidad del agente representante del recurso de generación garantizar que todos los equipos de su instalación se encuentren correctamente protegidos para satisfacer los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad durante la operación del sistema eléctrico de potencia.

Las protecciones que deben cumplir las plantas objeto de este capítulo se deben definir mediante Acuerdo del C.N.O, el cual deberá tener en cuenta y evaluar la necesidad de como mínimo, entre otros, lo siguiente:

a) Esquemas de protección principal y de respaldo tanto para proteger la instalación del generador, sus equipos de conexión como para proteger su Punto de Conexión con el SDL.

b) Requisitos de los equipos de corte para sistemas de generación con base en reconectadores o interruptores de potencia.

c) Requisitos del sistema de detección de tensión en el punto de conexión a fin de no permitir el cierre del interruptor o reconectador de interconexión cuando el circuito del OR se encuentre desenergizado, con el fin de no energizar zonas fuera de servicio y no generar riesgos de daños o accidentes.

d) Definir los requisitos de protección anti-isla y el tipo de la misma.

e) Para los sistemas de generación con bajos aportes de corrientes de cortocircuito, definir los esquemas de protecciones basados en tensión, combinación tensión/corriente o impedancia para detectar y despejar fallas en la red a la cual se conectan.

f) Otros que el C.N.O en su evaluación encuentre convenientes.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.3.3) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

ARTÍCULO 4.1.2.9.3.4. MODELOS DE PLANTA Será responsabilidad de los agentes representantes entregar al CND, seis (6) meses antes de su entrada en operación, los modelos preliminares de la planta de generación y sus controles asociados para los estudios de simulación RMS en la herramienta utilizada por el CND. Estos modelos deben incluir los requisitos técnicos definidos en el presente capítulo, para el control de frecuencia y potencia activa y el control de tensión, así como permitir el ajuste de los parámetros que definen estas funcionalidades. Se debe tener en cuenta el Acuerdo del C.N.O sobre el tipo de control de tensión que se aplique.

Así mismo, en los treinta (30) días hábiles siguientes a la entrada en operación al SIN del proyecto, los agentes que representan las plantas de generación deben entregar los modelos de simulación RMS detallados en la herramienta de simulación que utiliza el CND, los cuales deben ser validados y parametrizables de acuerdo con los requerimientos técnicos definidos en el presente capitulo y conforme a la metodología de validación definida mediante Acuerdo por el C.N.O.

Los modelos se deben actualizar en los casos en que, en el análisis posoperativo realizado por el CND, se detecte que el modelo no esté de acuerdo con los criterios de calidad definidos por el C.N.O. Para dicha actualización se tendrá un plazo de seis (6) meses.

Una vez definidos los requisitos de los modelos de planta de qué trata este numeral, el C.N.O deberá definir, mediante Acuerdo, la metodología para la validación de los modelos.

Así mismo, luego de la expedición del Acuerdo para el control de tensión, el CND deberá publicar en su página web los requisitos que debe cumplir el modelo de planta.

Los modelos de planta también deberán ser entregados a los OR y los OR deberán entregar al CND los modelos referenciados al nodo más cercano asociado al lado de baja del transformador de conexión al STR o STN u otra forma de referenciación indicada por el CND, pero siempre teniendo en cuenta la metodología de modelación de red de qué trata el numeral 11.3.1 literal b) de este Capítulo. Para lo anterior, se debe considerar el valor mínimo y máximo de la impedancia de conexión equivalente de los generadores.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.3.4) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

ARTÍCULO 4.1.2.9.3.5. RAMPAS OPERATIVAS PARA ARRANQUE Y PARADA Las plantas objeto de este capítulo deben tener una rampa operativa para arranque y parada ajustable, de acuerdo con los siguientes lineamientos:

a) Este requerimiento de arranque y parada aplica siempre que esté disponible el recurso primario de generación.

b) El agente debe reportar la rampa máxima de la planta.

c) Este parámetro debe poder ajustarse dependiendo de las condiciones del sistema, considerando la rampa máxima reportada.

Inicialmente los representantes de las plantas deberán entregar la rampa especificada por el fabricante.

El CND definirá y publicará en su página web el valor de rampa a utilizar y a partir de qué momento se deberá exigir de acuerdo con algún criterio, como, por ejemplo, el grado de penetración de estas plantas en el SDL. También deberá informar, de los cambios que surjan, a los agentes que representan las plantas objeto de este capítulo y al Centro de Control del operador de red.

El CND podrá revaluar los valores considerados de rampas, de acuerdo con las condiciones operativas del SIN y las rampas máximas reportadas.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.3.5) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

ARTÍCULO 4.1.2.9.3.6. VELOCIDAD DE TOMA DE CARGA Los representantes de las plantas objeto de este capítulo deberán reportar al CND, con la entrega de los modelos, una curva donde se relacione la velocidad de toma de carga en función de la potencia de salida con la siguiente información: i) nombre de la planta; ii) tipo de planta; iii) empresa; iv) responsable de la información y v) fecha de envío.

El C.N.O en el mismo acuerdo donde define la metodología de validación de Modelos definirá las características y parámetros de la curva de que trata este numeral.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.3.6) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

ARTÍCULO 4.1.2.9.3.7. PRUEBAS Antes de entrar en operación en el sistema, las plantas objeto de este capítulo, deben realizar y remitir los resultados de las siguientes pruebas al OR, de acuerdo con los términos y plazos establecidos mediante Acuerdo C.N.O:

a) Pruebas del control de tensión que fue definido mediante Acuerdo por nivel de tensión y/o capacidad.

b) Pruebas de rampa operativa de arranque y parada. El C.N.O deberá definir mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de certificados de laboratorio o fábrica de esta prueba. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso.

c) Pruebas de las características del control de potencia activa/frecuencia.

d) Pruebas a las características de operación ante depresiones de tensión y sobretensiones. El C.N.O definirá mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de certificados de laboratorio o fábrica de esta prueba. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso.

e) Solo en caso de que se requiera la funcionalidad, pruebas a los requerimientos de priorización en la inyección rápida de corriente reactiva definido mediante Acuerdo por nivel de tensión y/o capacidad. El C.N.O definirá mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de certificados de laboratorio o fábrica de esta prueba. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso.

f) Pruebas de cumplimiento de los requisitos en las protecciones

g) Pruebas de los sistemas de supervisión de variables eléctricas y meteorológicas.

Lo anterior, sin perjuicio de las pruebas de puesta en servicio propias que debe realizar una planta de generación para entrar en operación, las pruebas requeridas por el OR que entrega el punto de conexión y las demás pruebas establecidas en la regulación vigente.

La auditoría de las pruebas deberá ser un concepto especializado de una persona natural o jurídica, elegida por selección objetiva por el agente de una lista definida mediante Acuerdo del C.N.O. El agente representante de la planta es el responsable de contratar la auditoria para las pruebas.

El C.N.O deberá definir el procedimiento de las pruebas de que trata este numeral.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.3.7) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

ARTÍCULO 4.1.2.9.3.8. COORDINACIÓN DE MANTENIMIENTOS DE LAS PLANTAS OBJETO DE ESTE CAPÍTULO Las empresas propietarias u operadoras de plantas objeto de este capítulo y que sean despachadas centralmente, aplicaran las reglas para programación de mantenimientos de que trata el numeral 2.1.1.3 del Anexo Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995, o todas aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Las empresas propietarias u operadoras de plantas objeto de este capítulo y que sean no despachadas centralmente, deberán informar mediante correo electrónico al Centro de Control del operador de red respectivo de su programa de mantenimiento con una periodicidad de cada tres meses. En todo caso, el programa de mantenimientos es susceptible de cambio en cualquier momento y con aviso al Centro de Control del operador de red.

Cuando una planta culmine su programa de mantenimiento y se disponga a realizar la reconexión a red, debe informar mediante correo electrónico al Centro de Control del operador de red de dicha energización.

El Centro de Control del operador de red debe informar a las empresas propietarias u operadoras de plantas que se encuentren en su red de consignas programadas y que puedan impactar la operación de las mismas. Esto se debe realizar cada vez que el Centro de Control del operador de red lo encuentre conveniente y mediante correo electrónico.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.3.8) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

Información y procedimiento de puesta en servicio de una planta en el sistema que es objeto de este capítulo

ARTÍCULO 4.1.2.9.4.1. INFORMACIÓN Y PROCEDIMIENTO DE PUESTA EN SERVICIO DE UNA PLANTA EN EL SISTEMA QUE ES OBJETO DE ESTE CAPÍTULO. El C.N.O teniendo en cuenta la regulación vigente, establecerá mediante Acuerdo la información a entregar y procedimiento (protocolo de pruebas e interacción con el Centro de Control del operador de red) que debe cumplir una planta objeto de este capítulo para su conexión a la red y estar lista para iniciar su operación. Esta etapa es posterior a la construcción de la planta.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.4) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

Capacidad de Operación en isla

ARTÍCULO 4.1.2.9.5.1. CAPACIDAD DE OPERACIÓN EN ISLA Ante un evento que afecte el STN, STR o parte relevante del SDL y por solicitud del CND, el Centro de Control del operador de red podrá coordinar con el CND la operación temporal en isla de un generador o grupo de generadores que se encuentran en un área de un sistema o subsistema y que puedan atender la demanda asociada.

La operación en isla es voluntaria y para poder realizarlo se deben cumplir con los requisitos técnicos que se especifiquen en el Acuerdo C.N.O.

En este caso, el esquema de coordinación y operación en isla del generador o grupo de generadores será definido mediante Acuerdo del C.N.O. dentro de los ciento veinte (120) días calendario siguientes a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución.

En regulación aparte se definirán los aspectos comerciales de remuneración de energía correspondiente.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.5) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

Pronósticos de generación

ARTÍCULO 4.1.2.9.6.1. PRONÓSTICOS DE GENERACIÓN Los pronósticos de generación indicativos a cargo del CND para las plantas objeto de este capítulo se harán como se presenta en este numeral y serán usados en los estudios energéticos y eléctricos de corto plazo, coordinación de mantenimientos y soporte para determinar el balance carga/generación en tiempo real. Esta información no será publicada.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.6) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

ARTÍCULO 4.1.2.9.6.2. PRONÓSTICOS DE GENERACIÓN DE CORTO PLAZO El CND elaborará los pronósticos indicativos de producción de las plantas, con resolución horaria para la semana (lunes a domingo) siguiente a la de operación.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.6.1) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

ARTÍCULO 4.1.2.9.6.3. PRONÓSTICOS DE GENERACIÓN MUY CORTO PLAZO. a) El CND realizará pronósticos de generación, para las plantas a nivel horario y para las siguientes 40 horas, en el día de la operación.

b) El CND realizará pronósticos de generación para las plantas en una ventana móvil de 5 minutos para los siguientes 60 minutos durante el día de la operación.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.6.2) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

Reserva de información

ARTÍCULO 4.1.2.9.7.1. RESERVA DE INFORMACIÓN El CND y el Centro de Control del operador de red deberán adoptar las medidas idóneas y necesarias para asegurar la reserva de la información que le sean suministrados por los agentes en cumplimiento de la regulación.

El CND y el Centro de Control del operador de red debe garantizar que la información entregada por los agentes solo será utilizada para los fines previstos en la ley y la regulación. El uso de esta información con otros propósitos se entenderá como incumplimiento a las mismas.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.7) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

Sistema de información de la red de distribución (Anexo RD-1)

Información sobre características de la red

Introducción

ARTÍCULO 4.1.3.1.1.1. Introducción. Los OR's deben tener información que comprenda un Inventario detallado de los componentes de su red. Este Inventario debe incluir información sobre:

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.1)

Generadores

ARTÍCULO 4.1.3.1.2.1. Generadores. - Localización.

- Tipo de Generador (hidráulico, térmico).

- Tipo de Combustible.

- Propietario.

- Nivel de Tensión del Punto de Conexión.

- Capacidad Nominal.

- Capacidad Efectiva.

- Energía Firme.

- Fecha de Entrada en Servicio.

- Fecha de Pruebas.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.1.1)

Sistema de transmisión regional

ARTÍCULO 4.1.3.1.3.1. Sistema de transmisión regional. En este caso, se tendrá información básica sobre:

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.1.2)

ARTÍCULO 4.1.3.1.3.2. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL Y/O LOCAL. - Nivel de Tensión.

- Longitud de la Línea de Transmisión Regional y/o Local.

- Subestaciones que interconecta.

- Número de Circuitos.

- Capacidad de Transporte en Operación Normal.

- Capacidad de Transporte en Emergencia.

- Diagrama Unifilar del Sistema de Transmisión Regional y/o Local.

- Tipo y Calibre de Conductores.

- Tipo de Estructura y Configuración.

- Número y Tipo de Cable de Guarda.

- Líneas con las que comparte estructuras.

- Datos Eléctricos (Resistencia, Capacitancia e Inductancia).

- Fecha de Puesta en Operación.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.1.2.1)

ARTÍCULO 4.1.3.1.3.3. SUBESTACIONES DE TRANSMISIÓN REGIONAL. - Localización.

- Tipo (Convencional o Encapsulada).

- Capacidad Total.

- Posibilidades de Ampliación.

- Niveles de Tensión.

- Configuración de Barrajes.

- Número de Unidades de Transformación.

- Descripción de Equipos de Patio.

- Descripción de Tableros de Control, Protección y Medida.

- Descripción de los Transformadores de Potencia.

- Descripción de Equipos de Compensación.

- Servicios Auxiliares (Tipo, Capacidad y Consumo).

- Equipo de Comunicación, Tipo y sus Características.

- Diagrama Unifilar de la Subestación.

- Características del Sistema de Puesta a Tierra.

- Fecha de Puesta en Operación.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.1.2.2)

ARTÍCULO 4.1.3.1.3.4. SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN LOCAL. - Localización.

- Tipo (Interior, Exterior, Encapsulada, Móvil)

- Capacidad Total.

- Posibilidades de Ampliación.

- Niveles de Tensión.

- Configuración de Barrajes.

- Número de Unidades de Transformación.

- Descripción de Equipos de Patio.

- Descripción de Tableros de Control, Protección y Medida.

- Descripción de los Transformadores de Potencia.

- Descripción de Equipos de Compensación.

- Servicios Auxiliares (Tipo, Capacidad y Consumo).

- Diagrama Unifilar de la Subestación.

- Características del Sistema de Puesta a Tierra.

- Fecha de Puesta en Operación.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.1.2.3)

ARTÍCULO 4.1.3.1.3.5. LÍNEAS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA AÉREAS. - Nivel de Tensión.

- Longitud.

- Número de Circuitos.

- Capacidad de Transporte.

- Tipo de Estructura.

- Subestación a la cual está conectada.

- Distancia Media entre Estructuras.

- Configuración (No. Hilos, Cable de Guarda, Disposición.

- Tipo, Material y Calibres de Conductor por Tramo.

- Equipo Conectado (Localización y Características).

- Sistema de Neutro (Aterrizado, Flotante).

- Fecha de Puesta en Operación.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.1.2.4)

ARTÍCULO 4.1.3.1.3.6. LÍNEAS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA SUBTERRÁNEAS. - Nivel de Tensión.

- Longitud.

- Número de Circuitos.

- Capacidad de Transporte.

- Subestación a la cual está conectada.

- Tipo, Material y Calibres de Cables por Tramo.

- Características de la Canalización.

- Distancia entre Cámaras.

- Fecha de Puesta en Operación.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.1.2.5)

Información para el plan de expansión

ARTÍCULO 4.1.3.2.1. INFORMACIÓN PARA PROYECCIÓN DE DEMANDA. - Composición de los Usuarios Existentes (Residencial, Comercial, Industrial).

- Plan de Desarrollo Urbano y Rural.

- Consumos Promedios de los Usuarios Existentes.

- Consumos Potenciales Identificados.

- Variables Demográficas.

- Variables Económicas.

- Pérdidas Estimadas de Energía.

- Otras, según la Metodología de Proyección.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.2.1)

ARTÍCULO 4.1.3.2.2. INFORMACIÓN ADICIONAL PARA EL PLAN DE EXPANSIÓN. - Indicadores de Calidad.

- Niveles de Cargabilidad de los Componentes del Sistema.

- Costos Unitarios de los Componentes del Sistema.

- Restricciones Operativas.

- Estado de la Red.

- Diagramas Unifilares.

- Otras que se consideren necesarias para un óptimo Plan de Expansión.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.2.2)

Información sobre conexiones de carga

ARTÍCULO 4.1.3.3.1. Información sobre conexiones de carga. <Numeral subrogado por los artículos 43 y 44 de la Resolución 75 de 2021, según lo ordenado en el artículo 58 Lit. f)>

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.3)

Información sobre conexiones de generadores

ARTÍCULO 4.1.3.4.1. Información sobre conexiones de generadores. <Numeral subrogado por los artículos 43 y 44 de la Resolución 75 de 2021, según lo ordenado en el artículo 58 Lit. f)>

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.4)

Información sobre calidad del servicio

ARTÍCULO 4.1.3.5.1. Información sobre calidad del servicio. Los OR's deberán tener disponible la siguiente información para: Los Comercializadores que operen en la zona de influencia del STR y/o SDL respectivo, los Usuarios conectados al STR y/o SDL respectivo, los Organismos de Control y Vigilancia y demás autoridades competentes:

a) Período de Transición:

- Codificación de Circuito.

- Fecha y hora en que se inició la interrupción.

- Número de transformadores afectados por la interrupción y capacidad instalada de los mismos.

- Fecha y hora en que se restableció el servicio.

- Causa de la interrupción.

- Número de usuarios afectados por la interrupción del servicio.

- Demanda no atendida.

- Todas las Variables Independientes de los DES, FES y Valores a Compensar.

b) Período Definitivo:

- Codificación de Circuito y Usuario.

- Fecha y hora en que se inició la interrupción.

- Número de transformadores afectados por la interrupción y capacidad instalada de los mismos.

- Fecha y hora en que se restableció el servicio.

- Causa de la interrupción.

- Número de usuarios afectados por la interrupción del servicio.

- Demanda no atendida.

- Todas las Variables Independientes de los DES, FES y Valores a Compensar.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.5)

Normas operativas para consignación de circuitos (Anexo RD-2)

ARTÍCULO 4.1.4.1. Normas operativas para consignación de circuitos (Anexo RD-2). La consignación es el trámite mediante el cual la operación de un Circuito se restringe según instrucciones dadas por una persona, quien se denomina consignatario. La consignación sólo tendrá vigencia durante la ejecución de una actividad o por razones de seguridad expresa y dará al consignatario exclusividad en la operación de los Circuitos a su cargo.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-2)

ARTÍCULO 4.1.4.2. CONSIGNACIÓN UNICA. Se da cuando se ordena la apertura de un Circuito que estará a cargo de un sólo consignatario. La solicitud de la maniobra la realiza el consignatario. La orden de apertura del Circuito se dará desde el Centro de Control respectivo.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-2 Num. 2.1)

ARTÍCULO 4.1.4.3. TRASLADO DE CONSIGNACIÓN. Si el consignatario inicial del Circuito, por cualquier motivo, tiene que ser sustituido o se presenta la consignación agregada, debe llamar por radio al centro de operaciones donde tiene la consignación identificándose plenamente e identificando al nuevo consignatario; quien a su vez confirmará el recibo de ésta.El operador del Centro de Control respectivo registrará por escrito este cambio y aceptará solicitudes emitidas por este nuevo consignatario únicamente. Todas aquellas que provengan de otras personas o del Centro de Control respectivo o del anterior consignatario serán rechazadas.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-2 Num. 2.2)

ARTÍCULO 4.1.4.4. CONSIGNACIÓN ESPECIAL. Si se están efectuando trabajos en un Circuito energizado y por emergencia del sistema se requiere abrir dicho Circuito para deslastrar carga, el permiso para esta maniobra debe ser tomado por el operario del Centro de Control respectivo e informar al personal que esté efectuando dichas labores.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-2 Num. 2.3)

ARTÍCULO 4.1.4.5. OTRAS DISPOSICIONES. - El control de las consignaciones se efectuará en el Centro de Control respectivo.

- Cuando algún Circuito se abre al operar sus protecciones y no posee una consignación especial, será consignado exclusivamente al Centro de Control respectivo quien podrá efectuar el traslado de esta a la cuadrilla de daños que efectúe la reparación o al inspector de zona. Si se tiene una consignación en un Circuito desenergizado, se coordinará con el consignatario antes de proceder a efectuar cualquier maniobra de energización.

- Solamente en casos de emergencia los operadores de las subestaciones tomarán la decisión de abrir Circuitos, e informarán inmediatamente al Centro de Control respectivo.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-2 Num. 2.4)

Adición transitoria al Anexo General del Reglamento de Distribución, en aspectos relacionados con la integración de plantas eólicas y solares fotovoltaicas (SFV) en los Sistemas de Distribución Locales (SDL) y con capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada igual o mayor a 5 M

ARTÍCULO 4.1.5.1. OBJETO. La presente resolución adiciona transitoriamente un Capítulo al Anexo General del Reglamento de Distribución, adoptado mediante la Resolución CREG 070 de 1998, en aspectos relacionados con la integración de plantas eólicas y solares fotovoltaicas (SFV) en los Sistemas de Distribución Locales (SDL) y con capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada igual o mayor a 5 MW. Estos ajustes estarán vigentes hasta cuando la CREG expida las resoluciones definitivas que correspondan.

(Fuente: R CREG 148/21, art. 1)

ARTÍCULO 4.1.5.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a plantas de generación SFV y eólicas, conectadas al SDL, con capacidad efectiva neta igual o mayor a 5 MW y a autogeneradores conectados al SDL que usen tecnología SFV y eólica que tengan una potencia máxima declarada igual o mayor a 5 MW conforme a lo previsto en los artículos 13 y 14 de la Resolución CREG 024 de 2015, o todas aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. También aplica a los agentes que representan las anteriores plantas y a los demás agentes involucrados.

(Fuente: R CREG 148/21, art. 2)

ARTÍCULO 4.1.5.3. FUNCIONES DE LOS OPERADORES DE RED Y CND PARA SUPERVISIÓN, COORDINACIÓN Y CONTROL DE LAS PLANTAS OBJETO DE ESTA RESOLUCIÓN. Los Operadores de Red (OR) y el Centro Nacional de Despacho (CND) tendrán las siguientes funciones adicionales, a las establecidas en la Resolución CREG 080 de 1999:

a) los OR deberán supervisar la operación de las plantas SFV y eólicas objeto de esta resolución.

b) Los OR y el CND deberán coordinar y podrán controlar la regulación de tensión de las plantas SFV y eólicas objeto de esta resolución.

c) El CND deberá coordinar la operación de las plantas SFV y eólicas objeto de esta resolución.

La supervisión, coordinación y control de que trata el presente artículo se realizará en los términos establecidos en el numeral 11.3.1 del Capítulo 11 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998.

(Fuente: R CREG 148/21, art. 5)

ARTÍCULO 4.1.5.4. ACUERDOS EXPEDIDOS POR EL CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN. Los Acuerdos encargados al C.N.O en esta Resolución, deberán ser previamente consultados con el público en general para recibir comentarios por un tiempo de por lo menos quince (15) días hábiles. El C.N.O deberá responder dichos comentarios en la documentación de soporte de los Acuerdos.

En los Acuerdos que tienen relación con supervisión, coordinación y control de la operación de las plantas objeto de esta resolución, deberá especificarse o hacerse relación al cumplimiento de las reglas de comportamiento de que trata la Resolución CREG 080 de 2019, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

El C.N.O. tendrá un plazo máximo de setenta días hábiles (70) siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución para expedir los Acuerdos encargados en esta resolución.

Cuando, de forma previa, el CND tenga algún documento técnico de los indicados en esta resolución, para entregar al C.N.O en el desarrollo de algún Acuerdo, el CND tendrá un tiempo máximo de treinta días (30) hábiles siguientes a la expedición de la presente resolución para la elaboración de lo que se indique y presentarlo ante el C.N.O. Luego, el C.N.O tendrá un tiempo máximo de cuarenta días hábiles (40) posteriores para la expedición del(los) Acuerdo(s).

(Fuente: R CREG 148/21, art. 6)

ARTÍCULO 4.1.5.5. MANUALES DE OPERACIÓN DE LOS OPERADORES DE RED. Los Manuales de Operación propios de los Operadores de Red de qué trata el numeral 5.5.1 "Información sobre procedimientos operativos - Manual de Operación" del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan deberán sujetarse a las condiciones establecidas en esta Resolución y a los acuerdos del C.N.O. que se expidan en el marco de la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 148/21, art. 7)

ARTÍCULO 4.1.5.6. RESPONSABILIDAD DE LOS AGENTES QUE REPRESENTAN LAS PLANTAS OBJETO DE ESTA RESOLUCIÓN. El agente que represente las plantas objeto de esta resolución será el responsable de dar cumplimiento a los requisitos técnicos definidos en esta resolución para dichas plantas.

(Fuente: R CREG 148/21, art. 8)

ARTÍCULO 4.1.5.7. TRANSICIÓN. Las plantas SFV y eólicas objeto de esta resolución tendrán las siguientes reglas de transición:

a) Las plantas que estén en operación en el sistema al momento de la publicación de la presente Resolución en el Diario Oficial, deberán cumplir los requisitos técnicos definidos en la presente resolución en un término máximo de treinta y seis (36) meses contados a partir de la vigencia de la presente resolución.

b) Las plantas que aún no están en operación en el sistema al momento de la publicación de la presente Resolución en el Diario Oficial y que tengan un concepto de estado aprobado por la UPME, deberán cumplir todos los requisitos técnicos de la presente resolución en un término de treinta y seis (36) meses luego de su conexión al sistema.

c) Las plantas que aún no han entrado en servicio en el sistema y no cuenten con un concepto de estado aprobado UPME, aplicarán todos los requisitos técnicos de la presente resolución desde su entrada en operación.

PARÁGRAFO 1. Una vez se cumpla el periodo de transición, se deberán realizar las pruebas de las funcionalidades establecidas en esta resolución y se deberán aprobar para seguir operando en el sistema. De no aprobarse, se podrán realizar pruebas hasta cumplir con las disposiciones reguladas para poder seguir conectado al SDL. En todo caso, para la realización de pruebas se permite la conexión al SDL.

PARÁGRAFO 2. Las disposiciones de esta resolución son transitorias y regulan los aspectos técnicos de plantas SFV y eólicas en el SDL que se encuentren dentro del ámbito de aplicación. Por tanto, estará sujeta a las modificaciones y ajustes que considere la CREG.

PARÁGRAFO 3. El operador de red deberá ajustar sus procedimientos para cumplir con los acuerdos de supervisión, coordinación y control de la operación en un tiempo máximo de treinta y seis meses (36) contados a partir de la vigencia de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 148/21, art. 9) (Fuente: R CREG 01-5/22, art. 1)

Reglamentación del transporte de energía eléctrica por los sistemas de transmisión regional y distribución local

ARTÍCULO 4.2.1. AMBITO DE APLICACION. Esta resolución se aplica a todos los agentes económicos que transportan o distribuyen energía eléctrica y a aquellos que se aprovechan de sus servicios.

Conforme a la ley, la actividad de distribución de energía eléctrica es un servicio público.

(Fuente: R CREG 003/94, art. 2)

ARTÍCULO 4.2.2. PRESTADORES DEL SERVICIO. Solo los agentes económicos a que se refiere esta resolución pueden prestar el servicio público de distribución de energía eléctrica. Las empresas que se constituyan a partir de la vigencia de la ley 143 de 1994 no podrán realizar simultáneamente, actividades de generación, transmisión o distribución, salvo la excepción prevista en el Articulo 74 de la referida ley.

El servicio de transmisión de energía por los sistemas de transmisión regional y distribución local será prestado por las empresas transportadoras y distribuidoras locales.

Los transportadores y distribuidores locales serán los encargados de la operación y mantenimiento de sus sistemas de transmisión regional y distribución local.

Las empresas que están prestando el servicio de transporte y distribución local de energía eléctrica continuarán haciéndolo; y si es necesario, según el artículo 56 de la Ley 143 de 1994, celebrarán el contrato de concesión previsto en ella, es decir:

- Podrán encargarse de la organización, prestación, mantenimiento y gestión de las actividades de transporte y distribución local, por su cuenta y riesgo;

- Lo harán en forma temporal, por el tiempo que defina el municipio con el que se haga el contrato, que será aquel que tenga el mayor número de usuarios potenciales, y siempre que la duración del contrato esté conforme con lo dispuesto en el artículo 62 de la ley 143 de 1994;

- Lo harán bajo la vigilancia y control del municipio aludido, y de los demás organismos previstos en las leyes 142 y 143 de 1994;

- Actuarán con sujeción a las leyes mencionadas, a los actos administrativos que las desarrollen, y al contrato de concesión que para el efecto celebren. La sujeción a las leyes mencionadas implica que la continuidad en la prestación del servicio de transporte y distribución local, que se facilitará por medio del contrato de concesión, no permitirá eliminar la libre competencia ni excluir a otros agentes económicos que deseen prestarlo en el municipio concedente, o en los vecinos (artículo 7 de la ley 143 de 1994).

La Comisión, en cumplimiento del artículo 73, numeral 18 de la ley 142 de 1994, solicitará al Superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios que sancione a quienes presten el servicio de transporte de energía eléctrica en contravención de lo dispuesto en dicha norma.

(Fuente: R CREG 003/94, art. 3)

ARTÍCULO 4.2.3. LIBRE ACCESO A LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION. Los transportadores y distribuidores locales de energía eléctrica permitirán el acceso indiscriminado a las redes de su propiedad de cualquier usuario, comercializador o generador que lo solicite, en las mismas condiciones de confiabilidad, calidad y continuidad establecidas en las disposiciones legales y reglamentarias aplicables a esta materia, así como en los reglamentos y códigos técnicos que expida la Comisión.

Mientras entran en vigencia tales códigos, dicho servicio se prestará con los estándares técnicos y de calidad actualmente utilizados por cada una de las empresas encargadas de su prestación.

(Fuente: R CREG 003/94, art. 4)

ARTÍCULO 4.2.4. PROTECCION DE LA COMPETENCIA EN LA DISTRIBUCION DE ENERGIA ELECTRICA. Se consideran prácticas restrictivas de la competencia al desarrollar y cumplir con el código de redes, en lo relativo a distribución, al darle mantenimiento a las redes, a las plantas de generación o a los equipos usados en el sistema, entre otras, las siguientes conductas:

- Restringir o prevenir la libre competencia en la generación o en la oferta de energía eléctrica.

Los operadores de los sistemas de transmisión regional y distribución local conservarán registros de la forma como han ejecutado y cumplido sus operaciones para acatar el código de redes, en lo relativo a distribución, en tal forma que la Comisión y la Superintendencia puedan determinar con facilidad si están cumpliendo o no con sus deberes.

(Fuente: R CREG 003/94, art. 5)

ARTÍCULO 4.2.5. NUEVAS CONEXIONES A LAS REDES. Los operadores de los sistemas de transmisión regional y distribución local existentes, o de los que se construyan, deberán permitir que se hagan nuevas conexiones y que se construyan u operen nuevas líneas o redes, siempre y cuando cumplan con los Códigos técnicos y demás reglamentos que expida la Comisión.

Asimismo deberán permitir que las empresas que desean construir líneas nuevas a nuevos puntos de conexión tengan acceso a las redes existentes de transmisión regional o distribución local sin restricciones.

(Fuente: R CREG 003/94, art. 6)

ARTÍCULO 4.2.6. SANCIONES. El incumplimiento de las normas de operación de los sistemas de transmisión regional y distribución local, la omisión en la obligación de proveer el mantenimiento de las líneas y redes, las subestaciones y los equipos asociados, las prácticas discriminatorias y de abuso de posición dominante, así como toda conducta que atente contra los principios señalados en las disposiciones regulatorias del servicio de distribución, se sancionarán por parte de la autoridad competente conforme a las previsiones contempladas en las leyes 142 y 143 de 1994 y las normas que las reglamenten, desarrollen, modifiquen o adicionen.

(Fuente: R CREG 003/94, art. 7)

ARTÍCULO 4.2.7. CRITERIOS BASICOS DE PLANEAMIENTO. El planeamiento de los sistemas de transmisión regional y distribución local y los requerimientos de expansión de sus redes es responsabilidad de los transportadores y distribuidores locales. La conciliación y compatibilización de los distintos procesos de planeación será realizada por la UPME, quien tendrá la asesoría de un Comité de Planeación cuyas funciones y composición se detallan en el Código de Red, en lo relativo a distribución que expedirá la Comisión.

La expansión de los sistemas de transmisión regional y distribución local estará a cargo de los transportadores y distribuidores locales dentro de sus sistemas.

(Fuente: R CREG 003/94, art. 8)

ARTÍCULO 4.2.8. PROPOSITOS DEL CODIGO DE REDES, EN LO RELATIVO A DISTRIBUCION. El propósito del código de redes en lo relativo a distribución es:

- Permitir el desarrollo, mantenimiento y operación de un sistema eficiente, coordinado y económico para el transporte de energía eléctrica en los sistemas de transmisión regional y distribución local;

- Facilitar la libre competencia en el mercado mayorista de energía eléctrica, poniendo los sistemas de transmisión regional y distribución local a disposición de los generadores, comercializadores, grandes consumidores y distribuidores;

- Garantizar que todos los usuarios conectados, en proceso de conexión o que proyecten conectarse a los sistemas de transmisión regional y distribución local tengan los mismos derechos y deberes.

(Fuente: R CREG 003/94, art. 9)

ARTÍCULO 4.2.9. CONTENIDO DEL CODIGO DE REDES EN LO RELATIVO A DISTRIBUCION. El código de redes en lo relativo a distribución incluirá los siguientes aspectos principales:

- Condiciones de conexión, en las que se especifiquen los criterios técnicos mínimos de diseño, construcción, montaje, puesta en servicio, operación, mantenimiento y ambientales que deben cumplir los transportadores y distribuidores locales, y cualquier persona que esté conectada, o que busque conectarse con los sistemas de transmisión regional o distribución local;

- Un conjunto de códigos de operación. En ellos deben especificarse las condiciones y procedimientos de operación que deben aplicar los transportadores y distribuidores locales, bajo los cuales otras personas deben operar sus instalaciones y/o sistemas de distribución de energía eléctrica respecto al sistema de transmisión. Los códigos incluirán también los procedimientos y condiciones en caso de salidas de unidades generadoras o de sus equipos asociados, en cuanto sean indispensables para proteger la seguridad de la operación del sistema bajo condiciones normales y de contingencias;

- Un código de planeación, en el que se especifique la información a ser suministrada por las personas que se encuentren conectadas o deseen conectarse a los sistemas de transmisión regional y distribución local, a los transportadores y distribuidores locales para que estos planifiquen y desarrollen el sistema. Comprende también, los criterios de planeamiento que deben aplicar tanto los transportadores y distribuidores locales como las demás personas que estén conectadas o que deseen conectarse a los sistemas de transmisión regional y distribución local.

(Fuente: R CREG 003/94, art. 10)

ARTÍCULO 4.2.10. DIFUSION DEL CODIGO DE REDES EN LO RELATIVO A DISTRIBUCION. Los transportadores y distribuidores locales entregarán o enviarán una copia del código de redes en lo relativo a distribución a cualquier persona que la solicite, y podrán cobrar por ella un precio razonable.

Si alguna persona considera que el precio exigido por la copia no es razonable, podrá pedirle a la Superintendencia de Servicios Públicos que fije un precio, en cumplimiento del numeral 79.13 de la ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 003/94, art. 11)

ARTÍCULO 4.2.11. REVISIONES DEL CODIGO DE REDES EN LO RELATIVO A DISTRIBUCION. El Comité de Planeación de que trata el artículo 8o de esta resolución revisará periódicamente la experiencia en la aplicación del código de redes en lo relativo a distribución, con las empresas prestadoras del servicio de energía eléctrica. Posteriormente, enviará a la Comisión un informe sobre el resultado de la revisión, las propuestas de reforma, si las hubiere, y cualquier queja o sugerencia presentada por escrito por cualquiera de las empresas, y que no haya sido incluida en las propuestas de reforma.

La Comisión examinará las propuestas y las demás quejas e iniciativas y, en la medida en que las considere convenientes, o de oficio, reformará el código de redes en lo relativo a distribución.

(Fuente: R CREG 003/94, art. 12)

ARTÍCULO 4.2.12. CRITERIOS DE PLANEACION, SEGURIDAD Y CALIDAD DEL SERVICIO DE DISTRIBUCION. Los transportadores de los sistemas de transmisión regional y distribución local deben planear, desarrollar, operar y mantener sus sistemas de acuerdo con el código de redes, en lo relativo a distribución, y de acuerdo con las reglas generales que establezca la Comisión.

Los transportadores y distribuidores locales deben entregar a la Comisión, y a la Superintendencia, cuando ellas lo pidan, la información que sea necesaria para verificar cómo han cumplido con esta norma, y para que la Comisión pueda revisar cómo funcionan en la práctica los criterios de planeación y seguridad del sistema, y los criterios de calidad del servicio.

Para la revisión de tales criterios, se seguirá el procedimiento establecido en el artículo 12o. de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 003/94, art. 13)

ARTÍCULO 4.2.13. MAYOR CONFIABILIDAD, CALIDAD Y CONTINUIDAD EN EL SERVICIO DE DISTRIBUCION. Cualquier gran consumidor que utilice los servicios de transporte a través de los sistemas de distribución local y transmisión tiene derecho a exigir su prestación con la confiabilidad, calidad y continuidad especificadas en el código de redes. En el evento en que algún usuario requiera mayor confiabilidad, calidad y continuidad, debe acordar con el transportador o distribuidor local la instalación de redes de suplencia u otros medios, y asumir los costos adicionales correspondientes.

(Fuente: R CREG 003/94, art. 14)

ARTÍCULO 4.2.14. BASES GENERALES DE LOS CARGOS. Las empresas transportadoras y distribuidoras locales se remunerarán mediante cargos por uso y conexión, que serán regulados mediante reglamento que expedirá la Comisión.

Los cargos serán transparentes, reflejarán los costos y serán neutrales frente a los usuarios. Los cargos por el uso de los sistemas de transmisión regional y distribución local serán separados de los cargos que se cobren por las conexiones.

(Fuente: R CREG 003/94, art. 15)

ARTÍCULO 4.2.15. BASES DE LOS CARGOS POR USO DEL SISTEMA. Los cargos que adopten los transportadores regionales y distribuidores locales por el uso de los sistemas, deben sujetarse a la metodología que defina la Comisión, ser aprobadas por ésta, y publicados conforme a las siguientes instrucciones:

- Una tabla de cargos por concepto de uso del sistema de transmisión regional y distribución local;

- Una tabla de cargos, si fuere del caso, para el cobro del suministro, instalación y mantenimiento de medidores o de otros equipos auxiliares en los puntos de entrada o de salida, cuyo costo no esté incluido en los cargos por uso de las redes;

- Otras materias que especifique la Comisión, con similar propósito.

(Fuente: R CREG 003/94, art. 16)

ARTÍCULO 4.2.16. BASES DE LOS CARGOS DE CONEXION. Los cargos de conexión, que apruebe la Comisión, y la demás información asociada que preparen y publiquen los transportadores de los sistemas de transmisión regional y distribución local, deben incluir:

- Una tabla que incorpore en forma detallada aquellos elementos que tengan costos significativos, incluyendo los costos de administración, operación y mantenimiento, los cuales pueden ser utilizados al hacer las conexiones en los puntos de ingreso o de salida a los sistemas de transmisión regional y distribución local, por los cuales debe cobrar el propietario; y una tabla de los costos unitarios estimados de tales elementos, o una explicación del método que se utilizará para calcular tales costos;

- Los principios y la metodología a los que se ceñirán para establecer los cargos por concepto de extensiones o refuerzos de los sistemas de transmisión regional y distribución local necesarios para hacer una conexión; y por concepto de las instalaciones y equipos de subestaciones necesarios para hacer la conexión. La metodología deberá ser acorde con la definida por la Comisión;

- Los principios y la metodología con base en los cuales se calcularán los cargos por desconexiones del sistema, y la remoción de instalaciones y equipos, cuando hubiere lugar a ello; e,

- Información adicional que establezca periódicamente la Comisión.

- Todas las metodologías deben ser acordes con las adoptadas por la Comisión.

(Fuente: R CREG 003/94, art. 17)

ARTÍCULO 4.2.17. CONTRATOS DE CONEXION. A solicitud de un generador, un gran consumidor, otro transportador regional o distribuidor local, los transportadores regionales y distribuidores locales deben ofrecer la celebración de un contrato de conexión al sistema de transmisión regional o distribución local, o para modificar una conexión existente, que contendrá por lo menos las siguientes precisiones:

- Construcción de las obras que puedan requerirse para conectar el sistema de distribución o transmisión regional a cualquier otro sistema, y celebración de los actos o contratos necesarios para ello. Las condiciones técnicas de la conexión deben estar en un todo de acuerdo con los códigos y reglamentos vigentes;

- Construcción de las obras para la extensión de los refuerzos del sistema del transportador o distribuidor local que se hagan necesarios o apropiados al hacer conexiones, o modificaciones a una conexión existente; y celebración de los actos o contratos necesarios para ello;

- Instalación de los medidores apropiados, de los equipos de corte y protección y de otros aparatos que puedan necesitarse para permitir al transportador o distribuidor local medir e interrumpir el suministro a través de la conexión;

- La fecha en la cual se completarán los trabajos requeridos para permitir acceso al sistema del transportador o distribuidor local, fecha a partir de la cual, si los trabajos no están concluidos, se configura el incumplimiento del contrato, y, consecuentemente, podrá constituirse en mora al transportador, sin que medie requerimiento judicial, conforme a lo establecido en la Ley 142 de 1994;

Los cargos de conexión que deberá pagar el solicitante al transportador o distribuidor local, estarán en todo de acuerdo con las bases de los cargos de conexión que haya elaborado éste.

Cuando el generador, el gran consumidor, el transportador regional o el distribuidor local sea propietario del sistema de conexión no pagará cargos por este concepto.

Sin perjuicio de lo establecido en esta resolución, los propietarios de los bienes de conexión a los sistemas de transmisión regional y distribución local están obligados a efectuar la reposición del equipo al final de su vida útil, o en caso de pérdida total; en estos eventos, se podrán establecer nuevos contratos de conexión. Asimismo, podrán establecer convenios con transportadores o distribuidores locales para la operación y mantenimiento de esos equipos.

(Fuente: R CREG 003/94, art. 18)

ARTÍCULO 4.2.18. COTIZACIONES DE CONEXION. Los transportadores de los sistemas de transmisión regional o distribución local, deben suministrar al generador, gran consumidor, transportador regional o distribuidor local que esté interesado, la información necesaria para que éste pueda hacerle una solicitud de cotización de conexión.

La solicitud de cotización debe contener toda la información que permita al transportador elaborar su oferta en un plazo máximo de tres (3) meses, a partir del recibo de dicha petición.

El transportador o distribuidor local no estará obligado a presentar una oferta si con ello viola el código de red o cualquier otra norma de carácter técnico o ambiental de forzoso cumplimiento, previa justificación de su negativa.

(Fuente: R CREG 003/94, art. 19)

ARTÍCULO 4.2.19. SERVIDUMBRE DE ACCESO. Si transcurridos cuatro (4) meses a partir del recibo de la solicitud de cotización, el transportador o distribuidor local no se ha puesto de acuerdo con las personas que hayan solicitado una cotización, a solicitud de las mismas la Comisión puede imponer, por la vía administrativa, una servidumbre de acceso a quien tenga derecho al uso de la red, conforme a las disposiciones previstas en la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes.

Al adoptar la decisión de imponer la ejecución de la servidumbre al transportador o distribuidor local, la Comisión definirá, además de los aspectos técnicos y operativos pertinentes, los siguientes:

- El predio en cuyo favor se impone, que será aquel en donde se origina o capta la energía cuyo acceso a la red se pretende;

- La empresa sujeta a la servidumbre, que será aquella que tenga el uso de la red, bien como propietaria, o a cualquier otro título;

- Los cargos que puede cobrar el transportador o distribuidor local, teniendo en cuenta las bases de los cargos que hayan sido publicados por aquél;

- Que el desempeño del transportador o distribuidor local, en obediencia al acto que impone la servidumbre, no implique una violación de sus deberes legales, o de los códigos técnicos y normas que sean aplicables;

- Que los términos de los contratos futuros que celebre el transportador o distribuidor local, con objeto similar al de la servidumbre, sean, en lo posible, parecidos al de la servidumbre impuesta.

En todo caso, al decidir si es necesario imponer la servidumbre, la Comisión examinará si la renuencia del transportador o distribuidor local implica una violación de los deberes legales relacionados con el acceso o conexión, o una conducta contraria a la libre competencia, e impondrá las sanciones del caso o solicitará a la Superintendencia su imposición, si fuere de su competencia. La imposición de la servidumbre no excluye la aplicación de las sanciones que fueren procedentes, conforme a las disposiciones contenidas en la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes.

El solicitante puede renunciar a la servidumbre impuesta por la Comisión, y ésta dejará de ser obligatoria para el transportador o distribuidor local.

(Fuente: R CREG 003/94, art. 20)

Regulación sobre instalación de equipos en redes propias o de terceros para eliminar restricciones

ARTÍCULO 4.3.1. Cualquier empresa que preste el servicio público de energía eléctrica podrá instalar equipos que remuevan las restricciones existentes en las redes de transporte, sean estas de su propiedad o no.

(Fuente: R CREG 094/96, art. 1)

ARTÍCULO 4.3.2. La empresa que haga la instalación correspondiente, suministrará a la CREG toda la información relevante para la fijación de los cargos pertinentes, que podrá aplicar por concepto del uso del activo o activos instalados.

(Fuente: R CREG 094/96, art. 2)

Calidad de la potencia eléctrica aplicables a los servicios de distribución de energía eléctrica

ARTÍCULO 4.4.1. EQUIPOS DE MEDICIÓN. La medición de la calidad de la potencia se deberá efectuar con los equipos reconocidos en la Resolución CREG 082 de 2002, así:

- Unidad constructiva CCS9: Sistemas de Medida y Calidad (Equipos de Registro de Calidad de Potencia y sistema de procesamiento).

- Equipo "Unidad de adquisición de datos", reconocido, entre otras, en las unidades constructivas N2S1 a N2S6, N2S8 a N2S12, N2S15 a N2S18, N3S1 a N3S16, N3S19, N3S20 y N4S1 a N4S18.

Para efectos de la medición de la calidad de la potencia, los mencionados equipos deberán reunir las condiciones técnicas que permitan cumplir al menos las siguientes características y funciones:

- Medir el indicador THDV en el barraje, de acuerdo con el Estándar IEEE 519 (1992).

- Medir la relación entre el voltaje de secuencia negativa y el voltaje de secuencia positiva (V(2) / V(1)) en el barraje, con desempeño Clase A.

- Medir hundimientos y picos, de acuerdo con el Estándar IEC 61000-4-30 (2003-02) con desempeño Clase A.

- Medir la continuidad del servicio (frecuencia y duración de interrupciones superiores a un minuto).

- Medir la desviación estacionaria de la tensión r.m.s (duración superior a 1 minuto) por debajo o por encima de la permitida en el numeral 6.2.1 del Anexo 1 de esta resolución.

- Medir el indicador PST, de acuerdo con el Estándar IEC-61000-4-15 (2003-02), o al menos permitir descargar, en medio magnético, información digital de la forma de onda del voltaje, para ser procesada en otra parte del sistema, como se establece en el artículo 5, con una velocidad de muestreo mínima de 1024 muestras por segundo.

- Estar dotado de un sistema de procesamiento de datos capaz de realizar descargas automáticas de información, de estas medidas, en medio magnético, desde los medidores, y capaz de generar de forma automática los reportes indicados en el literal e) del artículo 5o de la presente resolución.

Los equipos de medida y su sistema de procesamiento de datos forman el sistema de medición y registro. El sistema completo de medición y registro debe estar en capacidad de procesar indicadores y medir, de forma automática, la Frecuencia y Duración de las interrupciones. El sistema debe permitir a las empresas centralizar los datos obtenidos, de forma automática, antes de su envío a la CREG.

La CREG podrá solicitar el reporte de parámetros e indicadores de voltaje adicionales a los mencionados en el presente artículo, sin que esto implique cambios en los equipos de medida.

(Fuente: R CREG 024/05, art. 3) (Fuente: R CREG 016/07, art. 2)

ARTÍCULO 4.4.2. PLAN PARA INSTALAR EL SISTEMA DE MEDICIÓN Y REGISTRO. Los Operadores de Red deberán instalar los respectivos sistemas de medición de calidad de la potencia suministrada de tal forma que, a partir del 1o de octubre de 2007, sea posible realizar mediciones en el 100% de las barras de las subestaciones de Niveles de Tensión 4, 3 y 2, así como en el 100% de los circuitos en los Niveles de Tensión 4, 3 y 2, cuya unidad constructiva lo reconozca. Se permitirá realizar la medida en los circuitos a través de una lógica con el interruptor respectivo.

PARÁGRAFO: Para los Operadores de Red que, a la fecha de expedición de esta resolución, han reportado la información dentro del Plan Piloto establecido en la Circular 034 de 2006 el plazo para la medición de la calidad de la potencia de que trata este artículo, será el 7 de enero de 2008.

(Fuente: R CREG 024/05, art. 4) (Fuente: R CREG 016/07, art. 3)

ARTÍCULO 4.4.3. PLAN DE RECOLECCIÓN DE DATOS. Para cada punto de medida se usará la siguiente metodología para procesar la información cada 10 minutos:

a) Descarga de información. Se descargan 10 minutos de la señal Tensión contra Tiempo del registrador. Posteriormente a esto, la memoria del registrador destinada a almacenar esta información, puede ser borrada;

b) Almacenamiento de fluctuaciones estacionarias de tensión. Las desviaciones, en valor absoluto, de la tensión r.m.s de duración superior a 1 minuto e iguales o superiores al 10% de la tensión nominal, se deberán almacenar separadamente de las discontinuidades por interrupción de duración superior a un minuto. Se dejará constancia de la existencia de estas en los registros de PST según lo indicado en el literal f) de este artículo;

c) Almacenamiento de interrupciones. Las discontinuidades en la prestación del servicio, superiores a un minuto y con tensión menor al 10% de la tensión nominal, se deberán almacenar en forma separada. Se dejará constancia de la existencia de estas en los registros de PST según lo indicado en el literal f) de este artículo;

d) Cálculo del PST. Usando el algoritmo descrito en el Estándar IEC-61000-4-15 (2003-02) se calcula el PST a partir de la información descargada. El ejecutable para calcular el PST a partir de la información, en medio magnético, de la señal de tensión, podrá ser tomado de la página web de la CREG;

e) Almacenamiento voltaje de secuencia negativa. Se tomará al menos una medida de la relación V(2) / V(1) (Voltaje de Secuencia Negativa sobre Voltaje de Secuencia Positiva) en cada barraje de subestación donde se conecten unidades constructivas reconocidas, según lo descrito en el artículo 3o. En caso que V(2) y V(1) sean simultáneamente menores al 10%, la relación tomará el valor de cero. Se dejará constancia de esta medición en los registros de PST según lo indicado en el literal f);

f) Almacenamiento de PST. La información es almacenada en un archivo del tipo "csv" llamado CEL_Semana_j_PM.csv; donde j corresponde al número de la semana, y PM corresponde al nombre del punto de medida.

Para efectos de administración de esta información, los operadores de red reportarán a la CREG los nombres de los puntos de medida exigidos en la presente resolución que no se encuentren definidos en la base de datos de calidad.

Para cada intervalo de tiempo se registra la Fecha y Hora en la cual comienza el período de evaluación del PST, el número de interrupciones que comenzaron en el intervalo y la duración total de las interrupciones durante este (en segundos), el número de Desviaciones Estacionarias de Tensión (DET) que comenzaron en el intervalo, y la duración total de las DET durante este (en segundos), el valor del PST para cada fase medida, con dos cifras decimales, y el valor de la relación V(2)/V(1), con cuatro cifras decimales, utilizando el siguiente formato: "dd/mm/aaaa, hh:mm, NI, DI, NDET, DDET, Pst_R, Pst_S, Pst_T, V2V1". (dd = día, mm = mes, aaaa = año, hh = hora, mm = minuto, NI = Número de interrupciones, DI = Duración de interrupciones, NDET = Número de DET, DDET = Duración de las DET, Pst_R S ó T = PST por fases, V2V1 = relación V(2) / V(1));

g) Almacenamiento de eventos. La información de los eventos de tensión debe ser almacenada en un archivo del tipo "csv" llamado ET_Semana_j_PM.csv; donde j corresponderá al número de la semana y PM corresponderá al nombre del punto de medida.

Para cada evento se registrará la fecha y hora en la cual comenzó el evento; la mayor desviación (positiva o negativa) normalizada respecto al voltaje USR definido en el Estándar IEC 61000-4-30 (2003-02), por fase, con cuatro cifras decimales; y la duración del evento (en segundos) con dos cifras decimales, utilizando el siguiente formato: "dd/mm/aaaa, hh:mm, DV_R, DV_S, DV_T, TET". (dd = dia, mm = mes, aaaa = año, hh = hora, mm = minuto, DV_R, S ó T = Mayor desviación -positiva o negativa- por fase, TET = duración del evento). Los parámetros enunciados se calculan usando el algoritmo descrito en el Estándar IEC-61000-4-30 (2003-02).

Si el Registrador está en capacidad de medir el PST directamente, se descargará el valor del PST registrado, y en este caso no se aplicará lo establecido en los literales a) y d) de este artículo.

La CREG, a través de circular, definirá los medios que deberán seguir los Operadores de Red para el reporte de la información de que trata la presente resolución, y el formato con información básica de los puntos de medida.

<Nota: Ver artículo 5 de la Resolución 16 de 2007, mediante el cual se define la semana 1>

(Fuente: R CREG 024/05, art. 5) (Fuente: R CREG 016/07, art. 4)

ARTÍCULO 4.4.4. MODIFICACIÓN DE LA FECHA PARA EL INICIO DE LA SEMANA 1 DEL PLAN DE RECOLECCIÓN DE DATOS Y DEL ESTUDIO DE DIAGNÓSTICO PRELIMINAR. Para efectos del Plan de Recolección de Datos de que trata el artículo 5o de la Resolución CREG-024 de 2005, la semana 1 corresponderá a la semana que se inicia el 1o de octubre del año 2007, fecha a partir de la cual se considerará la información que debe incluir el estudio de diagnóstico preliminar, cuya duración será informada por la Comisión mediante circular. Quedan modificadas en estos términos las fechas previstas en el artículo 5o de la Resolución CREG-024 de 2005 para el inicio de la semana 1, y de las 27 semanas que debe comprender el estudio de diagnóstico preliminar.

PARÁGRAFO. Para los Operadores de Red que, a la fecha de expedición de esta resolución, han reportado la información dentro del Plan Piloto establecido en la Circular 034 de 2006, la semana 1 corresponderá a la semana que inicia el 7 de enero de 2008.

(Fuente: R CREG 016/07, art. 5)

ARTÍCULO 4.4.5. LÍMITES DEL PST. Los límites máximos exigidos para PST serán definidos por la CREG a partir de los resultados que se obtengan de los estudios de diagnóstico que deberá elaborar cada Operador de Red de su respectivo Sistema. La Dirección Ejecutiva informará mediante circular el alcance de dichos estudios. Inicialmente el cumplimiento de los límites se verificará a partir del autocontrol que deberá implementar cada OR. El sistema de autocontrol podrá ser revaluado por la CREG si lo considera necesario.

(Fuente: R CREG 016/07, art. 6)

ARTÍCULO 4.4.6. REPORTE VALORES DE INDICADORES. El Operador de Red deberá enviar semanalmente a la CREG un archivo comprimido de tipo "zip", que contenga únicamente los archivos "csv" con las 1008 medidas y los eventos de tensión (para cada semana y para cada punto de medida) usando los formatos explicados anteriormente. El archivo comprimido será llamado Semana_j.zip; donde j corresponde al número de la semana. Se entiende que cada semana comienza el día lunes a las 00:00:00 horas y termina el día domingo a las 23:59:59 horas. El plazo para reportar la información de la semana anterior será de 3 días contados a partir del último día de la semana. El estudio de diagnóstico preliminar durará 27 semanas, contadas a partir del 31 de julio de 2006.

(Fuente: R CREG 024/05, art. 6)

ARTÍCULO 4.4.7. LÍMITES DEL PST. Los límites máximos exigidos para PST serán definidos por la CREG a partir de los resultados que se obtengan de los estudios de diagnóstico que deberá elaborar cada Operador de Red de su respectivo Sistema. La Dirección Ejecutiva informará mediante circular el alcance de dichos estudios. Inicialmente el cumplimiento de los límites se verificará a partir del autocontrol que deberá implementar cada OR. El sistema de autocontrol podrá ser revaluado por la CREG si lo considera necesario.

(Fuente: R CREG 024/05, art. 7) (Fuente: R CREG 016/07, art. 6)

ARTÍCULO 4.4.8. ACLARACIÓN. El cumplimiento de los indicadores PST y THDV no exonera al OR de las responsabilidades derivadas del daño ocasionado en equipos de los usuarios, o de perjuicios adicionales generados por la anomalía. Sin embargo, la automatización en la forma de procesamiento de registros puede servir como elemento probatorio en reclamaciones a la empresa.

(Fuente: R CREG 024/05, art. 8)

Áreas de distribución de energía eléctrica - ADD -

ARTÍCULO 4.5.1. CARGO POR USO ÚNICOS POR NIVEL DE TENSIÓN. Los Cargos por Uso Únicos para cada Nivel de Tensión para un mercado de comercialización asociado con el sistema del OR j, que a su vez hace parte del Área de Distribución de Energía Eléctrica a, serán calculados y publicados por el Liquidador y Administrador de Cuentas -LAC, de acuerdo con las siguientes expresiones:

Los cargos por uso unificados de los niveles de tensión 1, 2 y 3 de una misma ADD serán:

Con: ó

Donde:

DtUN_n,m,a:	Cargo por Uso Único del Nivel de Tensión n, (con n= 1, 2 o 3), para aplicar en el mes m en la ADD a.
Dt_n,j,m,k:	Cargo por Uso del Nivel de Tensión n, (con n= 1, 2 o 3), correspondiente al mes m del año k del OR j. Cuando, de conformidad con lo establecido en el artículo 3 de la presente resolución, un OR entregue al LAC un Dt_n,j,m,k que difiere en más de un 7% respecto del informado en el mes anterior, el OR deberá entregar la justificación que corresponda. Si el OR no justifica dicha variación se entenderá que el dato no fue reportado, el LAC deberá utilizar el valor inmediatamente anterior e informar este incumplimiento a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.
m_i:	Primer mes de operación de un ADD.
TA:	Número Total de OR que conforman una ADD.
EF_n,j,m:	Energía facturada en el mes m, con la tarifa del Nivel de Tensión n por el OR j a todos los Comercializadores que atienden usuarios conectados al SDL del OR j. Corresponde a la información de cargos por uso facturados por los OR a los Comercializadores en cada Nivel de Tensión reportada por los OR al SUI.
Q_n,m,a:	Delta de ingresos para incluir en el cargo único del nivel de tensión n para el mes m en el ADD a. Su máximo valor será el 3% de los ingresos reconocidos para los OR en una misma ADD.
A_n,m,a:	Diferencia de ingresos acumulada de la ADD a, en el Nivel de Tensión n, en el mes m, actualizado con el IPP del mes m-1.
I_n,m,a:	Diferencia de ingresos de la ADD, en el Nivel de Tensión n, en el mes m, incluyendo reliquidaciones por parte del LAC actualizadas al momento de su incorporación, sin que cause sucesivas reliquidaciones entre el mes de reliquidación y el de la fecha de cálculo de esta variable. Durante los dos primeros meses de aplicación del cargo unificado I_n,m,a será igual a cero.
IngR_j,n,m:	Ingresos Reconocidos al OR j, en el Nivel de Tensión n, del mes m.
DtUNR_n,m-2,a:	Cargo por Uso Único del Nivel de Tensión n (con n= 1, 2 o 3), revisado para el mes m-2 en la ADD a.

En caso de que la totalidad o fracción de los Activos de Nivel de Tensión 1 no sean propiedad del OR, el Comercializador deberá descontar del Cargo por Uso Único del nivel de Tensión 1, el cargo que remunera inversión (CDI_j,1,m,k) que corresponda, aprobado a cada OR.

El descuento se efectuará siempre en su totalidad del cargo de distribución unificado independientemente de que el mismo sea inferior al CDI_j,1,m,k. El Comercializador deberá informar de los descuentos que efectúe a los usuarios por este concepto al LAC e igualmente debe reportar la EF_j,1,m,p correspondiente, con copia al OR respectivo, para que sea considerado como parte de la liquidación, según lo indicado en el Artículo 5 de la presente Resolución. Dicha información deberá ser enviada por el Comercializador a más tardar el mes siguiente al de aplicación del descuento.

Cuando un OR ingrese a una ADD no participará en el cálculo de la variable I_n,m,a y por tanto dicha variable será igual a cero para este agente durante los dos primeros meses de aplicación de su tarifa.

Cuando un OR salga de una ADD será tenido en cuenta en el cálculo de la variable I_n,m,a durante los dos meses posteriores a su salida, valor que podrá trasladar a sus usuarios.

En caso de incumplimiento de suministro de información de energía para un mes determinado por parte de un OR, el LAC calculará la energía como el promedio de los últimos doce meses de que se tenga información o, de no contar con ella, con base en la información disponible en el SIC. De no contar con los doce (12) meses de información, el LAC tomará el promedio de los meses de los que tenga datos.

En el caso de que la cifra total de la energía reportada por un OR para los cálculos de los cargos unificados para un mes determinado sea inferior al 60% del valor promedio de la demanda registrada en el SIC para los comercializadores del mercado de los últimos doce meses o superior al 160% del mismo promedio, se entenderá como incumplimiento de información y el LAC usará la información disponible en el SIC para el cálculo del cargo único preliminar.

Cuando suceda esta situación, el OR deberá validar ante el LAC que la información inicialmente reportada es veraz en el plazo de tres (3) días siguientes al de la publicación de los cargos preliminares por parte del LAC. Una vez validada la información el LAC deberá calcular el cargo unificado incluyendo la misma. De lo contrario, se procederá de la siguiente manera:

-- Si el OR es Deficitario, sin perjuicio de las acciones que se deriven por el reporte incorrecto de la información, se entenderá que la misma no es correcta y se procederá a excluir del cálculo del DtUN a dicho OR, con lo que igualmente se entiende que dicho OR queda suspendido para la aplicación de la metodología de ADD hasta tanto dicha información sea corregida.

Aunque un OR suspendido sigue siendo parte del ADD definida por el Ministerio de Minas y Energía, la suspensión implica que dicho OR no podrá cobrar el cargo unificado del ADD a sus usuarios y se le aplicará el mismo procedimiento de un OR que sale de un ADD.

Cuando la información causante de la suspensión sea corregida en la base de datos que corresponda, se aplicará el mismo procedimiento de un OR que ingresa al ADD.

-- Si el OR es Excedentario, sin perjuicio de las acciones que se deriven por el reporte incorrecto de la información, el cálculo del DtUN se realizará con el valor promedio utilizado para el DtUN preliminar y cuando la información sea corregida, se efectuarán los ajustes y refacturaciones que correspondan.

(Fuente: R CREG 058/08, art. 2) (Fuente: R CREG 133/13, art. 2)

ARTÍCULO 4.5.2. REPORTE DE LA INFORMACIÓN. Las reglas que deben observarse para el reporte de la información a usar por el LAC para el cálculo de los DtUN_n,m,a y la distribución de ingresos son las siguientes:

-- La información de los Dt_j,n,m,k para calcular los DtUN_n,m,a será entregada por los OR al LAC, según el formato que se defina para tal fin y con la periodicidad requerida por el LAC.

-- La información EF_j,1,m-2,l,b y EF_j,nm-2 será obtenida de la energía reportada por los OR al SUI, con la que se facturaron los cargos por uso, en todos los niveles de tensión, a los Comercializadores que atienden usuarios en su sistema.

-- En caso de que un OR no entregue la información oportunamente y como consecuencia de ello, en la liquidación que efectúe el LAC se obtengan menores ingresos para dicho OR, comparados con los que hubiere obtenido con la información no reportada, se asumirá que dicho agente hizo uso de su prerrogativa de cobrar un cargo inferior al máximo. Sin perjuicio de lo anterior, el LAC utilizará la última información reportada por dicho OR o en su defecto, la última información de que se disponga a partir de los comercializadores que atiendan usuarios conectados a su sistema.

-- Si como consecuencia de la falta de reporte oportuno de la información, o como consecuencia de la entrega de información incorrecta, se calculan mayores ingresos comparados con los que hubiere obtenido con la información veraz y oportuna, la diferencia de ingresos será parte del cálculo del _1,m,a o del _n,m,a según corresponda y el comportamiento del agente será informado a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para que adelante las actuaciones a que haya lugar. Respecto del monto de diferencia se calcularán intereses a la fecha con la tasa de interés bancario corriente para consumo, certificado por la entidad competente, vigente en la fecha, para que sean integrados como parte del cálculo del _1,m,a o del _n,m,a según corresponda, los que deberá pagar el OR que es responsable por la diferencia de información.

-- Cuando como consecuencia de no entregar información oportuna y correcta se obtengan mayores ingresos para un ADD, dichos ingresos serán reintegrados a los usuarios a través del _n,m,a.

(Fuente: R CREG 058/08, art. 3)

ARTÍCULO 4.5.3. LIQUIDACIÓN. El LAC deberá cumplir las siguientes funciones:

-- Recopilar mensualmente la información que se requiera de cada OR a través de los formatos que establezca para tal fin, dentro del mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente Resolución. Dichos formatos deberán ser revisados por la CREG con antelación a su utilización.

-- Mensualmente, el LAC consultará el SUI para recopilar la información de los reportes de la energía vendida por cada comercializador en un Mercado de Comercialización y en cada Nivel de Tensión y facturada por cada OR, por concepto de cargos por uso de su sistema, a los Comercializadores.

-- La información de la energía requerida para el cálculo de los cargos por uso únicos por Nivel de Tensión de un mes determinado será publicada dentro de los últimos cuatro (4) días calendario del mes anterior al de aplicación. Dentro de los tres (3) días siguientes al de esta publicación, el LAC podrá corregirla de oficio o a solicitud de parte. Solo se aceptarán solicitudes de modificación relativas a la consistencia entre la información publicada y la existente en el SUI.

-- En caso que un OR, en el plazo de tres (3) días siguientes al de la publicación de la información por parte del LAC, advierta que la información no corresponde con la registrada en el SUI, el OR deberá solicitar al SUI la respectiva modificación y paralelamente, informarle al LAC para que la información corregida sea tenida en cuenta en los cálculos. En caso de que el OR, en el mismo plazo, no envíe ningún comentario al LAC sobre la información publicada, se asumirá que se encuentra de acuerdo con la misma.

-- Una vez agotado el plazo para comentarios, el LAC calculará los cargos únicos e ingresos que correspondan, con la información previamente publicada sin que el LAC sea responsable por la veracidad de los mismos, salvo que haya recibido comentarios y no hayan sido debidamente atendidos, conforme a lo establecido en el presente Artículo.

-- Calcular mensualmente los DTUN_n,m,a preliminares y publicarlos, junto con las bases de cálculo, dentro de los primeros siete (7) días calendario de cada mes para que sean revisados por los agentes dentro de los (2) dos días siguientes a su publicación.

-- Calcular mensualmente los DTUN_n,m,a y publicarlos, los que deberán ser incluidos por los Comercializadores en la liquidación de las transacciones de energía a sus usuarios. Dicha liquidación incluirá las bases de cálculo y las posibles observaciones que hayan sido oportunamente presentadas.

-- Calcular mensualmente los Ingresos Reconocidos a cada OR y revisar las bases de cálculo de los Cargos Unificados aplicados en el mes para el cual se calcula la liquidación. En caso que existan modificaciones a la información inicialmente utilizada, se seguirá el procedimiento contenido en el artículo 3 de la presente resolución.

-- Mantener registro de todas las liquidaciones y transacciones en una base de datos para su consulta inmediata.

-- El LAC publicará el listado de Comercializadores presentes en cada ADD, por OR y por cada nivel de tensión.

-- El LAC debe calcular el índice RI_a,n,m para cada ADD a y los índices RIOR_j,a,n,m para cada OR según las siguientes expresiones, siempre y cuando en dicha ADD no exista un OR en etapa de transición:

Donde:

RI_a,n,m:	Relación entre los ingresos obtenidos y los reconocidos por todos los OR de un ADD a, en el nivel de tensión n, calculado en un mes m determinado.
RIOR_j,a,n,m:	Relación entre los ingresos obtenidos y los reconocidos para el OR j de un ADD a, en el nivel de tensión n, calculado en un mes m determinado.
m₀:	Primer mes en el que el OR j forma parte del ADD a.
TA:	Número total de OR que conforman el ADD a.
n:	Nivel de tensión 3, 2 o 1
IngOR_j,n,m:	Ingresos del OR j, en el Nivel de Tensión n, del mes m variando entre m₀ y m-2. Para el cálculo de esta variable no se deben tener en cuenta las reliquidaciones ni modificar la información histórica.
IngR_j,n,m:	Ingresos Reconocidos al OR j en el Nivel de Tensión n del mes m, variando entre m₀ y m-2, sin tener en cuenta los valores de intereses de que trata el Artículo 3o de la presente resolución. Para el cálculo de esta variable se deben tener en cuenta las reliquidaciones modificando únicamente la información para el mes reliquidado.
CDI_j,1,m,b,p:	Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1 que remunera inversión al OR j para el mes m, variando entre m₀ y m-2, aéreo (b=1) o subterráneo (b=2), según la proporción reconocida (p=1 cuando se reconoce el 100% de la inversión o p=2 cuando se reconoce el 50%). Esta variable será igual a cero (0) para el cálculo de RI_a,n,m de los niveles de tensión 2 y 3.
IPP_m-1:	Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes m-1.
IPP_o:	Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre de 2007.
EF_j,1,m,p:	Energía facturada en el mes m, variando entre m₀ y m-2, en el Nivel de Tensión 1, por todos los Comercializadores que atienden usuarios conectados al SDL del OR j, propietarios de la fracción o totalidad de los Activos de Nivel de Tensión 1.

Los índices RI_a,n,m y RIOR_j,a,n,m deben ser calculados y publicados a más tardar el décimo día hábil del mes m que corresponda, en los siguientes eventos:

i) El primer cálculo se efectuará el segundo mes siguiente al de entrada en vigencia de la presente resolución.

ii) En febrero y agosto de cada año.

iii) Al segundo mes siguiente al de finalización de la transición de que trata el artículo 7 de la presente resolución. Cuando existan OR en la etapa de transición no son aplicables los cálculos de que tratan los literales anteriores.

iv) Al segundo mes siguiente al de modificación de la conformación de una ADD existente.

En caso de que algún OR presente índices mayores que otro(s), en el mismo plazo establecido para el cálculo y publicación de los índices, el LAC deberá efectuar la liquidación y establecer los valores que deban ser trasladados entre los OR respectivos, de tal manera que todos los OR de una misma ADD cuenten con el mismo índice RIOR_j,a,n,m que a su vez deben ser iguales al RI_a,n,m.

En el mismo plazo establecido para establecer los valores a ser trasladados, el LAC deberá publicar las memorias de cálculo.

El LAC deberá garantizar que todos los OR de una misma ADD cuenten con el mismo índice RIOR_j,a,n,m que a su vez deben ser iguales al RI_a,n,m. Los OR tendrán un plazo de cinco (5) días hábiles, siguientes al de la publicación de la información del LAC, para trasladar los valores correspondientes.

El LAC debe publicar los DtUN_n,m,a dentro de los catorce (14) días calendario del mes que corresponda.

(Fuente: R CREG 058/08, art. 4) (Fuente: R CREG 133/13, art. 1)

ARTÍCULO 4.5.4. DETERMINACIÓN DE LOS INGRESOS DE CADA OR. El ingreso de cada OR por cada Nivel de Tensión, iniciará a partir del segundo mes de aplicación de los cargos por uso unificados, utilizando las siguientes expresiones:

Donde:

IngADD_n,m,a:	Ingresos del ADD a en el mes m, en el nivel de tensión n.
DtUN_n,m,a:	Cargo por Uso Único del Nivel de Tensión n aplicado en el mes m en el ADD a.
CD_4,R,m,k:	Cargo del Nivel de Tensión 4 ($/kWh), del STR R, para el mes m en el año k.
PR_n,j:	Factor para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión n al STN, en el sistema del OR j.
TA:	Número Total de OR que conforman un ADD.
EF_j,n,m:	Energía facturada en el mes m, en el Nivel de Tensión n (con n=1, 2 o 3), por todos los OR a los Comercializadores que atienden usuarios conectados al SDL del OR j. Esta energía es tomada del reporte de los OR al SUI.
IngR_j,n,m:	Ingresos Reconocidos al OR j, en el Nivel de Tensión n, del mes m.
Dt_j,n,m,k:	Cargo por Uso del OR j, del Nivel de Tensión n, correspondiente al mes m del año k.
DI_n,m,a:	Diferencia de ingresos del ADD a, en el Nivel de Tensión n (con n=1, 2 o 3), en el período m-2, utilizado para calcular el DtUN_n,m,a del mes m.
n:	Nivel de Tensión 3, 2 o 1.
IngOR_j,n,m:	Ingresos del OR j, en el Nivel de Tensión n, del mes m.
CDI_j,1,m,b,p:	Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1, que remunera inversión al OR j, para el mes m, aéreo (b=1) o subterráneo (b=2), según la proporción reconocida (p=1 cuando se reconoce el 100% de la inversión o p=2 cuando se reconoce el 50%).
fp:	Factor de Productividad Anual. Su valor es 0.0042.
a:	Número de años transcurridos desde aquel en el que se aprobaron al Operador de Red j, su cargo máximo del Nivel de Tensión 1. Para aquellos OR que obtuvieron aprobación, por primera vez, en el año 2003, a es igual a cero (0) en ese año.
IPP_m-1:	Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes m-1, teniendo en cuenta lo establecido en la Resolución CREG 019 de 2007 o aquella que la adicione, modifique o sustituya.
IPP_o:	Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre de 2001, teniendo en cuenta lo establecido en la Resolución CREG 019 de 2007 o aquella que la adicione, modifique o sustituya.
EF_j,1,m,p:	Energía facturada en el mes m, en el Nivel de Tensión 1, por todos los Comercializadores que atienden usuarios conectados al SDL del OR j, propietarios de la fracción o totalidad de los Activos de Nivel de Tensión 1 de que trata la Resolución CREG 082 de 2002, según corresponda, aéreo (b=1) o subterráneo (b=2) y según la proporción reconocida (p=1 cuando se reconoce el 100% de la inversión o p=2 cuando se reconoce el 50%).

PARÁGRAFO. El LAC efectuará la determinación de los ingresos de cada OR y comunicará sus resultados a cada OR dentro de los primeros siete (7) días calendario de cada mes.

(Fuente: R CREG 058/08, art. 5) (Fuente: R CREG 068/08, art. 1)

ARTÍCULO 4.5.5. RECAUDO. Los Comercializadores facturarán y recaudarán de sus usuarios, los cargos por uso unificados según el ADD y el Nivel de Tensión que corresponda. Los Ingresos del OR j en el Nivel de Tensión n serán facturados y recaudados por los OR de la siguiente manera:

-- El OR Excedentario es aquel que cuenta con un Cargo por Uso en un nivel de tensión determinado menor que el Cargo Único por Nivel de Tensión de la ADD a la que pertenece.

-- El OR Deficitario es aquel que cuenta con un Cargo por Uso, en un nivel de tensión determinado, mayor que el Cargo Único por Nivel de Tensión de la ADD a la que pertenece.

-- El OR Deficitario facturará y cobrará directamente a los comercializadores que atienden usuarios conectados a su sistema con el Cargo Único por Nivel de Tensión, descontando lo correspondiente al Cargo por Uso del Nivel de Tensión 4 facturado por el LAC y esperará las instrucciones del citado organismo para facturar los valores restantes a los Comercializadores que atienden usuarios de la misma ADD.

-- El OR Excedentario facturará y cobrará a los comercializadores que atienden usuarios conectados a su sistema según las instrucciones del LAC, descontando lo correspondiente al Cargo por Uso del Nivel de Tensión 4 facturado.

PARÁGRAFO 1. Los cargos serán facturados por el OR a cada comercializador y pagados por éstos en los mismos plazos que operan actualmente. Estos plazos podrán ser modificados de común acuerdo entre las partes.

PARÁGRAFO 2. Cuando se presente mora en la cancelación de obligaciones por concepto de uso de Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local, podrá ser solicitada la iniciación del programa de limitación del suministro, conforme a lo establecido en la Resolución CREG 116 de 1998 o aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 058/08, art. 6)

ARTÍCULO 4.5.6. TRANSICIÓN. La presente resolución se aplicará en dos fases de la siguiente manera:

Fase 1

A partir del mes de entrada en vigencia de la presente resolución y hasta que entren en vigencia los costos y cargos calculados con base en la nueva metodología de remuneración de la actividad de Distribución de todos los OR en una ADD, se calcularán los cargos por uso por nivel de tensión, en aquellos departamentos donde exista más de un OR, según las siguientes reglas:

-- Cuando en un mismo departamento exista más de un OR y el Cargo por Uso, de un Nivel de Tensión determinado, de al menos uno de ellos sea inferior al Cargo Único de la ADD y exista un OR con un cargo por uso superior al Cargo Unificado, los cargos del (los) OR Excedentario(s) se incrementarán mensualmente de manera proporcional con el incremento resultante según la duración de la transición para el OR Excedentario con el cargo más bajo en la ADD, como se determina más adelante.

-- Únicamente para los efectos de la presente transición, se entiende que un OR atiende un departamento cuando a sus redes se encuentren conectados como mínimo el 50% de la totalidad de usuarios existentes al interior de los límites geográficos departamentales o, cuando más del 50% del número de usuarios conectados a un OR se encuentren al interior de los límites geográficos de un mismo departamento.

-- Se calcularán los Cargos Únicos para cada Nivel de Tensión en todas las ADD, utilizando, para la determinación del EFj,1,m-2,l,b y de los EFj,n,m, las ventas de los Comercializadores en cada mercado de comercialización tomado del SUI correspondientes al mes de febrero de 2008. Los Cargos Únicos para cada Nivel de Tensión resultantes permanecerán fijos durante la fase 1, actualizados únicamente por el IPP respectivo.

-- El aumento en el cargo de distribución de los OR Excedentarios se aplicará hasta que los OR deficitarios del Departamento alcancen el Cargo Único de la ADD o hasta que el OR Excedentario con el cargo más bajo en la ADD, alcance el Cargo Único Transitorio del departamento. A partir de este momento comenzarán a utilizarse los In,m,a y I1,m,a Cuando un OR Excedentario, que no tenga el cargo más bajo de la ADD, alcance el Cargo Único Transitorio del departamento, no se le seguirá incrementando su tarifa, la cual permanecerá constante hasta el inicio de la fase 2.

-- Con independencia de los aumentos o decrementos presentados por los cargos transitorios, todos los cargos serán actualizados con el IPP correspondiente.

-- Los recursos adicionales, resultantes de la diferencia entre el cargo inicial del (los) OR Excedentario(s) y el cargo transitorio determinado, se distribuirán, para el cálculo del cargo por uso de los OR deficitarios en el departamento, de tal manera que el cargo por uso del OR más alto en el departamento se disminuya hasta igualar el siguiente más alto del mismo departamento y así sucesivamente.

-- Para el inicio de la aplicación de la presente resolución el LAC usará la información de ventas de energía por mercado de comercialización y por nivel de tensión disponible en el SUI correspondiente al mes de febrero de 2008, con sujeción a los siguientes parámetros: i) Para el cálculo de los cargos unificados del Nivel de Tensión 1 se asumirá que la totalidad de la energía de los usuarios residenciales proviene del Nivel de Tensión 2, ii) Para el cálculo de los cargos unificados del Nivel de Tensión 1, el Nivel de Tensión de donde proviene la energía para atender los usuarios no residenciales del Nivel de Tensión 1 se determinará con la información contenida en los formatos B1 y B2 reportados al SUI para los usuarios correspondientes, en caso que no sea posible dicha correspondencia, se asumirá que proviene del Nivel de Tensión 2, iii) cuando en el SUI se encuentre información asociada con usuarios para los cuales el OR no haya informado el cargo respectivo, el LAC no tendrá dicha información de energía en cuenta.

De cualquier manera, en caso que se encuentren aspectos no considerados o inconsistencias en la información que no permitan el cálculo de los cargos unificados según lo establecido en la presente resolución, el LAC efectuará los cálculos con la mejor información disponible.

-- Los plazos previstos en la presente resolución para el primer cálculo de los cargos únicos por nivel de tensión, recopilación y publicación de cargos unificados con su correspondiente información, no serán de obligatorio cumplimiento y estarán sujetos a la disponibilidad de la información requerida por el LAC y a las herramientas que sean requeridas para efectuar todos los cálculos que debe realizar conforme a lo establecido en la presente resolución.

-- Antes del inicio de la fase 2, para el cálculo de los ingresos de los OR a quienes se les aplica la gradualidad descrita en la fase 1 que hayan obtenido aprobación de cargos con base en la nueva metodología y para efectos de la liquidación de ingresos de que trata la presente resolución, se les aplicará lo previsto según sus nuevos cargos e igualmente se les revisarán sus nuevos cargos respecto del cargo unificado de la ADD y de ser necesario, se ajustará la duración y transición de que trata la fase 1.

-- Los cargos de un OR no serán objeto de modificación alguna por concepto de unificación y su cálculo, liquidación y recaudo seguirán efectuándose conforme a lo establecido en la Resolución CREG 082 de 2002, cuando: i) en un mismo Departamento exista más de un OR y los Cargos por Uso vigentes, para un mismo Nivel de Tensión, de todos los OR de ese departamento sean iguales o superiores al Cargo Único de la ADD, ii) cuando en un departamento exista un solo OR, iii) cuando en un departamento existan dos o más OR y los cargos de todos ellos sean inferiores al cargo unificado, iv) Cuando un OR atienda dos o más departamentos, independientemente que en alguno de ellos se cumplan las condiciones para iniciar la fase 1 de la presente transición, o v) cuando en un mismo departamento existan dos o más OR y alguno de ellos no haya registrado en el SUI la información requerida para la aplicación de la presente resolución.

Fase 2

A partir del mes siguiente al de entrada en vigencia de los cargos aprobados con base en la nueva metodología, para todos los Operadores de Red - OR de un área de distribución - ADD determinada, o a partir de la definición de una nueva cuyos integrantes cuenten con cargos aprobados con base en la nueva metodología, se efectuará una transición para que todos los OR del ADD alcancen el Cargo Único en el número de meses que resulte del determinado en la duración.

Para tal fin, el LAC calculará los Cargos Únicos por Nivel de Tensión, para cada ADD, con base en los cargos vigentes a la fecha de aplicación de la presente resolución y calculará para cada OR los cargos por uso transitorios, según los siguientes parámetros:

-- Se debe calcular la duración de todas las ADD conformadas al momento de expedición de la presente resolución, con base en la mejor información disponible e implementar su resultado en la transición que corresponda.

-- Cada vez que se defina una nueva ADD, se modifique una anteriormente creada o se modifiquen los cargos por uso aprobados de un OR perteneciente a un ADD, se deberán calcular los nuevos cargos por uso únicos por nivel de tensión y las nuevas condiciones de duración y transición y aplicarlos a partir del mes siguiente al de vigencia de la nueva ADD.

-- Para el OR excedentario con el cargo por uso más bajo en una ADD, se calculará el porcentaje de incremento mensual que deberá cumplir para llegar al Cargo Único.

-- Mientras un OR Excedentario se encuentre en transición, la única variación de su cargo de distribución se efectuará por la correspondiente actualización del cargo con el IPP respectivo y el incremento en el porcentaje definido en la duración, hasta que alcance el Cargo Único, según la siguiente expresión:

Donde:

D_n,m,k:	Cargo por uso del nivel de tensión n, a aplicar en el mes m del año k, durante el período de la transición por parte del OR Excedentario.
D^o_n:	Cargo por uso del OR Excedentario en el nivel de tensión n, correspondiente al mes de publicación de la presente resolución
f:	Tasa de crecimiento mensual de los cargos en términos reales, su valor será igual al determinado en la duración.
h:	Mes de aplicación del cargo de transición. (h varía entre 1 y 6)
IPP_m-1:	Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes anterior al mes m de prestación del servicio.
IPP_s:	Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de publicación de la presente resolución.

-- Los recursos obtenidos, resultantes de la diferencia entre los cargos transitorios de un mes determinado y el cargo del OR Excedentario, se distribuirán, para el cálculo del cargo por uso, entre los OR que cuenten con cargos superiores al Cargo Único (OR Deficitarios) en la ADD, de tal manera que el cargo por uso del OR más alto en la ADD se disminuya hasta igualar el siguiente más alto y así sucesivamente hasta que los cargos alcancen el Cargo Único de la ADD.

-- En una ADD nueva, los cargos por uso transitorios a emplear por parte de los OR Deficitarios durante los dos primeros meses de aplicación de la transición serán calculados por el LAC con base en la proyección de los recursos a aportar por parte de los OR excedentarios durante dicho período.

-- Los cargos por uso transitorios a emplear por parte de los OR Deficitarios, a partir del tercer mes de aplicación de la transición en un ADD nueva o a partir del primer mes de la transición definida con base en la presente resolución en un ADD existente, serán calculados por el LAC considerando los recursos efectivamente aportados por parte de los OR excedentarios y todos los posibles ajustes que requieran para asegurar los ingresos de los OR Excedentarios, según la siguiente expresión:

Donde:

DtUNTD_n,m,a:	Cargo por uso transitorio del nivel de tensión n, a aplicar en el mes m del año k, durante el período de la transición por parte del OR Deficitario j.
Dt_n,j,m,k:	Cargo por uso del nivel de tensión n, correspondiente al mercado del OR j en el mes m del año k, sin aplicar el esquema de ADD.
IDef_n,m-2,a:	Diferencia de ingresos de los OR Deficitarios en el nivel de tensión n, en el mes m-2, en la ADD a; resultante de restar los ingresos reconocidos de los OR Excedentarios y Deficitarios de los ingresos obtenidos en una ADD en el mismo período.
D_j,n,m,k:	Cargo por uso del nivel de tensión n, a aplicar en el mes m del año k, durante el período de la transición por parte del OR Excedentario j.
EXC:	Total de OR excedentarios en una misma ADD en un mismo nivel de tensión.
EFE_n,j,m:	Energía facturada en el mes m, con la tarifa del Nivel de Tensión n por los OR Excedentarios j a todos los Comercializadores que atienden usuarios conectados a dichos SDL distintos a los que aplican su cargo de distribución propio. Corresponde a la información de cargos por uso facturados por los OR Excedentarios a los Comercializadores en cada Nivel de Tensión reportada por los OR al SUI.
EFD_n,j,m:	Energía facturada en el mes m, con la tarifa del Nivel de Tensión n por los OR Deficitarios j a todos los Comercializadores que atienden usuarios conectados a dichos SDL distintos a los que aplican su cargo de distribución propio. Corresponde a la información de cargos por uso facturados por los OR Deficitarios a los Comercializadores en cada Nivel de Tensión reportada por los OR al SUI.
DEF:	Número de OR Deficitarios en una misma ADD en un mismo nivel de tensión.

Hasta la finalización de la transición, el LAC efectuará la liquidación de los recursos asegurando los correspondientes a los excedentarios y distribuyendo los recursos restantes entre los OR deficitarios de tal manera que el cargo por uso del OR más alto en el ADD se disminuya hasta igualar el siguiente más alto y así sucesivamente hasta que los cargos alcancen al Cargo Único del ADD.

La diferencia entre los ingresos del ADD y los ingresos de los OR Excedentarios se distribuirá entre los OR Deficitarios a prorrata de sus ingresos reconocidos.

En caso de que en un mes determinado la variable DtUND resulte inferior al cargo unificado tomado como base para calcular la duración de la transición, se finalizará la transición y a partir de ese mes se calculará el cargo unificado para todos los OR de la ADD.

Duración

Los meses de duración de la transición (mt) en una ADD y en un nivel de tensión determinados, dependerán de la diferencia entre el Cargo por Uso Único del nivel de Tensión n de la ADD y el cargo por uso del OR Excedentario con el cargo más bajo aplicado al momento de cálculo de la transición, según las siguientes expresiones:

y Cuando entonces m_t = 6

Cuando entonces m_t = 0

Con:

DtUN_n,m,a:	Cargo por Uso Único del Nivel de Tensión n, calculado para el mes m en la ADD a
Dt_n,j,m,k:	Cargo por Uso del OR Excedentario con el cargo más bajo aplicado en el mes m del año k por el OR j, en el Nivel de Tensión n.

PARÁGRAFO. El LAC calculará la duración de la transición a la fecha de aplicación de la presente resolución y cada vez que se constituya o modifique una ADD.

(Fuente: R CREG 058/08, art. 7) (Fuente: R CREG 116/10, art. 2)

Metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional

Disposiciones generales

ARTÍCULO 4.6.1.1. OBJETO. Mediante esta resolución se adopta la metodología, fórmulas tarifarias y otras disposiciones para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

(Fuente: R CREG 015/18, art. 1)

ARTÍCULO 4.6.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a los agentes que prestan el servicio de distribución de energía eléctrica y a los usuarios que utilizan el servicio.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 2)

ARTÍCULO 4.6.1.3. CRITERIOS GENERALES. La metodología que se aplicará para el cálculo de los ingresos y cargos por uso de los STR o SDL tendrá en cuenta los siguientes criterios generales:

a) En virtud del principio de integralidad de la tarifa establecido en la ley, los ingresos y cargos de los SDL variarán según los índices de calidad del servicio prestado;

b) La base regulatoria de activos de los niveles de tensión 4, 3 y 2, correspondiente a los activos en operación a diciembre de 2007, se determinará a partir del valor implícito en los cargos de distribución vigentes y para los activos que entraron en operación a partir de enero de 2008 a la fecha de corte se determinará con base en los inventarios;

c) La base regulatoria de activos del nivel de tensión 1, correspondiente a los activos en operación a diciembre de 2007, se determinará a partir del valor implícito en los cargos de distribución vigentes y para los activos que entraron en operación a partir de enero de 2008 a la fecha de corte se empleará el costo medio por transformador y circuito de cada OR;

d) Para la determinación de la base regulatoria de activos inicial se podrá incluir el valor de activos en operación a diciembre de 2007 que no fueron reportados y no se encuentran en el valor implícito reconocido en los cargos de distribución vigentes;

e) Para la determinación de la base regulatoria de activos inicial se excluirá el valor de los activos que estén fuera de operación a la fecha de corte y que se encuentre en el valor implícito reconocido en los cargos de distribución vigentes, es responsabilidad del OR reportar esta información dentro de la solicitud de ingresos;

f) Los costos anuales de los STR se determinarán a partir de los activos de uso pertenecientes al nivel de tensión 4, de las conexiones al STN de los OR y los activos de uso aprobados en los planes de inversión;

g) Los costos anuales de los SDL se determinarán a partir de los activos de uso pertenecientes a los niveles de tensión 3, 2 y 1, los activos de uso aprobados en los planes de inversión y los pagos de cargos por uso entre OR;

h) Las unidades constructivas del nivel de tensión 4 de los proyectos que a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución se encuentren en construcción y que tengan concepto favorable de la UPME, se valorarán con las UC del capítulo 15 de esta resolución y deben estar incluidas en el plan de inversión;

i) Los OR podrán presentar UC especiales para lo cual deberán suministrar la información correspondiente dentro de la respectiva actuación administrativa;

j) La elaboración del plan de inversiones y la identificación, priorización y ejecución de las inversiones que lo conforman continuará siendo de entera responsabilidad del OR;

k) Los activos a incorporar en el sistema y relacionados en los planes de inversión deben ser activos nuevos. No se considerarán los activos retirados de otros sistemas o los trasladados dentro del mismo sistema;

l) La remuneración de los planes de gestión de pérdidas se efectuará con base en los costos eficientes de reducción y mantenimiento de pérdidas y se mantendrá siempre y cuando el OR cumpla con las metas aprobadas;

m) Para compartir las mejoras de productividad de la red con los usuarios, los cargos de nivel de tensión 1 se disminuirán teniendo en cuenta los ingresos recibidos por el OR por la prestación de servicios distintos al de distribución de electricidad;

n) Los usuarios y las personas naturales o jurídicas que sean propietarios de activos de nivel de tensión 1 pagarán cargos de este nivel de tensión, descontando la parte del cargo que corresponda a la inversión;

o) Los usuarios conectados en el nivel de tensión 1 de barrios subnormales pagarán cargos del nivel de tensión donde se conecta el transformador de distribución a la red;

p) Los cargos por uso resultantes de aplicar la metodología contenida en esta resolución remunerarán el uso de la infraestructura y los gastos de AOM necesarios para llevar la energía eléctrica desde los puntos de conexión al STN hasta el punto de conexión de los usuarios finales a los STR o SDL. Estos cargos por uso no incluyen los costos de conexión del usuario al respectivo sistema;

q) La responsabilidad por el AOM y la reposición de los activos de conexión es del usuario que se conecta al sistema. Se exceptúa el AOM de los activos de conexión del nivel de tensión 1 con capacidades iguales o inferiores a 15 kVA y con equipo de medida en el nivel de tensión 1, el cual debe ser realizado por el OR sin que se requieran pagos adicionales a los del AOM de nivel de tensión 1;

r) Un OR será remunerado mediante cargos por uso por la totalidad de los activos de uso que opera y mantiene en desarrollo de la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, independientemente de que sea o no propietario de los mismos y sin perjuicio de la remuneración que deberá pagar al propietario por su inversión, con excepción de los bienes o derechos que no deban incluirse en el cálculo de las tarifas en los términos del artículo 87 numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, en la forma en que quedó modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011. Es obligación de los OR reportar los activos que no deben incluirse en la tarifa;

s) Los comercializadores facturarán a sus usuarios regulados y no regulados los cargos por uso dependiendo del nivel de tensión al que estén conectados estos usuarios;

t) Cualquier usuario del STR o SDL podrá contratar la disponibilidad de capacidad de respaldo de la red con el OR del sistema al cual se conecta, siempre y cuando exista la posibilidad técnica de ofrecerla;

u) Los activos dedicados exclusivamente a la prestación del servicio de alumbrado público no hacen parte de los activos que se remuneran vía cargos por uso;

v) Los comercializadores aplicarán cargos por uso del STR y SDL a la demanda asociada con la prestación del servicio de alumbrado público del nivel de tensión al cual se conecten las redes dedicadas exclusivamente a la prestación de este servicio. Cuando no existan redes exclusivas para el alumbrado público, el comercializador aplicará sobre las demandas respectivas cargos por uso del nivel de tensión 2. Si el alumbrado público posee medida de energía en nivel de tensión 1 y el transformador no es de propiedad del OR, el comercializador aplicará cargos por uso de este nivel, descontando la parte del cargo que corresponda a la inversión;

w) Los activos de uso de los niveles de tensión 3 y 4 que se encuentren dentro del alcance del sistema de gestión de activos podrán tener una remuneración adicional una vez cumplida su vida útil y la recuperación de capital se haya completado en los términos de la presente resolución. La remuneración adicional podrá darse hasta por un periodo de cinco (5) años, siempre y cuando la operación de estos activos no afecte la seguridad, confiabilidad y calidad en la prestación del servicio. Se exceptúan los activos de comunicaciones y control de estos niveles de tensión, así como los activos correspondientes a centros de control;

x) Los ingresos que perciben los OR por concepto de contratos de capacidad de respaldo, MUNTS, de compartición de infraestructura y de energía reactiva serán tenidos en cuenta en la liquidación del ingreso correspondiente.

y) Cuando un OR se conecte al sistema de otro OR en un nivel de tensión igual o inferior al 3, al operador que toma energía del sistema se le considerará como un usuario del otro OR y deberá pagar el cargo del nivel de tensión correspondiente, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 1.2 del anexo general.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 4) (Fuente: R CREG 036/19, art. 2)

ARTÍCULO 4.6.1.4. SOLICITUD DE APROBACIÓN DE INGRESOS. Los OR deberán someter a aprobación de la CREG la solicitud de ingresos para el periodo tarifario dentro de los ciento cincuenta (150) días calendario siguientes a la fecha de publicación de los formatos para el reporte de información de la solicitud.

La solicitud deberá ajustarse al procedimiento, contenido y formatos que la Comisión publique para tal fin vía circular.

PARÁGRAFO 1. Cuando el OR no someta a aprobación de la CREG la solicitud de ingresos en el plazo previsto, la Comisión fijará la remuneración con la información disponible sin perjuicio de las sanciones y demás medidas a que haya lugar. Estos ingresos estarán vigentes hasta que el OR formule la respectiva solicitud y los nuevos le sean aprobados.

PARÁGRAFO 2. Para las empresas resultantes de fusiones o desintegraciones la información base, según la antigüedad con que sea requerida en esta resolución, comprenderá la de las empresas que dieron lugar a la fusión o a la desintegración.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 5) (Fuente: R CREG 085/18, art. 1)

ARTÍCULO 4.6.1.5. RECURSOS. De acuerdo con lo previsto por el Artículo 113 de la Ley 142 de 1994, contra la decisión mediante la cual la Comisión apruebe los costos anuales y los cargos máximos de cada Operador de Red, procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la Comisión, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha en que sea notificada o publicada, según el caso.

(Fuente: R CREG 097/08, art. 22)

ARTÍCULO 4.6.1.6. ACTIVOS PUESTOS EN OPERACIÓN DESPUÉS DE LA FECHA DE CORTE. Todos los activos puestos en operación entre la fecha de corte y hasta el 31 de diciembre del año anterior al primer año para el cual el OR solicitó aprobación del plan de inversiones se incorporarán en la remuneración según la opción que seleccione el OR.

En la solicitud de aprobación de ingresos, los OR deben escoger e informar una de las siguientes opciones:

a) Incluir el valor de estos activos en el ingreso del primer año: el valor de los activos se determinará aplicando la fórmula de la variable INVRj,n,l,t, establecida en el numeral 3.1.1.2.3 y el resultado se sumará a la variable BRAENj,n,t del respectivo nivel de tensión;

b) Incluir el valor de estos activos en la base regulatoria inicial de activos: el valor de los activos se determinará según lo establecido en los literales a. y b. del numeral 3.1.1.1.4 y el resultado se sumará a la variable CRINj,n,l del respectivo nivel de tensión.

Si el OR no señala en su solicitud la opción escogida, se empleará la opción a.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 6) (Fuente: R CREG 036/19, art. 3) (Fuente: R CREG 085/18, art. 2)

ARTÍCULO 4.6.1.7. Los OR podrán solicitar la remuneración de los activos puestos en operación después de la fecha de corte, de que trata el artículo 6o de la Resolución CREG 015 de 2018, como parte de la primera resolución que apruebe sus ingresos.

Para este efecto, los OR deberán enviar a la Comisión la información definida en los formatos de las circulares CREG 029 y 051 de 2018, durante los diez (10) días posteriores a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución.

Para los OR que no cumplan con los requisitos del párrafo anterior, la CREG podrá resolver dicha solicitud mediante una resolución diferente a la primera que apruebe sus ingresos.

(Fuente: R CREG 036/19, art. 50)

ARTÍCULO 4.6.1.8. CÁLCULO DE LOS CARGOS DE LOS STR Y SDL. Los cargos de los STR y SDL serán calculados por el LAC de acuerdo con lo establecido en Los capítulos 1 y 9.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 7)

ARTÍCULO 4.6.1.9. NUEVOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. Quienes pretendan operar nuevos sistemas de distribución que se constituyan con posterioridad a la entrada en vigencia de la presente resolución, deberán obtener previamente la aprobación de cargos por parte de la CREG. Con la solicitud de aprobación de cargos por uso de STR o SDL, el agente deberá reportar el listado de municipios a atender.

a) Cuando se trate de la conformación de nuevos sistemas a partir de la división de activos de un OR existente, los respectivos agentes deberán someter en forma previa, para la aprobación de la CREG, la información de que trata esta resolución para los nuevos sistemas que van a operar;

b) Un OR que entra a reemplazar a otro OR que opera una red existente, que ya tiene cargos aprobados para un STR o SDL, no requiere una nueva aprobación de cargos por parte de la Comisión;

c) Cuando se trate de la unificación de los sistemas de dos o más OR, los cargos para el nuevo sistema se calcularán: i) sumando los ingresos anuales de los niveles de tensión, ii) ponderando las pérdidas de energía con base en la energía útil de cada nivel de tensión de los OR antes de la unificación.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 8)

ARTÍCULO 4.6.1.10. ÍNDICES DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA Y PLANES DE GESTIÓN DE PÉRDIDAS. Las pérdidas de energía en cada nivel de tensión se establecerán con base en la información disponible de cada sistema, acorde con lo contenido en el Capítulo 7 y servirán para definir los índices de referencia al STN.

Con base en lo establecido en el Decreto números 387 de 2007 y 1937 de 2013, se definirán planes de gestión de pérdidas acorde con lo dispuesto en el Capítulo 7.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 9)

ARTÍCULO 4.6.1.11. CALIDAD DEL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN. La calidad del servicio del STR se determinará a partir de la información recolectada por el CND sobre la duración de las indisponibilidades de los activos de cada STR. La remuneración que reciben los OR, responsables de tales activos, se disminuirá cuando se incumplan las metas y las exigencias señaladas en el Capítulo 5.

Para los SDL la calidad del servicio de distribución prestado por un OR se evaluará anualmente en términos de la calidad media brindada a los usuarios conectados a estos niveles de tensión, comparándola con las metas establecidas para cada OR. En función de las mejoras o desmejoras en la calidad media del servicio prestado respecto de las metas establecidas, el OR podrá obtener un aumento o disminución de sus ingresos y deberá compensar a los usuarios a quienes no les entregue una calidad mínima, definida por la CREG para cada grupo de calidad, con base en la metodología descrita en el Capítulo 5.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 10)

ARTÍCULO 4.6.1.12. OBLIGACIÓN DE REPORTAR EVENTOS. Los agentes que presten servicios de distribución de energía eléctrica en los STR deberán informar al CND la ocurrencia de cualquier evento, dentro de los quince (15) minutos siguientes a la ocurrencia del mismo, y la finalización de la ejecución de maniobras dentro de los cinco (5) minutos siguientes.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 11)

ARTÍCULO 4.6.1.13. CONFORMACIÓN DE LOS STR Y SDL. Para efectos de la liquidación de cargos por uso se establecen los STR definidos en el Capítulo 8.

PARÁGRAFO. Las redes de nuevos OR serán integradas a uno de los STR establecidos dependiendo de la ubicación de sus activos dentro de los referidos sistemas.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 12)

ARTÍCULO 4.6.1.14. TRATAMIENTO DE ACTIVOS DE CONEXIÓN AL STN. Los activos de conexión del OR al STN que utilizan los OR serán considerados en el cálculo de los costos del STR y se remunerarán vía cargos por uso, sin perjuicio de los contratos de conexión que existan con el propietario de los activos.

Los usuarios finales pagarán los cargos por uso del nivel de tensión donde se encuentren conectados sus activos de conexión.

PARÁGRAFO. Para las situaciones particulares y concretas consolidadas con anterioridad a la entrada en vigencia de la Resolución CREG 097 de 2008 en las que se tengan usuarios finales considerados como conectados directamente al STN no habrá lugar al cobro de cargos por uso de STR o SDL. Para este efecto, el LAC publicará y usará el listado de fronteras de usuarios conectados directamente al STN registrados en la oportunidad citada y excluirá dicha demanda de energía de participar en los cargos por uso de los niveles de tensión 3, 2 o 1.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 13)

ARTÍCULO 4.6.1.15. MIGRACIÓN DE USUARIOS A NIVELES DE TENSIÓN SUPERIORES. En cualquier momento los usuarios de los SDL podrán solicitar al OR del sistema al cual se conectan, a través de su comercializador, el cambio de nivel de tensión de su conexión, previo el cumplimiento de los siguientes requisitos ante el respectivo OR:

a) Existencia de capacidad disponible en el punto de conexión de nivel de tensión superior;

b) Pago de los costos asociados con la migración de nivel de tensión, según lo establecido en el Capítulo 11.

A los usuarios que por requerimientos de aumento de carga instalada debidamente demostrada y que no sea posible atender por parte del OR en el nivel de tensión existente, no se les exigirá el pago de estos costos.

La condición de aumento de carga será verificada 14 meses después de la fecha de entrada en servicio de la nueva conexión mediante la comparación de las energías anuales antes y después de la fecha de entrada de la modificación de la conexión. En caso de que la cantidad de energía consumida durante el año siguiente al de entrada de la conexión sea igual o superior a la cantidad de energía del año anterior multiplicada por el factor resultante de dividir la nueva potencia contratada entre la potencia original, se conservará la exención de cobro por MUNTS, en caso contrario, se efectuará el cobro correspondiente según lo calculado en el Capítulo 11.

PARÁGRAFO. El OR deberá aprobar el cambio del nivel de tensión dentro de los quince (15) días siguientes a la fecha de la solicitud cuando exista la capacidad, y el usuario haya justificado la necesidad y se haya efectuado el pago de los costos previstos en el literal 0) de este artículo.

El valor total del costo asociado con la migración de nivel de tensión debe ser reportado por el OR al LAC para que su valor sea descontado del ingreso del respectivo nivel de tensión del OR. El LAC debe llevar un registro de las migraciones entre niveles de tensión reportadas por los OR donde se encuentre la capacidad, el valor y la subestación en el formato que XM defina para tal fin.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 14)

ARTÍCULO 4.6.1.16. CARGOS POR DISPONIBILIDAD DE CAPACIDAD DE RESPALDO DE LA RED. Los usuarios de los STR o SDL podrán solicitar al OR del sistema al cual se conectan, a través de su comercializador, la suscripción de un contrato de disponibilidad de capacidad de respaldo de la red, de acuerdo con lo establecido en el Capítulo 10, en los plazos vigentes establecidos para la conexión de nuevos usuarios. El OR deberá otorgar dicha disponibilidad, siempre y cuando tenga la capacidad disponible en su sistema en el punto de conexión solicitado por el usuario.

PARÁGRAFO 1. El valor total del costo asociado con los cargos de respaldo debe ser reportado por el OR al LAC para que su valor sea descontado del ingreso del respectivo nivel de tensión del OR. El LAC debe llevar un registro de los contratos de respaldo en los SDL y STR donde se encuentre la capacidad, el valor y la subestación en el formato que XM defina para tal fin.

PARÁGRAFO 2. Cuando no se contrate el servicio de capacidad de respaldo o no se disponga de la capacidad requerida para la prestación del servicio, los OR no estarán obligados a garantizar la disponibilidad.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 15)

ARTÍCULO 4.6.1.17. TRANSPORTE DE ENERGÍA REACTIVA. Los OR o los usuarios finales pagarán por el transporte de energía reactiva cuando superen los límites establecidos en cada caso, de acuerdo con lo establecido en el capítulo 12.

El OR podrá conectar equipos de medida de energía reactiva para identificar a aquellos usuarios que por su consumo de energía reactiva estén obligados al pago de la misma conforme a lo establecido en esta disposición y a la instalación del medidor correspondiente.

PARÁGRAFO 1. Durante el mes siguiente al de entrada en vigencia de la presente resolución, los comercializadores de energía deben enviar información relativa a la aplicación del capítulo 12 de la Resolución CREG 015 de 2018, incluyendo lo dispuesto en este artículo, a todos sus usuarios no residenciales y a aquellos que tengan medición de energía activa y reactiva.

A partir de la fecha, la misma información deberá ser entregada a los usuarios que realicen cambio de comercializador o que efectúen proceso de conexión a un sistema.

PARÁGRAFO 2. A partir de los consumos de enero de 2020 la variable M, de que trata el Capítulo 12 de la Resolución CREG 015 de 2018, se reiniciará con un valor igual a 1 y permanecerá fijo en este valor hasta diciembre de 2021. A partir de enero de 2021 se contarán los doce meses antes de su incremento.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 16) (Fuente: R CREG 195/20, art. 2) (Fuente: R CREG 199/19, art. 1)

ARTÍCULO 4.6.1.18. TRATAMIENTO DE ACTIVOS DE CONEXIÓN Y ACTIVOS DE USO. Los activos que sean declarados para ser remunerados mediante cargos por uso al momento de la solicitud de aprobación de ingresos por parte del OR, mantendrán este tipo de remuneración durante todo el período tarifario. Los activos de conexión existentes que no son declarados para ser remunerados a través de cargos por uso en la misma oportunidad, mantendrán tal condición durante todo el período tarifario.

PARÁGRAFO 1. Durante el período tarifario los OR no podrán exigir la remuneración a través de contratos de conexión por activos que hayan sido reportados para ser remunerados mediante cargos por uso.

PARÁGRAFO 2. Si a través de un activo se conectan uno o varios transportadores al STR o a un SDL, el activo se remunerará mediante cargos por uso en proporción a la utilización por cada OR.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 17)

ARTÍCULO 4.6.1.19. REMUNERACIÓN DE PROYECTOS DE EXPANSIÓN DE COBERTURA EN ZONAS INTERCONECTABLES AL SIN. En aplicación del Decreto número 1623 de 2015, modificado por el Decreto número 1513 de 2016, los OR deberán presentar en la solicitud de remuneración y anualmente, los proyectos de expansión de cobertura de su área de influencia de acuerdo con los criterios y reglas establecidas en el Capítulo 13.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 18)

ARTÍCULO 4.6.1.20. DECISIÓN SOBRE APROBACIÓN DE LOS INGRESOS DE CADA OR. Una vez presentada la información por los OR y adelantada la correspondiente actuación administrativa que garantice el derecho al debido proceso de los interesados, de conformidad con los procedimientos establecidos por la ley, la Comisión procederá a aprobar los ingresos anuales de que trata la presente resolución.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 19)

ARTÍCULO 4.6.1.21. COSTO ASOCIADO CON LA VERIFICACIÓN DE INFORMACIÓN. Los costos asociados con la verificación de información, de existencia de activos, de gastos y de calidad del servicio serán asumidos por los OR. Los criterios para las verificaciones serán definidos posteriormente por la Comisión.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 20)

ARTÍCULO 4.6.1.22. REPORTE DE INFORMACIÓN. Anualmente los OR deberán enviar a la SSPD y a la CREG un informe sobre la aplicación de la metodología de remuneración contenida en esta resolución.

El informe deberá enviarse el primer día hábil del mes de abril de cada año para lo cual deberá seguirse el procedimiento, contenido y formatos que la Comisión publique vía circular para tal fin.

Adicionalmente, el OR deberá contar con un sistema de información de los activos el cual debe ser estructurado con base en el procedimiento, contenido, plazos y formatos que la Comisión publique vía circular para tal fin.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 21)

ARTÍCULO 4.6.1.23. Los OR deberán reportar a la SSPD la información relacionada con los activos que salen de operación, mediante el formato y el medio que esta disponga para tal fin. El reporte se hará durante el mes siguiente a la ocurrencia del hecho y esta información deberá ser igual a la que el OR utilice para el reporte anual de los activos que salen de operación.

(Fuente: R CREG 036/19, art. 51)

ARTÍCULO 4.6.1.24. PRINCIPIOS RECTORES EN LA INTERPRETACIÓN Y APLICACIÓN DE LAS OBLIGACIONES POR PARTE DEL OR. De conformidad con los principios de libertad de acceso, eficiencia, adaptabilidad y neutralidad contenidos en el numeral 3.9 del artículo 3o, numeral 11.6 del artículo 11 y 170 de la Ley 142 de 1994, así como en el artículo 6o de la Ley 143 de 1994, así como en virtud de lo previsto en los artículos 28 y 169 de la Ley 142 de 1994 y 39 de la Ley 143 de 1994, los OR deberán cumplir con las siguientes obligaciones:

a) Abstenerse de solicitar requisitos distintos a los expresamente previstos en esta resolución;

b) Cumplir diligentemente con los plazos;

c) Suministrar información veraz, oportuna, confiable y de calidad. En consecuencia, no podrán negar o dilatar el acceso a información. También deberán abstenerse de entregar información que no coincida con la realidad, incompleta, que induzca a error, o no cumpla la finalidad para la cual le fue exigido suministrarla;

e) Abstenerse de cobrar valores no previstos en la regulación ni valores superiores a los costos en los trámites;

f) Planear, formular y ejecutar diligentemente los planes de inversión y mantenimiento para garantizar a los usuarios la prestación del servicio en condiciones de calidad, continuidad y seguridad exigidos por la regulación.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 22)

ARTÍCULO 4.6.1.25. VIGENCIA DE LOS CARGOS POR USO. Los ingresos y cargos por uso de los STR y SDL que defina la Comisión estarán vigentes a partir de la firmeza de la resolución particular que los apruebe por un periodo de cinco (5) años.

PARÁGRAFO. Vencido el período de vigencia de los cargos por uso que apruebe la Comisión, estos continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 23)

ARTÍCULO 4.6.1.26. SOLICITUDES EN CURSO. El contenido de la presente resolución se aplicará a todas las solicitudes de cargos de distribución que se presenten con posterioridad a la entrada en vigencia de la misma.

Las actuaciones administrativas que se encuentren en curso a la entrada en vigencia de la presente resolución, seguirán rigiéndose y culminarán de acuerdo con lo dispuesto en la metodología de distribución contenida en la Resolución CREG 097 de 2008.

(Fuente: R CREG 015/18, art. 24)

ARTÍCULO 4.6.1.27. Dentro del plazo estipulado, la CREG establecerá las condiciones para la implementación de la Infraestructura de Medición Avanzada en la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), incluyendo la responsabilidad de la instalación, administración, operación, mantenimiento y reposición de la Infraestructura de Medición Avanzada, y dado el caso, del medidor avanzado. Asimismo, la CREG adoptará los ajustes regulatorios con el fin de remunerar mediante la tarifa del servicio de energía eléctrica, las inversiones y funcionamiento asociados, para la implementación de la Infraestructura de Medición Avanzada

(Fuente: R CREG 015/18, art. 25)

Calidad del servicio

Introducción

ARTÍCULO 4.6.2.1.1. CAPITULO 5. CALIDAD DEL SERVICIO. En este capítulo se establecen las características que se deben cumplir en cuanto a la calidad en la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica en los STR y los SDL que hacen parte del SIN y las disposiciones que serán aplicables en el caso de presentarse variaciones en dichas características.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5)

Calidad del servicio en los STR

Introducción

ARTÍCULO 4.6.2.2.1.1. CALIDAD DEL SERVICIO EN LOS STR. Sin perjuicio de la responsabilidad a cargo del OR o del TR por los daños y perjuicios causados a usuarios o terceros, el incumplimiento de la calidad definida en esta resolución dará lugar a la aplicación de las disposiciones que se establecen en este capítulo.

La regulación contenida en este capítulo también les aplica a los agentes que representan ante el LAC los activos del STR construidos a través de procesos de libre concurrencia, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 024 de 2013 o la que la modifique o sustituya.

Por lo tanto, en el texto de este capítulo cuando se hace mención al OR debe entenderse que también se hace referencia a los adjudicatarios de los proyectos construidos a través de procesos de libre concurrencia.

La aplicación de las disposiciones de calidad del servicio en los STR, previstas en esta resolución, se dará una vez hayan entrado en vigencia las resoluciones particulares, aprobadas con base en esta metodología, del total de los OR que tengan ingresos por activos de nivel de tensión 4. Mientras se cumple esta condición, se seguirán aplicando las disposiciones de calidad definidas en las Resoluciones CREG 097 de 2008 y 094 de 2012.

No obstante, los valores de compensaciones generados por la regulación de calidad de la Resolución CREG 097 de 2008 que se encuentren pendientes de definición a través de un acto administrativo de la SSPD, deben ser restados del ingreso del respectivo OR en el mes siguiente al de firmeza del mencionado acto, junto con las compensaciones que se generen para ese mes por la aplicación de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1) (Fuente: R CREG 036/19, art. 14)

Características de calidad a la que está asociado el ingreso

ARTÍCULO 4.6.2.2.2.1. CARACTERÍSTICAS DE CALIDAD A LA QUE ESTÁ ASOCIADO EL INGRESO. El ingreso de cada agente, por el uso de los activos del STR de los cuales es responsable, calculado de acuerdo con lo previsto en esta resolución, estará asociado a una calidad con las siguientes características:

La duración de las indisponibilidades de los activos utilizados en la prestación del servicio no deberá superar las máximas horas anuales de indisponibilidad ajustadas.

Las indisponibilidades máximas permitidas de un activo, originadas en catástrofes naturales tales como erosión (volcánica, fluvial o glacial), terremotos, maremotos, huracanes, ciclones y/o tornados, y las debidas a actos de terrorismo, no deberán superar los seis meses, contados desde la fecha de ocurrencia de la catástrofe.

La estimación de la energía no suministrada por la indisponibilidad de un activo no deberá superar el porcentaje límite definido para tal fin.

A partir del momento en que las horas de indisponibilidad acumulada de un activo sean mayores que las máximas horas anuales de indisponibilidad ajustadas, no deberá permitirse que la indisponibilidad de este activo deje no operativos otros activos.

La variación en estas características de calidad del servicio de transporte de energía eléctrica en los STR que exceda o supere los límites señalados, generará una reducción o compensación en el ingreso del OR que se calculará y aplicará en la forma prevista en este capítulo.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.1)

Activos sujetos al esquema de calidad

ARTÍCULO 4.6.2.2.3.1. ACTIVOS SUJETOS AL ESQUEMA DE CALIDAD. Las disposiciones sobre calidad en los STR aplicarán a los agentes que realizan la actividad de distribución en estos sistemas.

Los activos del STR sobre los que aplica el esquema de calidad del servicio son los que: i) hacen parte del inventario reconocido a cada OR, ii) están en operación comercial y podrán hacer parte de este inventario, o iii) son construidos como resultado de procesos de libre concurrencia. Para los activos nuevos que incorporen ZNI al SIN, la aplicación de las disposiciones de calidad en el STR iniciará una vez hayan transcurrido cinco (5) años desde su conexión al SIN.

Para el caso de los proyectos adjudicados mediante procesos de libre concurrencia, que se encuentren en operación antes de la fecha prevista para la aplicación de las disposiciones de calidad del STR definidas en esta resolución, los OR y TR deberán actualizar la clasificación de los activos de esos proyectos con base en las UC definidas en el Capítulo 14, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha mencionada. El LAC aplicará las actualizaciones a partir del primer día calendario del siguiente mes.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.2) (Fuente: R CREG 036/19, art. 16)

Bases de datos

ARTÍCULO 4.6.2.2.4.1. BASES DE DATOS. El CND será el responsable de centralizar, almacenar y procesar la información de eventos, que permita calcular los indicadores de indisponibilidad de los grupos de activos definidos en el numeral 5.1.4.2.

La información de eventos deberá mantenerse actualizada en la base de datos creada por el CND para su reporte. Esta información será utilizada, entre otros, para calcular las variables relacionadas con la calidad del servicio, las compensaciones, las remuneraciones de los activos y también será insumo para la determinación de la ENS.

El CND deberá mantener almacenada la información de eventos, en medio digital o de última tecnología, por un periodo no inferior a cinco años y deberá elaborar un resumen mensual de los eventos registrados en la base de datos, identificando el activo con el código asignado por el CND, el grupo de activos al que pertenece, la duración del evento, la causa y la fecha y hora de ocurrencia.

Tanto la información reportada como el resumen deberán estar disponibles para consulta de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, SSPD, y la CREG. Si el CND cambia la forma de identificar los activos, deberá preverse la forma de recuperar la información histórica de cada uno de los activos.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.3)

Reglamento para el reporte de eventos

ARTÍCULO 4.6.2.2.5.1. REGLAMENTO PARA EL REPORTE DE EVENTOS. El reporte de eventos debe realizarse teniendo en cuenta las disposiciones que a continuación se establecen.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.4)

ARTÍCULO 4.6.2.2.5.2. RESPONSABILIDAD DEL REPORTE DE INFORMACIÓN. Los agentes deberán realizar el reporte de eventos de acuerdo con lo establecido en el artículo 11. En caso de que un agente no notifique la ocurrencia de cualquier evento, o la finalización de la ejecución de maniobras en los plazos señalados en el mencionado artículo se ajustará el número máximo de horas anuales de indisponibilidad del activo correspondiente, de acuerdo con lo establecido en este capítulo.

Los OR son los responsables de la recolección y el reporte de la información de eventos y la requerida para la aplicación de las disposiciones de calidad del servicio. Cuando el OR no opere los activos directamente, la información será reportada por quien los opera, y en el respectivo contrato de operación podrán precisarse los mecanismos para que el OR conozca la información reportada al CND. En todo caso, el responsable de la calidad y la oportunidad de la información reportada, a través del sistema dispuesto por el CND para este fin, es el agente a quien se le están remunerando los activos.

Cuando un activo sea remunerado a dos o más OR, estos deberán acordar cuál de ellos se encargará del reporte de información de este activo e informarlo al CND durante los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de inicio de la aplicación de las disposiciones de calidad del STR. Para activos que entren en operación con posterioridad a la fecha mencionada, el nombre del OR encargado del reporte de información se deberá poner en conocimiento del CND junto con la declaración de entrada en operación comercial del activo.

En caso de no existir acuerdo entre los OR a quienes se les remunera el activo compartido o que no se reporte en el plazo establecido: i) estos OR tendrán la misma responsabilidad sobre el reporte de la información de todo el activo y ii) cuando se reciba información de los dos OR y la misma difiera, se tomará la que tenga el mayor tiempo de interrupción.

Para activos nuevos, el OR, o quien los opere, deberá reportar los eventos en la forma dispuesta en la presente resolución, a partir de su fecha de entrada en operación comercial.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.4.1) (Fuente: R CREG 036/19, art. 17)

ARTÍCULO 4.6.2.2.5.3. ACTIVOS DEL STR A REPORTAR. Para los STR se deberán reportar los eventos sobre los activos que conforman los siguientes grupos de activos:

a. Conexión del OR al STN: constituido por el transformador que se conecta al STN, incluye todas las bahías de transformador que lo conectan al SIN siempre que estas estén siendo remuneradas en la actividad de distribución. Además se consideran dentro de este grupo los transformadores que, aunque no se conectan al STN, por lo menos tienen dos devanados operando en el nivel de tensión 4, junto con las bahías de transformador en este mismo nivel.

b. Equipos de compensación: constituido por el respectivo equipo de compensación y las bahías que lo conectan al STR.

c. Línea del STR: constituido por el circuito que conecta dos subestaciones del STR (o más de dos subestaciones si hay conexiones en T). Incluye las bahías de línea con las que se opera su conexión al STR. Si una línea está conformada por más de un circuito, deberán reportarse por separado los eventos de cada uno de los circuitos.

d. Barraje: constituido por el módulo de barraje y las bahías de acople, transferencia o seccionamiento, en caso de que cuente con estas.

A partir de la entrada en vigencia de la primera resolución particular aprobada con base en esta metodología, el CND empezará a llevar un registro para cada uno de los activos mencionados arriba a los que les haga supervisión remota, donde se identifique el tiempo que para esos activos no fue posible hacer la supervisión, ya sea por fallas en los canales de comunicación o en los equipos que adquieren los datos para transmitirlos. Si la supervisión no es directa sino mediante acceso al sistema de supervisión del OR, se deberán registrar los casos en los que no se pueda tener acceso a este sistema.

Antes de la mencionada fecha, el CND publicará un documento donde indique cómo se llevará a cabo la verificación y se muestre una lista con las posibles causas que servirán para clasificar las fallas que se incluyan en ese registro.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.4.2)

ARTÍCULO 4.6.2.2.5.4. INFORMACIÓN DEL REPORTE DE EVENTOS. El reporte de eventos deberá contener como mínimo lo siguiente:

a. activo sobre el cual se presenta el evento,

b. fecha y hora de inicio del evento,

c. fecha y hora de finalización del evento,

d. la capacidad disponible del activo durante el evento, con base en la estimación de la capacidad disponible de que trata el numeral 5.1.8,

e. causa que origina el evento, precisando si corresponde a alguna de las excluidas,

f. cuando el activo quede no operativo, informar el activo causante,

g. señalar si el evento obedece a la operación de un esquema suplementario, identificando el respectivo esquema,

h. diferenciación entre eventos programados y no programados,

i. número de consignación, cuando aplique,

j. clasificación según las causas detalladas, acordadas y publicadas por el Consejo Nacional de Operación, CNO,

k. descripción del evento,

l. señalar si se presentó demanda no atendida y reportar el valor de esta en MWh.

El reporte deberá hacerse únicamente sobre el activo en el que recaiga el evento, por lo tanto, por el mismo evento no debe reportarse indisponibilidades sobre los otros activos que hacen parte de su grupo de activos.

El CNO deberá mantener publicada y actualizada la lista de causas detalladas, necesarias para que los agentes entreguen la información solicitada en el literal j. Si bien el reporte de eventos debe hacerse en el plazo que para tal fin se establece, la causa detallada podrá ser modificada dentro del plazo que establezca el CND, ya que corresponde a un dato informativo que no se utiliza en el cálculo de las compensaciones ni de los indicadores de calidad establecidos en este anexo.

Cuando se presenten eventos ocasionados por la actuación de esquemas suplementarios de protección instalados para evitar la sobrecarga de circuitos o transformadores remunerados en el nivel de tensión 4, su duración deberá asignarse a los activos que originaron su instalación, sin importar que los activos desconectados por la actuación del esquema pertenezcan a niveles de tensión diferentes al 4. La duración de estos eventos deberá ser igual al mayor de los tiempos de interrupción de cualquiera de los activos que fueron desconectados. El CND deberá mantener publicada en su página web la lista con los esquemas suplementarios existentes en el SIN, identificando los activos que operarían por la actuación del mismo y precisando cuáles se instalaron para evitar sobrecargas en circuitos o transformadores remunerados en el nivel de tensión 4.

El CND deberá mantener publicados en su página web los formatos e instrucciones para el reporte de eventos que tengan en cuenta las disposiciones establecidas en este capítulo. Cuando el CND requiera modificar los formatos e instrucciones para el reporte de eventos deberá publicarlos para comentarios de los interesados y enviarlos previamente para conocimiento de la CREG.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.4.3) (Fuente: R CREG 036/19, art. 18)

ARTÍCULO 4.6.2.2.5.5. VALIDACIÓN DE LA INFORMACIÓN. El CND confrontará la información de eventos que se ingresa a la base de datos con la información que le haya sido reportada por los operadores de los activos, así como con la información disponible en los registros de señales digitales y análogas ante la ocurrencia de eventos, los registros de las lecturas de energía y potencia en tiempo real para las barras de las subestaciones del STR, los registros de consignaciones y el reporte de fallas en transformadores de medida, entre otros. El CND definirá las fuentes que utilizará y la información que verificará.

La confrontación mencionada se realizará de la siguiente manera:

a. Si el CND identifica discrepancias en el reporte de un evento en cuanto a su duración, para el cálculo de los indicadores definidos en este anexo deberá asumirse el evento de mayor duración.

b. Si el agente no reporta información sobre el activo involucrado en el evento, o se constatan discrepancias sobre la identidad del activo reportado, deberá asumirse que la ocurrencia del evento se presentó en todos los activos involucrados, cuya responsabilidad de operación y mantenimiento sea del OR que no reportó correctamente la información.

En el proceso de validación, si el CND encuentra que la indisponibilidad de un activo dejó como activo no operativo a otros activos, ingresará los reportes correspondientes sobre estos activos no operativos e informará al agente causante de la no operatividad.

La información validada por el CND y, de ser el caso, ajustada según los comentarios de los agentes, será la que deberá quedar registrada en la base de datos de reporte de eventos de que trata este anexo.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.4.4)

ARTÍCULO 4.6.2.2.5.6. SUPERVISIÓN DE ACTIVOS DEL STR. Los OR deberán contar con supervisión en tiempo real de los activos del STR a reportar, un sistema de secuencia de eventos, SOE, un enlace de comunicación principal y otro de respaldo y el protocolo acordado con el CND.

Las características mínimas de la información a suministrar en tiempo real y de los sistemas de comunicaciones son las que para tal fin haya definido el CND.

Con la frecuencia que el CND determine, el OR deberá permitirle acceder a la información registrada en su sistema de supervisión, con el fin de obtener las mediciones de potencia en los barrajes del nivel de tensión 4o, en el caso en el que el OR no tenga este nivel en su sistema, en los puntos de conexión con los sistemas de otros OR.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.4.5)

ARTÍCULO 4.6.2.2.5.7. PLAZOS. Tabla 4. Plazos para realizar procedimientos

Para realizar los procedimientos descritos en el presente capítulo se tendrán en cuenta los siguientes plazos, cada uno contado a partir de las 24:00 horas del día de operación:

Actividad	Responsable	Plazo (h)
Ingreso de reporte de eventos	Agente	12
Validación y publicación de listado de inconsistencias	CND	36
Solicitud de modificación de información	Agente	60
Respuesta a solicitudes de modificación	CND	72

El CND precisará, en su página web, mayores plazos para el "Ingreso de reporte de eventos" de aquellos ocasionados por catástrofes naturales o por actos de terrorismo y para los que causen desatención de la demanda de energía cuya magnitud sea superior al 10% de la demanda del SIN.

Para modificación de reportes de eventos, solamente se atenderán las solicitudes presentadas dentro de los plazos establecidos en este numeral.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.4.6)

Máximas horas anuales de indisponibilidad

ARTÍCULO 4.6.2.2.6.1. MÁXIMAS HORAS ANUALES DE INDISPONIBILIDAD. Los siguientes grupos de activos utilizados en la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica en el STR no deberán superar, en una ventana móvil de doce meses, el número de máximas horas anuales de indisponibilidad, MHAI, que se definen para los grupos de activos identificados en la Tabla 5.

Tabla 5. Máximas horas anuales de indisponibilidad

Grupos de Activos	MHAI
Conexión del OR al STN	65
Equipo de compensación	18
Línea del STR	38
Barraje sin bahías de maniobra	15
Barraje con bahías de maniobra	30

Para los grupos de activos "conexión del OR al STN", "equipo de compensación" y "línea del STR" se consideran incluidas las respectivas bahías. Para el grupo de activos de barraje se diferencian las máximas horas permitidas para barrajes que cuentan con bahías de maniobra y para barrajes que no cuentan con estas.

El máximo permitido se debe comparar con la suma de las indisponibilidades de los activos que hacen parte del grupo de activos.

En subestaciones con configuración de interruptor y medio hacen parte del grupo de activos, tanto el interruptor del lado del barraje como el corte central. En subestaciones con configuración en anillo hacen parte del grupo de activos los dos interruptores relacionados con el respectivo activo. Para las subestaciones con estas dos configuraciones, se tendrán en cuenta las indisponibilidades de los activos que estén siendo remunerados en la actividad de distribución.

Para el grupo de activos "Equipo de compensación" el valor de la variable MHAI será igual a 31 horas, durante los primeros once meses de aplicación de las disposiciones de calidad del STR definidas en esta resolución. Después de este plazo tomará el valor de la Tabla 5.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.5) (Fuente: R CREG 036/19, art. 19)

Ajuste de máximas horas de indisponibilidad

ARTÍCULO 4.6.2.2.7.1. AJUSTE DE MÁXIMAS HORAS DE INDISPONIBILIDAD. Para cada grupo de activos, las máximas horas anuales de indisponibilidad se reducirán en 0,5 horas cada vez que se presente alguna de estas situaciones: i) consignación de emergencia solicitada, ii) modificación al programa de mante-nimientos, iii) retraso en reporte de eventos de cualquiera de los activos que conforman el grupo. El CND calculará mensualmente la meta ajustada, de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

MHAIA_m,gu:	Máximas horas anuales de indisponibilidad ajustadas del grupo de activos gu, calculadas para el mes m.
MHAI_gu:	Máximas horas anuales de indisponibilidad del grupo de activos gu.
SCE_m,u:	Número acumulado de solicitudes de consignaciones de emergencia, exceptuando las excluidas, para cada uno de los activos u que conforman el grupo de activos gu durante una ventana móvil de doce meses que termina en el mes m.
CPM_m,u:	Número acumulado de cambios al programa de mantenimientos, exceptuando los excluidos, para cada uno de los activos u que conforman el grupo de activos gu durante una ventana móvil de doce meses que termina en el mes m.
ENR_m,u:	Número acumulado de eventos o finalización de maniobras no reportados en los plazos establecidos en esta resolución, para cada uno de los activos u que conforman el grupo de activos gu durante una ventana móvil de doce meses que termina en el mes m.
NGU:	Número de activos que conforman el grupo de activos gu.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.6)

Indisponibilidad de los activos de uso del STR

ARTÍCULO 4.6.2.2.8.1. INDISPONIBILIDAD DE LOS ACTIVOS DE USO DEL STR. La duración de las indisponibilidades de los activos del STR se medirá en horas, aproximadas al segundo decimal y se agruparán por mes calendario. Un evento cuya duración pase de un mes calendario al siguiente se deberá dividir en dos eventos: uno que finaliza a las veinticuatro (24:00) horas del último día del mes calendario y otro evento que inicia a las cero (0:00) horas del primer día del nuevo mes.

Las horas de indisponibilidad de cada uno de los activos que hacen parte de los grupos de activos establecidos en este capítulo las calcula mensualmente el CND mediante la siguiente expresión:

Donde:

HID_m,u:	Horas de Indisponibilidad durante el mes m, del activo u, que pertenece al grupo de activos gu.
i:	Identificador de la indisponibilidad.
n:	Número total de indisponibilidades del activo u, durante el mes m.
H_i,u:	Duración de la indisponibilidad i, para el activo u. Para los mantenimientos programados, esta duración se cuenta desde la hora programada de inicio hasta la hora programada de finalización.
FIMA_i,g,u:	Factor aplicable a bahías con configuración anillo remuneradas con UC de los capítulos 14 y 15 y a bahías y cortes centrales con configuración interruptor y medio remunerados con las UC del Capítulo 14. Tomará un valor igual a 0,5 cuando la indisponibilidad i del activo no causa que los demás activos de su grupo gu queden fuera de servicio. Para cualquier otro caso tomará un valor de 1.
CAPD_i,u:	Capacidad disponible del activo u expresada en porcentaje de la capacidad nominal, durante la indisponibilidad i.

Para la aplicación de esta metodología, se tendrá en cuenta la historia de las indisponibilidades del activo u, presentadas con anterioridad a la fecha prevista para la aplicación de las disposiciones de calidad del STR definida en esta resolución.

Las horas programadas para el mantenimiento de un activo que no sean utilizadas para dicha actividad se contarán como horas de indisponibilidad del activo.

Un mantenimiento puede ser cancelado o reprogramado hasta las 08:00 horas del día anterior al de la operación, para que esta información pueda ser tenida en cuenta en el despacho.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.7) (Fuente: R CREG 036/19, art. 20)

Estimación de la capacidad disponible por un evento

ARTÍCULO 4.6.2.2.9.1. ESTIMACIÓN DE LA CAPACIDAD DISPONIBLE POR UN EVENTO. Para determinar la capacidad disponible de un activo tras la ocurrencia de un evento deben tenerse en cuenta las siguientes condiciones, para cada tipo de activo:

a. módulo de barraje: si la unidad constructiva queda parcialmente disponible se considera que la capacidad disponible es el 50 % de la capacidad nominal,

b. líneas, transformadores, unidades de compensación: la capacidad disponible es la capacidad real disponible del activo, medida en las mismas unidades de la capacidad nominal. Para los casos de líneas con conexiones en T, la capacidad disponible de la línea equivale a la proporción que representa la longitud que queda en servicio frente a la longitud total de la línea, multiplicada por la capacidad nominal de la línea,

c. bahías de interruptor y medio remuneradas con UC del Capítulo 15: la capacidad disponible de las bahías del diámetro se determina así: i) ante la indisponibilidad de uno de los interruptores diferentes al corte central del diámetro, la capacidad disponible de la bahía respectiva es el 33% de la capacidad nominal; ii) ante la indisponibilidad del corte central, la capacidad disponible de cada una de las dos bahías asociadas al diámetro es el 67% de la capacidad nominal; iii) ante la indisponibilidad del corte central y de uno de los interruptores del diámetro, la respectiva bahía se considera completamente indisponible, iv) ante la indisponibilidad simultánea de los dos interruptores diferentes al corte central, que forman parte de un mismo diámetro, se considera que las dos bahías asociadas a ese diámetro se encuentran completamente indisponibles.

d. Para los demás activos se considera que la capacidad disponible es el 0 % o el 100 % de la capacidad nominal, dependiendo de si el equipo está en falla o está en funcionamiento normal.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.8) (Fuente: R CREG 036/19, art. 21)

Eventos excluidos

ARTÍCULO 4.6.2.2.10.1. EVENTOS EXCLUIDOS. No se incluirán en el cálculo de las horas de indisponibilidad, HIDm,u, del activo ni de la variable CNEm,u, los eventos que hayan sido causados por alguna de las situaciones que se enumeran a continuación, siempre y cuando se cumplan las reglas que se establecen en este numeral.

a. Eventos programados por trabajos de expansión o reposición en la red, tal como se definen en el artículo 3. Para que estos sean excluidos del cálculo se requiere que se cumplan las siguientes reglas:

i. El OR informa por escrito al CND acerca de la conexión de los nuevos activos con una anticipación mínima de 90 días calendario.

ii. Junto con la solicitud, el agente informa al CND sobre los activos requeridos para la incorporación o conexión del nuevo proyecto al SIN, coordinando con los responsables de los equipos que se requiera desconectar para que estos soliciten las consignaciones necesarias al CND, si se requiere. Para dichas consignaciones se debe cumplir con los plazos y procedimientos previstos en la regulación vigente para la coordinación de consignaciones en el SIN, y declarar como causa la incorporación de nuevos activos al SIN, e indicando el proyecto respectivo.

iii. El tiempo máximo reconocido sin afectar la disponibilidad de los activos relacionados, diferentes a los asociados con el proyecto que se incorpora, será igual a los tiempos asociados a las maniobras de conexión del activo al SIN más el tiempo durante el cual el proyecto se encuentre en pruebas antes de su entrada en operación comercial.

b. Indisponibilidades de activos que surjan a partir de instrucciones dadas por el CND, por razones operativas o consideraciones de calidad o confiabilidad del SIN. El CND indicará los casos en los que imparte instrucción directa para ejecutar maniobras en los activos del STR. Estas indisponibilidades no serán excluidas cuando las instrucciones del CND se originen por atraso de proyectos en el respectivo STR.

c. Esquemas suplementarios de protección diferentes a los instalados para evitar la sobrecarga de circuitos o transformadores remunerados en el nivel de tensión 4. Esto, siempre que para su instalación se haya dado cumplimiento a lo previsto en la regulación.

d. Indisponibilidades originadas en catástrofes naturales, tales como erosión (volcánica, fluvial o glacial), terremotos, maremotos, huracanes, ciclones y/o tornados y las debidas a actos de terrorismo, siempre que se cumplan las siguientes reglas:

i. El OR afectado por el evento deberá declarar oficialmente ante el CND la ocurrencia del mismo y será responsable por tal declaración. Esta declaración deberá ser por escrito, anexando la información de los activos afectados y la manifestación de que cumplió con las demás reglas exigidas para excluir este evento. Asimismo, si se prevé que el evento tendrá una duración superior a los tres (3) días a partir de su ocurrencia, el agente tendrá que informar a los usuarios finales que puedan resultar afectados, dentro de las 48 horas siguientes a la ocurrencia del evento, a través de cualquier medio de comunicación masivo disponible en la región o área afectada que garantice su adecuada difusión.

ii. El OR afectado por el evento deberá establecer el plazo para la puesta en operación de los activos afectados, para lo cual deberá entregar al CND y al CNO un cronograma y presentarles los respectivos informes de avance del mismo.

e. Las solicitudes de consignaciones de emergencia, las modificaciones al programa de mantenimientos o los incumplimientos en los tiempos de ejecución de maniobras, originados en los eventos definidos en el literal anterior.

f. Las indisponibilidades debidas a mantenimientos mayores que se hayan efectuado con sujeción al procedimiento establecido para tal fin.

g. Las indisponibilidades necesarias para enfrentar las situaciones acontecidas de riesgo de la vida humana. Para su exclusión el OR deberá elaborar un informe en el que documente y soporte esta situación.

h. Las indisponibilidades originadas en exigencias de traslados, adecuaciones, desconexiones e intervenciones de la infraestructura eléctrica por parte de entidades distritales, municipales, departamentales, organismos estatales competentes en temas de infraestructura y medio ambiente, o demás autoridades, o por proyectos de desarrollo en concordancia con planes de ordenamiento territorial; siempre que se cumplan las siguientes reglas:

i. El OR afectado deberá declarar oficialmente al CND, mediante comunicación escrita, la fecha de inicio de intervención de activos por la ejecución de las obras o sobre las modificaciones a las instalaciones existentes, detallando los activos afectados, el número de días calendario de la indisponibilidad.

ii. Si se presentan cambios en la duración prevista, el OR lo informará por escrito al CND y anexará la correspondiente certificación. i. Indisponibilidades debidas a eventos causados por activos del STN.

Las comunicaciones mencionadas en este numeral deberán presentarse dentro del plazo que para tales fines determine el CND. En todo caso, el CND deberá contar con la información en forma oportuna para que el LAC calcule las compensaciones correspondientes al mes a facturar.

Cuando los eventos de que trata este numeral ocurran en el mismo periodo horario con eventos ocasionados por indisponibilidades no excluidas y se determine que hubo ENS, se deberá seguir el procedimiento descrito para tal fin en la Resolución CREG 094 de 2012, o la que la adicione, modifique o sustituya.

Por la cual se establece la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.9)

SECCIÓN 11

Procedimiento para los mantenimientos mayores

ARTÍCULO 4.6.2.2.11.1. PROCEDIMIENTO PARA LOS MANTENIMIENTOS MAYORES. El mantenimiento mayor de un activo es el que se realiza por una vez cada seis años y requiere un tiempo mayor a las máximas horas anuales de indisponibilidad fijadas para el grupo de activos al que pertenece ese activo.

Los mantenimientos mayores deberán ser reportados en el programa de mantenimientos y ajustarse a los procedimientos aquí establecidos.

El tiempo máximo permitido para el mantenimiento mayor de un activo es de 96 horas cada 6 años y este periodo se cuenta a partir del 1 de enero de 2008. Se exceptúan los activos asociados a UC tipo encapsuladas cuyo mantenimiento mayor contará con un tiempo máximo reconocido de 288 horas que podrán utilizarse una vez cada 18 años o fraccionarse y utilizarse una vez cada 6 años, contados a partir del 1 de enero de 2008. La cantidad de horas que sobrepase las definidas para el mantenimiento mayor no se considerará indisponibilidad excluida.

El número permitido de horas se puede distribuir a solicitud del OR. La distribución debe hacerse de tal forma que, desde el día de inicio hasta el último día del mantenimiento, no se sobrepase un total de 30 días calendario. La duración mínima de indisponibilidad solicitada por esta causa debe ser de 32 horas.

Para cada día de trabajo, la duración mínima de cada indisponibilidad solicitada deberá ser de ocho horas de trabajo; tratándose del último día de los programados para el mantenimiento mayor, esta duración puede ser menor. Sin embargo, si por las condiciones de seguridad del SIN se requiere la disminución de este número de horas para un día determinado, el CND lo podrá solicitar al operador del activo, ante lo cual este último evaluará y tomará la decisión de disminuir la duración o mantener la inicialmente programada. Lo anterior sin perjuicio de la responsabilidad del operador del activo por la gestión del mantenimiento mayor.

Para el caso de un banco de transformadores, el tiempo máximo permitido por mantenimiento mayor puede dividirse de tal forma que el mantenimiento de cada unidad se pueda programar en fechas diferentes. En este caso, sólo una de las tres indisponibilidades solicitadas podrá ser inferior a 32 horas, y cada una de las tres puede ser inferior a las máximas horas anuales de indisponibilidad establecidas para el grupo de activos denominado conexión del OR al STN.

Sin perjuicio de lo anterior, un mantenimiento mayor podrá suspenderse por orden del CND si encuentra que las condiciones de seguridad del SIN lo requieren o por orden de una autoridad competente.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.10) (Fuente: R CREG 036/19, art. 22)

SECCIÓN 12

Activos que entran en operación comercial

ARTÍCULO 4.6.2.2.12.1. ACTIVOS QUE ENTRAN EN OPERACIÓN COMERCIAL. A partir de la fecha de entrada en operación comercial de activos del STR y hasta que se inicie su remuneración al respectivo agente a través de cargos por uso, este agente será el responsable por la ocurrencia de eventos en estos activos que ocasionen ENS.

En consecuencia, a partir de la fecha de entrada en operación comercial de los activos se deberán reportar los eventos en la forma dispuesta en la presente resolución. Cuando se presente ENS, se estimará su magnitud en la forma descrita en la Resolución CREG 094 de 2012, o aquella que la adicione, modifique o sustituya, y se aplicará la respectiva compensación.

El LAC incluirá esta compensación dentro del cálculo de la variable CNEm,u descrita en el numeral 5.1.14.2, a aplicarse para el mes m siguiente al mes de publicación del informe de ENS.

En todo caso, cuando los activos estén incluidos en la remuneración del STR a través de cargos por uso, el agente que recibe la remuneración será responsable por el cumplimiento de todos los indicadores de calidad establecidos en este anexo. Para el cálculo de las horas de indisponibilidad del activo, sólo se tendrán en cuenta las reportadas desde el primer mes de remuneración.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.11)

SECCIÓN 13

Valor de referencia para compensación

ARTÍCULO 4.6.2.2.13.1. VALOR DE REFERENCIA PARA COMPENSACIÓN. Para calcular el valor de las compensaciones, en caso de requerirse, se utilizará la siguiente referencia:

VHRC_m,u,j:	Valor horario de referencia para el cálculo de la compensación del activo u, del OR j, durante el mes m.
r:	Tasa de retorno para la actividad de distribución.
CR_u:	Costo establecido para el activo u de acuerdo con las UC del capítulo 14, para las consideradas en la BRAENj,n,t, y las UC del capítulo 15, para las que hagan parte la variable BRAEj,n,0, las dos variables definidas en el numeral 3.1.1.
PU_u,j:	Porcentaje de uso del activo u que se reconoce al OR j.
IPP_m-1:	Índice de precios al productor total nacional correspondiente al mes m-1.
IPP_o:	Cuando las UC se tomen del capítulo 14 esta variable corresponde al índice de precios al productor total nacional correspondiente a diciembre de 2017. Cuando las UC se tomen del capítulo 15 esta variable corresponde al índice de precios al productor total nacional correspondiente a diciembre de 2007.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.12) (Fuente: R CREG 036/19, art. 23) (Fuente: R CREG 036/19, art. 15)

SECCIÓN 14

Remuneración en algunos casos de indisponibilidad

ARTÍCULO 4.6.2.2.14.1. REMUNERACIÓN EN ALGUNOS CASOS DE INDISPONIBILIDAD. Para los casos de indisponibilidades originadas en catástrofes naturales, tales como erosión (volcánica, fluvial o glacial), terremotos, maremotos, huracanes, ciclones y/o tornados y las debidas a actos de terrorismo, la remuneración del activo u en el mes m, para cada mes mi que este se encuentre indisponible será:

IMRT_m,u:	Ingreso mensual temporal para el activo u, en el mes m, mientras el activo u esté indisponible por las causas citadas en este numeral.
mi:	Número de meses calendario completos transcurridos a partir de la ocurrencia del evento, incluido el mes m, durante los cuales el activo u ha estado indisponible.
VHRC_m,u,j:	Valor horario de referencia para el cálculo de la compensación del activo u, del OR j, durante el mes m.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.13)

SECCIÓN 15

Compensaciones

ARTÍCULO 4.6.2.2.15.1. COMPENSACIONES POR INCUMPLIMIENTO DE LAS METAS. Las compensaciones que deberán ser asumidas por el OR o los OR responsables de los activos que conforman los grupos de activos con horas de indisponibilidad acumuladas, HIDA, que superen las máximas horas anuales de indisponibilidad ajustadas, MHAIA, se calcularán con base en la información obtenida por el CND y conforme a las siguientes fórmulas:

Si para el grupo de activos gu en el mes m se obtiene que HIDA_m,gu < MHAIAm,gu_m,gu entonces las horas a compensar, HC_m,gu, serán iguales a cero.

Por el contrario, si para el grupo de activos gu en el mes m se obtiene que HIDA_m,gu > MHAIA_m,gu entonces las horas a compensar se calcularán como se muestra a continuación:

La compensación para cada activo u por incumplimiento de los máximos permitidos de indisponibilidad se calculará con:

Donde:

HIDA_m,gu:	Horas de indisponibilidad acumulada del grupo de activos gu, en un periodo de doce meses que termina en el mes m.
HID_m,u:	Horas de indisponibilidad de cada uno de los activos u que conforman el grupo de activos gu, durante el mes m.
ma:	Mes o meses anteriores al mes m.
NGU:	Número de activos que conforman el grupo de activos gu.
HC_m,gu:	Horas a compensar por el grupo de activos gu al cual pertenece el activo u, para el mes m.
MHAIA_m,gu:	Meta de indisponibilidad anual ajustada del grupo de activos gu, calculada para el mes m.
THC_m-1,gu:	Total de horas compensadas por el grupo de activos gu, en un periodo de once meses que termina en el mes m-1.
CIM_m,u:	Compensación por incumplimiento de metas, para cada uno de los activos u que conforman el grupo de activos gu, en el mes m.
VHRC_m,u,j:	Valor horario de referencia para el cálculo de la compensación del activo u, del OR j, durante el mes m.

Las compensaciones se calculan para los activos enunciados en el numeral 5.1.2

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.14.1)

ARTÍCULO 4.6.2.2.15.2. COMPENSACIONES POR DEJAR NO OPERATIVOS OTROS ACTIVOS O POR ENERGÍA NO SUMINISTRADA. Un evento en un activo puede generar energía no suministrada, ENS, o puede dejar otros no operativos, diferentes a los que conforman su grupo de acuerdo a lo previsto en el numeral 5.1.4.2, cuando, a pesar de estar disponibles, dichos activos no puedan operar debido a la indisponibilidad del primero.

La compensación CNE del activo u, para cada mes m, que deberá ser asumida por el OR responsable de la operación y mantenimiento de los activos cuya indisponibilidad ocasione que otros activos queden no operativos o que se presente ENS se calcula con:

Donde:

CNE_m,u:	Compensación del activo u, en el mes m, por energía no suministrada y/o por dejar no operativos otros activos.
CNE_i,m,u:	Compensación del activo u, por la indisponibilidad i, en el mes m, por energía no suministrada o por dejar no operativos otros activos.

Para determinar el valor de la compensación CNE_i,m,u se utilizará una de las siguientes tres condiciones:

a. Si para el grupo de activos gu al que pertenece el activo u, en el mes m, las horas de indisponibilidad acumulada son menores o iguales que las máximas horas anuales de indisponibilidad ajustadas (HIDA_m,gu = MHAIA_m,gu) y el porcentaje de energía no suministrada, PENS_j,h, es inferior al porcentaje definido en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 094 de 2012, el valor de la compensación CNE para la indisponibilidad i, es igual a cero.

b. Si para el grupo de activos gu al que pertenece el activo u, en el mes m, las horas de indisponibilidad acumulada son mayores que las máximas horas anuales de indisponibilidad ajustadas (HIDA_m,gu > MHAIA_m,gu) y el porcentaje de energía no suministrada, PENS_j,h, es inferior al porcentaje definido en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 094 de 2012, el valor de la compensación CNE se obtiene de la siguiente forma:

c. Si durante la indisponibilidad i, del activo u, para alguna de las horas de duración de la indisponibilidad el porcentaje de energía no suministrada, PENS_j,h, es mayor que el porcentaje definido en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 094 de 2012, el valor de la compensación CNE se obtiene de la siguiente forma:

En las fórmulas de este numeral se utilizan las siguientes variables:

PENS_j,h:	Porcentaje de la energía no suministrada, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 094 de 2012.
VHRC_m,r,j:	Valor horario de referencia del activo r que quedó no operativo por la indisponibilidad del activo u del OR j, durante el mes m, calculado con base en lo establecido en el numeral 5.1.12.
H_i,r:	Número de horas de no operatividad del activo r causadas por la indisponibilidad i del activo u.
ENSi:	Valor de la energía no suministrada de la indisponibilidad i, corresponde a la variable ENS_q calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 094 de 2012.
CRO:	Costo incremental operativo de racionamiento de energía definido y calculado por la UPME, correspondiente al primer escalón, que rija para el mes m en el que se aplique la variable CNE_m,u.

El CND calculará la ENS de cada uno de los eventos que se presentan en los activos del STR y elaborará el informe de ENS de que trata el numeral 5.1.15. El cálculo de la ENS será hecho con base en las disposiciones que para tal fin se encuentran contenidas en la Resolución CREG 094 de 2012, o la que la modifique o sustituya.

Sin perjuicio de lo anterior, cuando el valor de PENS supere 2%, la responsa-bilidad del reporte de la ENS al LAC será del OR, quien podrá reportar el valor publicado por el CND o ajustarlo si: i) encuentra que hubo algún error en el cálculo, según lo dispuesto para ello en la regulación vigente, o ii) si el respectivo evento no generó demanda no atendida, DNA, caso en el cual el OR podrá reportar una ENS igual a cero. Siempre que el valor sea ajustado, el OR deberá informar al LAC, junto con el reporte de ENS, la causa respectiva, en los formatos y términos establecidos por este.

Cuando el OR reporte un valor del ENS diferente al calculado por el CND deberá subirlo a una plataforma, que elaborará el LAC con este propósito, que sirva de almacenamiento para estos informes y a la cual tenga acceso únicamente la SSPD, para los fines de su competencia.

Los reportes recibidos dentro de un mes calendario, serán insumo para el cálculo de la CNE que será incluida en la siguiente liquidación que el LAC realice según los plazos establecidos en la regulación.

Cuando el valor del PENS supere el 2%, los OR tendrán un plazo de dos días, contados a partir de la publicación por parte del CND del informe de ENS, para reportar el valor de la ENS al LAC.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.14.2) (Fuente: R CREG 036/19, art. 24)

ARTÍCULO 4.6.2.2.15.3. VALOR TOTAL A COMPENSAR. El LAC calculará mensualmente el valor total de compensaciones que se descontará del ingreso mensual de cada OR j, tal como se muestra a continuación:

Donde:

CSTR_j,m:	Suma de los valores que debe compensar en el STR el OR j por incumplimiento de lo establecido en este capítulo, en el mes m.
CIM_m,u:	Compensación por incumplimiento de metas, del activo u, en el mes m.
VHRC_m,u,j:	Valor horario de referencia para el cálculo de la compensación del activo u, del OR j, durante el mes m.
IMRT_m,u:	Ingreso mensual temporal para el activo u, en el mes m, mientras el activo u esté indisponible por las causas citadas en el numeral 5.1.13.
CNE_m,u:	Compensación del activo u, en el mes m, por energía no suministrada o por dejar no operativos otros activos.
CSTRP_m-1:	Valor de las compensaciones del STR que, de acuerdo con lo establecido en esta resolución, quedaron pendientes por descontar en el mes m-1.
aj:	Número de activos del OR j que se encuentra en cada una de las situaciones descritas.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.14.3)

SECCIÓN 16

Informe sobre ENS

ARTÍCULO 4.6.2.2.16.1. INFORME SOBRE ENS. Cuando la variable PENS_j,h, supere el porcentaje definido en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 094 de 2012 el CND deberá publicar en su página para consulta de las empresas y entidades interesadas, un informe donde se haga el análisis detallado del evento ocurrido y contenga como mínimo lo siguiente:

a. descripción del evento registrado,

b. activo causantes del evento,

c. valores y memoria de cálculo de todas las variables descritas en este capítulo,

d. para los mercados de comercialización afectados, la curva de potencia activa del periodo horario del evento, de los 12 periodos anteriores y de los 12 siguientes a la ocurrencia del mismo, y

e. el informe final del evento previsto en los acuerdos del CNO.

El informe sobre ENS será elaborado y publicado por el CND, teniendo en cuenta los plazos establecidos en los acuerdos del CNO para la presentación de los informes de análisis del evento. El CND deberá enviar copia de este informe a la SSPD con el fin de aportar información que sirva como herramienta de análisis para lo de su competencia.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.15)

SECCIÓN 17

Zona excluida de CNE

ARTÍCULO 4.6.2.2.17.1. ZONA EXCLUIDA DE CNE. Una zona excluida de CNE es la zona del STR que, en condiciones normales de operación, es alimentada sólo por un circuito o sólo por un transformador, de los que conforman el STR. También podrán ser zonas excluidas de CNE, de manera temporal, aquellas zonas que se alimenten sólo por un circuito o sólo por un transformador, de los que conforman el STR, cuando los demás activos que alimentan la zona se encuentren indisponibles por los eventos excluidos de que trata el numeral 5.1.9. La zona dejará de ser zona excluida de CNE en el momento en que otro activo del STR alimente dicha zona.

Las zonas del STR que cumplan con las condiciones establecidas en este numeral se denominarán zonas excluidas de CNE y para ellas no habrá lugar al cálculo de compensaciones por dejar no operativos otros activos o por ENS, ante eventos ocasionados por los activos que las conforman.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.16)

ARTÍCULO 4.6.2.2.17.2. LISTA DE ZONAS EXCLUIDAS DE CNE. Para que una zona sea considerada como zona excluida de CNE, el CND verificará que cumple con la definición y los requisitos previstos en el siguiente numeral. El CND deberá publicar en su página web la lista de zonas excluidas de CNE y el conjunto de activos del STR que hacen parte de cada una de ellas. Si varios OR identifican activos que dependen eléctricamente de un mismo activo, el CND los agrupará y conformará una sola zona excluida de CNE.

El CND actualizará la lista cuando se identifique una nueva zona excluida de CNE que cumpla con los requisitos. También actualizará la lista cuando elimine una zona excluida de CNE por una de las siguientes causas: i) entró en operación comercial un proyecto que cambia alguna condición que sirvió para que la zona excluida de CNE fuera identificada previamente como tal, o ii) el proyecto, definido como viable por la UPME, no entró en operación comercial en la fecha prevista por esta entidad.

Para el caso de las zonas excluidas de CNE de manera temporal, es responsabilidad del OR declararlas, en los medios y plazos que el CND establezca para este fin, siempre que cumplan la condición que se establece en el numeral 5.1.16. Para estas zonas deberá seguirse lo establecido en los literales a y b del numeral 5.1.16.2 e identificar la causa de exclusión que origina la zona temporal.

Mensualmente y antes del cálculo de las compensaciones el CND publicará las zonas excluidas de CNE, temporales y no temporales, declaradas oportunamente por el OR junto con los activos que las conforman. Esta información deberá ser tenida en cuenta por el LAC en la estimación de las compensaciones del mes correspondiente.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.16.1) (Fuente: R CREG 036/19, art. 25)

ARTÍCULO 4.6.2.2.17.3. PROCEDIMIENTO PARA ESTABLECER ZONAS EXCLUIDAS DE CNE. El OR identificará la zona excluida de CNE de acuerdo con lo señalado en el numeral 5.1.16 y para que sea considerada como tal, deberá cumplir con lo siguiente:

a. Enviar al CND el diagrama unifilar de la zona excluida de CNE,

b. Identificar e informar al CND los activos del STR que hacen parte de la zona excluida de CNE.

c. Presentar a la UPME un estudio de alternativas para mitigar el riesgo de fallas en el suministro de energía en las áreas que se encuentren en la condición citada, dentro del mercado de comercialización atendido por el OR. Para esto se deberá tener en cuenta lo siguiente:

i. La UPME, con base en los criterios de evaluación para nuevos proyectos en el SIN, definirá la viabilidad de las alternativas planteadas y confirmará el plazo para su ejecución de acuerdo con lo planteado por el OR.

ii. Si la UPME no considera viable ninguna de las alternativas planteadas y no sugiere otra factible, la zona se considerará zona excluida de CNE.

iii. Si se tiene una alternativa con el visto bueno de la UPME, el valor a compensar, CNE, empezará a ser liquidado por el LAC a partir de la fecha que haya confirmado la UPME para la entrada en operación del nuevo proyecto.

d. Enviar al CND copia de la comunicación donde la UPME indique, para cada zona, que el OR entregó la información prevista en literal anterior junto con la información que esta entidad requirió para definir la viabilidad de las alternativas presentadas.

Las zonas excluidas de CNE que hayan sido identificadas con anterioridad a la entrada en vigencia de esta resolución no requerirán cumplir de nuevo estos requisitos y se mantendrán en el listado hasta que otro activo del STR alimente dicha zona o hasta la fecha de entrada en operación que apruebe la UPME para un nuevo proyecto que alimente esta zona.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.16.2)

SECCIÓN 18

Límite de los valores a compensar

ARTÍCULO 4.6.2.2.18.1. LÍMITE DE LOS VALORES A COMPENSAR. El LAC deberá tener en cuenta que el valor total a descontar en el mes m, al OR j, por concepto de compensaciones en el STR no podrá superar el 60 % de la suma de los ingresos en este sistema antes de compensaciones. Si el valor a descontar fuere mayor a dicho porcentaje, el saldo pendiente se deducirá durante los siguientes meses verificando que no se supere el tope del 60 %.

Además, la suma del valor de las compensaciones en el STR para cada OR j, en un año calendario, estarán limitadas a un valor equivalente al 30 % del ingreso del OR en ese año para el nivel de tensión 4, estimado actualizando la variable IAAj,4,t, definida en el capítulo 3, con el IPP de diciembre del año anterior.

Con el objeto de verificar este límite, el LAC calculará mensualmente para cada OR la siguiente variable:

Donde:

ACSTR_j,m:	Valor acumulado de las compensaciones en el STR durante los meses transcurridos del año calendario hasta el mes m.
CSTR_j,m:	Suma de los valores que debe compensar en el STR el OR j por incumplimiento de lo establecido en este capítulo, en el mes m.

Si para un mes m se obtiene que el valor acumulado supera el 30 % del ingreso del nivel de tensión 4 del OR para ese año el LAC liquidará al OR j, para ese mes, un valor CSTRj, tal que el ACSTRj,m no supere el 30% del ingreso anual y la SSPD podrá considerar que la empresa no está prestando el servicio con la calidad debida.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.1.17)

Calidad del servicio en los SDL

Introducción

ARTÍCULO 4.6.2.3.1.1. CALIDAD DEL SERVICIO EN LOS SDL. La calidad del servicio brindada por un OR será medida en términos de la duración y la frecuencia de los eventos que perciban los usuarios conectados a sus redes. Para el efecto se adoptan indicadores para establecer la calidad media del SDL del OR, así como para establecer la calidad individual que perciba cada uno de sus usuarios.

En función de las mejoras o desmejoras alcanzadas en la calidad media del sistema con respecto a una meta establecida regulatoriamente, el OR será objeto de aplicación de un esquema de incentivos el cual, le permitirá aumentar su ingreso, o disminuirlo, según sea el caso, durante el año inmediatamente siguiente a la evaluación.

El esquema de incentivos se complementa con un esquema de compensaciones a los usuarios, el cual busca garantizar un nivel mínimo de calidad individual y dar señales para disminuir la dispersión de la calidad prestada por el OR en torno a la calidad media.

En este capítulo se definen todos los conceptos que se requieren para la aplicación del esquema anteriormente descrito.

La aplicación del esquema de incentivos y compensaciones descrito en este numeral no limita los derechos de los usuarios para reclamar ante el OR los perjuicios causados por la discontinuidad del servicio.

En caso de presentarse diferencias en la información utilizada para la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones, entre la reportada por los agentes l y la contabilizada por los usuarios, estos últimos tienen el derecho que les reconocen los artículos 152 y siguientes de la Ley 142 de 1994 para presentar peticiones, quejas, recursos y reclamaciones.

El esquema de incentivos y compensaciones que se define en esta resolución corresponde al nivel mínimo que deben cumplir las empresas dentro del plan regulatorio de metas para el mejoramiento de la calidad, el cual en concordancia con lo dispuesto por los artículos 58 y 59 de Ley 142 de 1994, estarán sujetos al seguimiento, vigilancia y control de la SSPD.

Para efectos de cumplir con la obligación prevista en el artículo 136 de la Ley 142 de 1994, o cualquier norma que la modifique o la adicione, los OR deberán abstenerse de incurrir en cualquiera de los siguientes escenarios:

a. ser sujeto de incentivo negativo ya sea por no haber alcanzado las metas de calidad media establecidas o por no cumplir los requisitos y plazos establecidos para aplicar el esquema de calidad

b. tener al menos un usuario cuyo DIU o FIU es mayor a 360, horas o 360 veces, según corresponda

c. pagar compensaciones totales en un año que sobrepasen el 5% del ingreso de la misma vigencia, estimadas según lo establecido en el numeral 5.2.4.3,

d. no disminuir durante un año la cantidad promedio mensual de usuarios sujetos de compensación con respecto al año anterior

e. no aprobar la verificación de la cual trata el numeral 5.2.12.

f. no certificar el cumplimiento de requisitos en los términos definidos en el numeral 5.2.10.1.

Para la clasificación de los eventos sucedidos en los SDL y la identificación de las exclusiones que se tendrán en cuenta para la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones, se aplica lo siguiente:

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2)

Clasificación de los eventos

ARTÍCULO 4.6.2.3.2.1. CLASIFICACIÓN DE LOS EVENTOS. Teniendo en cuenta que un evento haya sido previsto o no por el OR, se clasifican así:

a. No programados: Son aquellos eventos en los elementos que componen un SDL que no fueron programados por el OR y que suceden por situaciones no preestablecidas por él.

b. Programados: Son aquellos eventos programados por el OR a efectos de realizar expansiones, remodelaciones, ampliaciones, reposiciones, mejoras, mantenimientos preventivos y/o mantenimientos correctivos, etc. en sus redes, instalaciones y/o equipos. Estos eventos deben ser informadas a los usuarios afectados con una antelación mínima de 48 horas a través de cualquier medio de comunicación masivo que garantice su adecuada información. El OR debe de todas formas garantizar el envío automático de un mensaje de texto o de correo electrónico brindando esta información a todos los usuarios de quienes tenga este tipo de contacto. Cuando los eventos programados afecten cargas industriales, el tiempo de notificación no podrá ser inferior a 72 horas y requerirá una comunicación escrita por parte de la empresa.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.1)

Exclusión de eventos

ARTÍCULO 4.6.2.3.3.1. EXCLUSIÓN DE EVENTOS. Para el cálculo de los indicadores de calidad promedio y calidad individual no se tendrán en cuenta los siguientes eventos:

a. Los menores o iguales a tres (3) minutos.

b. Los debidos a racionamiento programado o a racionamiento de emergencia del sistema eléctrico nacional debido a insuficiencia en la generación nacional o por otros eventos en generación, siempre y cuando así hayan sido definidas por el CND de acuerdo con la regulación de la CREG. El CND mantendrá disponible para los OR la información relacionada con los eventos citados anteriormente, con el fin de que los excluyan del cálculo de los indicadores. Esta información será el soporte para la validación de la exclusión durante el proceso de verificación de la información.

c. Los causados por eventos de activos pertenecientes al STN y al STR. El CND mantendrá disponible para los OR la información relacionada con los eventos citados anteriormente, con el fin de que los excluyan del cálculo de los indicadores. Esta información será el soporte para la validación de la exclusión durante el proceso de verificación de la información.

d. Los eventos requeridos por seguridad ciudadana, solicitados por organismos de socorro o autoridades competentes. El OR debe mantener constancia de las solicitudes para la validación de las exclusiones durante el proceso de verificación de la información.

e. Cuando se daña un activo de nivel de tensión 1 de propiedad de un usuario y el usuario informa al OR sobre su decisión de reponerlo, durante el tiempo que transcurra entre el aviso de falla y la reposición.

f. Cuando se daña un activo de nivel de tensión 1 de propiedad de un usuario y el OR lo debe reponer, durante el tiempo que transcurra entre el aviso de falla y la reposición, siempre y cuando no se supere el límite establecido para el OR en el literal b del numeral 1.1.4.

g. Los debidos a catástrofes naturales, tales como erosión (volcánica, fluvial o glacial), terremotos, maremotos, huracanes, ciclones y/o tornados. El OR debe mantener el soporte dado por la autoridad competente que declaró esta situación para la validación de las exclusiones durante el proceso de verificación de la información. En un término no mayor a 12 horas el OR debe informar al comercializador y este a su vez al usuario, la causa del evento y la fecha y hora estimada de recuperación del suministro del servicio de energía eléctrica.

h. Los debidos a actos de terrorismo. El OR debe mantener el soporte dado por la autoridad competente que declaró esta situación para la validación de las exclusiones durante el proceso de verificación de la información. En un término no mayor a 12 horas el OR debe informar al comercializador y este a su vez al usuario, la causa del evento y la fecha y hora estimada de recuperación del suministro del servicio de energía eléctrica.

i. Los ocurridos fuera de las horas correspondientes a los "períodos de continuidad" acordados en las zonas especiales. El OR debe mantener constancia de los acuerdos para la validación de las exclusiones durante el proceso de verificación de la información.

j. En el caso de redes y transformadores que tienen conectados usuarios de alumbrado público junto con otro tipo de usuarios, los eventos programados y no programados ocurridos por fuera de las horas definidas para la prestación del servicio de alumbrado público serán excluidos solo para efectos del cálculo de los indicadores de calidad individual del usuario de alumbrado público conectado a estos activos.

Para considerar esta exclusión, en el reporte diario de eventos al LAC de que trata el numeral 5.2.11.3.2 se debe indicar si el transformador tiene usuarios de alumbrado público. Para identificar el usuario se utilizará la información reportada para tal fin en el SUI.

k. Las suspensiones o cortes del servicio por incumplimiento del contrato de servicios públicos por parte del usuario.

l. Las suspensiones o cortes del servicio por programas de limitación del suministro al comercializador. El CND mantendrá disponible para los OR la información relacionada con los eventos citados anteriormente, con el fin de que los excluyan del cálculo de los indicadores. Esta información será el soporte para la validación de la exclusión durante el proceso de verificación de la información.

m. Eventos originados en exigencias de traslados y adecuaciones de la infraestructura eléctrica por parte de entidades distritales, municipales, departamentales, organismos estatales competentes en temas de infraestructura y medio ambiente, o demás autoridades, o por proyectos de desarrollo en concordancia con planes de ordenamiento territorial. El OR debe mantener constancia de estas exigencias, su programación y ejecución real. Esta información será el soporte para la validación de la exclusión durante el proceso de verificación de la información.

n. Los eventos debidos a trabajos de reposición o modernización en subestaciones, siempre que estos trabajos estén incluidos en el plan de inversiones aprobado por la CREG de acuerdo con lo establecido en el capítulo 7, y solo si estos eventos han sido informados a la SSPD y a los usuarios afectados en los siguientes términos:

A la SSPD:

i.A través de los formatos o aplicativos y en los plazos que la SSPD defina para ello, el OR debe reportar su plan anual de trabajos de reposición o modernización en subestaciones, especificando como mínimo lo siguiente:

a. El programa completo de actividades, incluido en el plan de inversiones aprobado por la CREG de acuerdo a lo establecido en el capítulo 6, discriminando las actividades asociadas a trabajos de reposición o modernización en subestaciones.

b. Los circuitos, transformadores y usuarios que se afectarán.

c. Los tiempos previstos de afectación.

d. Reportar las fechas y horas inicial y final estimadas de afectación de la subestación. El tiempo total entre estas fechas será un tiempo máximo de referencia.

ii.Mínimo 8 días hábiles antes del primer día de cada mes, mediante comunicación escrita o correo electrónico dirigido a la SSPD, el OR debe enviar el cronograma actualizado de las actividades que va a ejecutar durante ese mes. Este cronograma debe contener la siguiente información:

a. Listado de actividades asociadas al programa de reposición o modernización en subestaciones.

b. Objetivo específico de cada una de las actividades.

c. Circuitos, transformadores y número de usuarios que se prevé afectar por cada una de las actividades.

d. Fecha y hora inicial y final prevista para cada una de las actividades. El tiempo total entre estas fechas no debe superar el tiempo máximo de referencia reportado al SUI.

iii.Máximo 3 días hábiles después del último día del mes en el que se finalicen los trabajos, mediante comunicación escrita o correo electrónico dirigido a la SSPD, el OR debe enviar el informe de ejecución real del mes de trabajo, el cual debe contener lo siguiente:

a. Listado de actividades realizadas con el respectivo registro fotográfico.

b. Circuitos, transformadores y número de usuarios realmente afectados por cada una de las actividades.

c. Fecha y hora real de inicio y fin de cada actividad. El tiempo real total no podrá exceder el tiempo máximo de referencia. Las duraciones reales adicionales que sobrepasen los tiempos de referencia no serán excluidas.

En caso de que un OR no reporte a la SSPD el cronograma previsto y/o el informe de ejecución real, en los plazos establecidos anteriormente, se entiende que no realizó los trabajos y por lo tanto no podrá excluir eventos por este concepto.

En caso de que la SSPD lo considere necesario, se podrá solicitar información adicional al OR en relación a las actividades ejecutadas.

A los usuarios:

Informar a los usuarios afectados con una anticipación no mayor a ocho días y no menor a 48 horas, mediante publicación en un medio de comunicación masivo disponible en la región o área afectada. El OR debe de todas formas garantizar el envío automático de un mensaje de texto o de correo electrónico brindando esta información a todos los usuarios de quienes tenga este tipo de contacto. Cuando los eventos programados afecten cargas industriales, el tiempo de notificación no podrá ser inferior a 72 horas y requerirá una comunicación escrita por parte de la empresa.

Los soportes de los eventos excluidos y los anuncios correspondientes a eventos programados, excluidos y no excluidos, deberán mantenerse disponibles por el término del período tarifario y cinco (5) años más para consulta de la CREG y para efectos de seguimiento, control y vigilancia de la SSPD, o para el proceso de verificación de la información de que trata el numeral 5.2.12.

Ningún evento diferente a los anteriores podrá incluirse como exclusión, a menos que una autoridad competente lo declare como fuerza mayor o caso fortuito.

o. Las indisponibilidades necesarias para enfrentar las situaciones acontecidas de riesgo de la vida humana, de que trata el numeral 10.6 del RETIE. Para su exclusión, el representante legal del OR deberá elaborar una declaración en la que se registre y sustente cada situación, la cual hará parte del "documento de soporte del cálculo de los indicadores", de que trata el numeral 5.2.11.4.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.2) (Fuente: R CREG 036/19, art. 27) (Fuente: R CREG 036/19, art. 26)

Calidad media del sistema

Introducción

ARTÍCULO 4.6.2.3.4.1.1. CALIDAD MEDIA DEL SISTEMA. La calidad media del sistema se refiere a la cantidad y duración de los eventos que en promedio afectan a todos los usuarios conectados a las redes de un OR.

La calidad media del sistema se mide a través de los indicadores que se definen en el numeral 5.2.3.1.

A los OR se les aplicará el esquema de incentivos que se establece en el numeral 5.2.3.2, a través del cual se evaluará la calidad media entregada con respecto a las metas de calidad anuales de que trata el numeral 5.2.3.2.1.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.3)

Indicadores de calidad media

ARTÍCULO 4.6.2.3.4.2.1. INDICADORES DE CALIDAD MEDIA. La calidad media anual del OR se mide a través de los indicadores de duración y frecuencia de los eventos sucedidos en los SDL, que se establecen como se describe a continuación.

El indicador SAIDI representa la duración total en horas de los eventos que en promedio percibe cada usuario del SDL de un OR, hayan sido o no afectados por un evento, en un período anual. Se establece mediante la siguiente expresión:

Donde:

SAID_Ij,t:	Indicador de duración promedio por usuario, de los eventos sucedidos en el SDL del OR j, durante el año t, medido en horas al año.
D_i,u,m:	Duración en minutos del evento i, sucedido durante el mes m, que afectó al activo u perteneciente al SDL del OR j.
NU_i,u,m:	Número de usuarios que fueron afectados por el evento i sucedido durante el mes m, conectados al activo u.
UT_j,m:	Número total de usuarios conectados al SDL del OR j en el mes m.
m:	Mes del año t, con enero = 1, …, diciembre =12.

El indicador SAIFI representa la cantidad total de los eventos que en promedio perciben todos los usuarios del SDL de un OR, hayan sido o no afectados por un evento, en un período anual. Se establece mediante la siguiente expresión:

Donde

SAIF_Ij,t:	Indicador de frecuencia promedio por usuario, de los eventos sucedidos en el SDL del OR j, durante el año t, medido en cantidad al año.
NU_i,u,m:	Número de usuarios que fueron afectados por el evento i sucedido durante el mes m, por encontrarse conectados al activo u.
UT_j,t:	Número total de usuarios conectados al SDL del OR j en el mes m.
m:	Mes del año t, con enero = 1, …, diciembre =12.

Cada OR es responsable del cálculo de estos indicadores y la información que deberá utilizar para ello es la reportada con base en lo establecido en el numeral 5.2.11.3.2 y la información de vinculación de que trata el literal a del numeral 5.2.10.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.3.1)

Esquema de incentivos a la calidad media

Introducción

ARTÍCULO 4.6.2.3.4.3.1.1. ESQUEMA DE INCENTIVOS A LA CALIDAD MEDIA. Con base en el desempeño anual de la calidad media de cada OR se debe aplicar un incentivo expresado como un valor que se adiciona o se resta del ingreso anual a reconocerle. El OR tendrá incentivo tanto por el desempeño medido con el indicador de duraciones SAIDI_j,t, como por el indicador de frecuencia SAIFI_j,t.

El desempeño anual de la calidad media de cada OR se mide a partir de la comparación de los indicadores SAIDI_j,t y SAIFI_j,t, con respecto a la meta anual fijada para cada uno de estos indicadores, SAIDI_M_j,t y SAIFI_M_j,t, según en lo establecido en el numeral 5.2.3.2.1. El cálculo de los indicadores SAIDI_j,t y SAIFI_j,t debe realizarse con base en la información de los eventos sucedidos en los circuitos y transformadores de los niveles de tensión 2 y 3 y en los transformadores de nivel de tensión 1, reportada según lo establecido en el numeral 5.2.11.3.

Los incentivos serán iguales a cero cuando los indicadores anuales de calidad media del sistema se encuentren dentro de la banda de indiferencia de la calidad media definida, para cada indicador y para cada año, como se muestra a continuación:

a. Para el indicador de duración: región cuyo límite superior es igual a 1.005 * SAIDI_M_j,t y límite inferior es igual a 0.995 * SAIDI_M_j,t.

b. Para el indicador de frecuencia: región cuyo límite superior es igual a 1.005 * SAIFI_M_j,t y límite inferior es igual a 0.995 * SAIFI_M_j,t.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.3.2)

Metas de calidad media

ARTÍCULO 4.6.2.3.4.3.2.1. METAS DE CALIDAD MEDIA. La meta anual con respecto a la calidad promedio del sistema de cada OR será calculada por la CREG como resultado de aplicar una reducción del 8% anual con respecto a los indicadores de referencia de cada OR, que serán establecidos por la CREG en la resolución particular que apruebe los ingresos anuales.

Para efectos de cumplir con la obligación prevista en el primer inciso del artículo 136 de la Ley 142 de 1994 los OR deberán abstenerse de incumplir las metas de calidad media anual a las que se refiere el inciso anterior durante dos períodos consecutivos.

La meta para el indicador de duración de los eventos sucedidos en el SDL de cada OR se obtiene con base en la siguiente expresión:

Donde:

SAIDI_M_j,t:	Meta del indicador de duración de eventos, en horas al año, a ser alcanzada por el OR j al finalizar el año t.
SAIDI_M_j,t-1:	Meta del indicador de duración de eventos, en horas al año, para el año t-1. Para el primer año de aplicación del esquema de calidad de cada OR esta variable será igual al indicador de referencia, SAIDI_R_j, de que trata el numeral 5.2.5.

La meta para el indicador de frecuencia de los eventos sucedidos en el SDL de cada OR se obtiene con base en la siguiente expresión:

Donde:

SAIFI_M_j.t:	Meta del indicador SAIFI, en cantidad de eventos al año, a ser alcanzada por el OR j al finalizar el año t.
SAIFI_M_j,t-1:	Meta del indicador SAIFI, en cantidad de eventos al año, para el año t-1. Para el primer año de aplicación del esquema de calidad de cada OR esta variable será igual al indicador de referencia, SAIFI_R_j, de que trata el numeral 5.2.5.

Sin embargo, el valor mínimo que podrán tomar las metas será el de la respectiva meta de largo plazo.

A los OR que tengan indicadores de referencia de calidad media iguales o inferiores a los indicadores de largo plazo, SAIFI_LP y SAIDI_LP, no se les calcularán metas de mejora anual. No obstante, los valores de los indicadores de largo plazo serán considerados como sus indicadores de referencia y de meta para la aplicación de los incentivos por los indicadores de duración y frecuencia.

Después del año 5 del periodo tarifario, la CREG estimará y publicará, mediante circular, las metas de calidad anual de cada OR hasta que se expida una nueva regulación.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.3.2.1) (Fuente: R CREG 036/19, art. 28)

ARTÍCULO 4.6.2.3.4.3.2.2. INCENTIVOS A LA CALIDAD MEDIA. Los incentivos debidos al desempeño del OR, medidos con el indicador de duración o con el indicador de frecuencia, deben ser calculados por cada OR, utilizando los indicadores de calidad reportados al SUI y con base en las disposiciones que se establecen a continuación.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.3.2.2)

ARTÍCULO 4.6.2.3.4.3.2.3. INCENTIVO POR INDICADOR DE DURACIÓN. Para el cálculo del incentivo por el indicador de duración se establece la siguiente expresión:

Donde:

IC_SAIDI_j,t:	Incentivo de calidad por duración de eventos, aplicable al OR j durante el año t del periodo tarifario, expresado en pesos de la fecha de corte.
If_SAIDI_j,t:	Incentivo fijo por duración de eventos, que obtiene el OR j, durante el año t del periodo tarifario, expresado en pesos de la fecha de corte.
Iv_SAIDI_j,t:	Incentivo variable por duración de eventos, que obtiene el OR j, durante el año t del periodo tarifario, expresado en pesos de la fecha de corte.

Para determinar el valor del incentivo fijo, If_SAIDI_j,t, se debe utilizar el indicador de calidad SAIDI_j,t-1 y tener en cuenta lo siguiente:

a. Si el SAIDI_j,t-1 se encuentra dentro de los límites de la banda de indiferencia de su meta para el año t-1, el If_SAIDI_j,t será igual a cero.

b. Si el SAIDI_j,t-1 es menor que el límite inferior de la banda de indiferencia de su meta para el año t-1, el If_SAIDI_j,t se obtiene utilizando la siguiente expresión:

Donde:

BRAEN_j,n,t.-1:

Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR j en el nivel de tensión n para el año t-1, calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.1.1.2.

c. Si el SAIDI_j,t-1 es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia de su meta para el año t-1, el If_SAIDI_j,t se obtiene utilizando la siguiente expresión:

Donde:

Crr_j,n:	Costo de reposición de referencia del OR j en el nivel de tensión n al inicio del periodo tarifario, de que trata el numeral 6.4.2.
BRAEN_j,n,t.-1:	Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR j en el nivel de tensión n para el año t-1, calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.1.1.2.

Para determinar el valor del incentivo variable, Iv_SAIDI_j,t, se debe utilizar el indicador de calidad SAIDI_j,t-1 y tener en cuenta lo siguiente:

e. Si el SAIDI_j,t-1 se encuentra dentro de los limites de la banda de indiferencia de su meta para el ano t-1, el Iv_SAIDI_j,t sera igual a cero.

f. Si el SAIDI_j,t-1, es menor que el límite inferior de la banda de indiferencia de su meta para el año t-1, el Iv_SAIDI_j,t, se obtiene utilizando la siguiente expresión:

Donde:

SAIDI_R_j:	Indicador de duración de referencia de los eventos sucedidos en el SDL, en horas al año, de que trata el numeral 5.2.5.
SAIDI_CI_j,t-1:	Valor del indicador de duración de eventos utilizado para calcular y limitar el valor del incentivo, cuando el SAIDI_j,t-1 es menor que el límite inferior de la banda de indiferencia.
SAIDI_j,t-1:	Indicador de duración de los eventos sucedidos en el SDL alcanzado por el OR j en el año t-1, calculado con base en lo establecido en el numeral 5.2.3.1.
Ivi_SAIDI max_j,t:	Incentivo variable máximo con respecto al indicador de duración de los eventos, para el OR j, en el año t, cuando el SAIDI_j,t-1 es menor que el límite inferior de la banda de indiferencia.
SAIDI_LP:	Meta de largo plazo para el indicador de duración de los eventos, fijada en 2 horas/año.

Si el SAIDI_j,t-1 es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia de su meta para el año t-1, el incentivo variable se obtiene utilizando la siguiente expresión:

Donde:

SAIDI_M_j,t-1:	Meta de duración de los eventos para el OR j, para el año t-1.
SAIDI_CS_j,t-1:	Valor del indicador de duración de eventos utilizado para calcular y limitar el valor del incentivo, cuando el SAIDI_M_j,t-1, es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia.
SAIDI_R_j:	Indicador de duración de referencia de los eventos, en horas al año, de que trata el numeral 5.2.5.
SAIDI_LP:	Meta de largo plazo para el indicador de duración de los eventos, fijada en 2 horas/año.
SAIDI_j,t-1:	Indicador de duración de los eventos alcanzado por el OR j en el año t-1, calculado con base en lo establecido en el numeral 5.2.3.1.
Ivs_SAIDI max_j,t:	Incentivo variable máximo con respecto al indicador de duración de los eventos, para el OR j, en el año t, cuando el SAIDI_j,t-1, es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia.
Crr_j,n:	Costo de reposición de referencia del OR j en el nivel de tensión n al inicio del periodo tarifario, de que trata el numeral 6.4.2.
BRAEN_j,n,t-1:	Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR j en el nivel de tensión n para el año t-1, calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.1.1.2.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.3.2.2.1) (Fuente: R CREG 036/19, art. 29)

ARTÍCULO 4.6.2.3.4.3.2.4. INCENTIVO POR INDICADOR DE FRECUENCIA.

Donde:

IC_SAIFI_j,t:	Incentivo de calidad por frecuencia de eventos, aplicable al OR j, durante el año t del periodo tarifario.
If_SAIFI_j,t:	Incentivo fijo por frecuencia de eventos, que obtiene el OR j, durante el año t del periodo tarifario.
Iv_SAIFI_j,t:	Incentivo variable por frecuencia de eventos, que obtiene el OR j, durante el año t del periodo tarifario.

Para determinar el valor del incentivo fijo, If_SAIFI_j,t, se debe utilizar el indicador de calidad SAIFI_j,t-1 y tener en cuenta lo siguiente:

a. Si el SAIFI_j,t-1 se encuentra dentro de los límites de la banda de indiferencia de su meta para el año t-1, el If_SAIFI_j,t será igual a cero.

b. Si el SAIFI_j,t-1 es menor que el límite inferior de la banda de indiferencia de su meta para el año t-1, el If_SAIFI_j,t se obtiene utilizando la siguiente expresión:

Donde:

BRAEN_j,n,t.-1:

Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR j en el nivel de tensión n para el año t-1, calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.1.1.2.

c. Si el SAIFI_j,t-1 es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia de su meta para el año t-1, el If_SAIFI_j,t se obtiene utilizando la siguiente expresión:

Donde:

Crr_j,n:	Costo de reposición de referencia del OR j en el nivel de tensión n al inicio del periodo tarifario, de que trata el numeral 6.4.2.
BRAEN_j,n,t.-1:	Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR j en el nivel de tensión n para el año t-1, calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.1.1.2.

Para determinar el valor del incentivo variable, Iv_SAIFI_j,t, se debe utilizar el indicador de calidad SAIFI_j,t-1 y tener en cuenta lo siguiente:

e. Si el SAIFI_j,t-1 se encuentra dentro de los límites de la banda de indiferencia de su meta para el año t-1, el Iv_SAIFI_j,t será igual a cero.

f. Si el SAIFI_j,t-1, es menor que el límite inferior de la banda de indiferencia de su meta para el año t-1, el Iv_SAIFI_j,t, se obtiene utilizando la siguiente expresión:

Donde:

SAIFI_R_j:	Frecuencia de referencia de ocurrencia de los eventos, en cantidad, de que trata numeral 5.2.5.
SAIFI_CI_j,t-1:	Valor del indicador de frecuencia de eventos utilizado para calcular y limitar el valor del incentivo, cuando el SAIFI_j,t-1, es menor que el límite inferior de la banda de indiferencia.
SAIFI_j,t-1:	Indicador de frecuencia de los eventos, alcanzado por el OR j en el año t-1, calculado con base en lo establecido en el numeral 5.2.3.1.
Ivi_SAIFI max_j,t:	Incentivo variable máximo con respecto al indicador de frecuencia de los eventos, para el OR j, en el año t, cuando el SAIFI_j,t-1, es menor que el límite inferior de la banda de indiferencia.
SAIFI_LP:	Meta de largo plazo para el indicador de frecuencia de eventos, fijada en 9 veces/año.
BRAEN_j,n,t-1:	Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR j en el nivel de tensión n para el año t-1, calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.1.1.2.

Si el SAIFI_j,t-1, es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia de su meta para el año t-1, el incentivo variable se obtiene utilizando la siguiente expresión:

Donde:

SAIFI_j,t-1:	Meta de frecuencia de eventos para el OR j, para el año t-1.
SAIFI_CS_j,t-1:	Valor del indicador de frecuencia de eventos utilizado para calcular y limitar el valor del incentivo, cuando el SAIFI_j,t-1, es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia.
SAIFI_R_j:	Frecuencia de referencia de ocurrencia de los eventos, en cantidad, de que trata el numeral 5.2.5.
SAIFI_LP:	Meta de largo plazo para el indicador de frecuencia de los eventos, fijada en 9 veces/año.
SAIFI_j,t-1:	Indicador de frecuencia de eventos, alcanzado por el OR j en el año t-1, calculado con base en lo establecido en el numeral 5.2.3.1.
Ivs_SAIFI max_j,t:	Incentivo variable máximo con respecto al indicador de frecuencia de eventos, para el OR j, en el año t, cuando el SAIFI_j,t-1, es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia.
Crr_j,n:	Costo de reposición de referencia del OR j en el nivel de tensión n al inicio del periodo tarifario, de que trata el numeral 6.4.2.
BRAEN^j,n,t-1:	Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR j en el nivel de tensión n para el año t-1, calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.1.1.2.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.3.2.2.2) (Fuente: R CREG 036/19, art. 30)

ARTÍCULO 4.6.2.3.4.3.2.5. INGRESO ANUAL POR INCENTIVOS DE CALIDAD MEDIA. Los incentivos obtenidos por el desempeño en la calidad media, que serán aplicados en el ingreso de cada OR, se determinan de la siguiente manera:

Donde:

INCC_j,n,t:	Ingreso anual por incentivos asociados con la calidad del servicio del OR j en el nivel de tensión n, en el año t.
INCD_j,n,t:	Ingreso anual por incentivos asociados con la calidad del servicio relativa a los indicadores de duración del nivel de tensión n, del OR j, en el año t.
INCF_j,n,t:	Ingreso anual por incentivos asociados con la calidad del servicio relativa a los indicadores de frecuencia del nivel de tensión n, del OR j, en el año t.
IC_SAIDI_t,j:	Incentivo de calidad aplicable al OR j, durante el año t del periodo tarifario, calculado como se establece en el numeral 5.2.3.2.2.1.
IC_SAIFI_t,j:	Incentivo de calidad aplicable al OR j durante el año t del periodo tarifario, calculado como se establece en el numeral 5.2.3.2.2.2.
BRAE_j,n,o:	Base regulatoria de activos eléctricos del nivel de tensión n, al inicio del periodo tarifario, según lo establecido en el numeral 3.1.1.1.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.3.2.3)

Niveles de calidad individual

ARTÍCULO 4.6.2.3.5.1. NIVELES DE CALIDAD INDIVIDUAL. Los niveles de calidad individual del servicio en los SDL se identificarán a través de los indicadores DIU y FIU que se describen más adelante. Estos indicadores se utilizarán para identificar los niveles mínimos de calidad que deben garantizar los OR, así como los niveles individuales de calidad brindada mensual y anualmente por los OR por grupo de calidad. La comparación entre los mínimos garantizados y la calidad individual brindada dará lugar a la aplicación del esquema de compensaciones descrito en el numeral 5.2.4.3.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.4)

ARTÍCULO 4.6.2.3.5.2. GRUPOS DE CALIDAD PARA LA MEDICIÓN INDIVIDUAL. Los grupos de calidad identifican zonas geográficas cuya unidad mínima es el área urbana o rural de un municipio; estas zonas comparten características similares en términos del nivel de ruralidad y del riesgo de falla que podrían tener los circuitos eléctricos allí ubicados debido a la presencia de factores físicos externos.

El nivel de ruralidad se define clasificando los municipios en función del número total de sus habitantes según lo establezca el último censo oficial del DANE. Para este efecto se adoptan tres niveles de ruralidad: zona urbana de los municipios con una población total igual o superior a 100.000 habitantes, zona urbana de los municipios con una población total menor a 100.000 habitantes y zona rural de todos los municipios. La zona rural corresponderá estrictamente con las zonas que en cumplimiento del artículo 30 de la Ley 388 de 1997 hayan sido clasificadas como zonas rurales en el plan de ordenamiento territorial (POT) vigente de cada municipio.

El índice de riesgo de falla, IRF, define el riesgo asociado a la posible ocurrencia, severidad y afectación de factores climáticos, atmosféricos, topográficos y fisiográficos, como son el nivel ceráunico, la precipitación, la elevación sobre el nivel el mar, la densidad de descargas a tierra, los días con lluvia y la salinidad. Se adoptan tres niveles de riesgo: bajo, medio y alto, según sea el valor del IRF.

Cada grupo de calidad es identificado mediante el nombre grupo xy, en donde la variable x representa el nivel de ruralidad IR y la variable y representa el nivel de riesgo IRF, según se indica a continuación:

Tabla 6. Grupos de calidad

		NIVEL DE RURALIDAD
	IR=1	IR=2	IR=3
		=100.000 habitantes	<100.000 habitantes	Zona rural
NIVEL DE RIESGO	BAJO	IRF=22	1	11	21	31
	MEDIO	22<IRF=45	2	12	22	32
	ALTO	45<IRF=100	3	13	23	33

Cada municipio del SIN se clasifica dentro de un grupo de calidad, de acuerdo con el IRF que le corresponda según se establece en el capítulo 16 y el IR correspondiente al número de habitantes.

Los transformadores pertenecerán al grupo de calidad al cual pertenece el municipio, o la zona del municipio, en el cual se encuentren ubicados y los usuarios al grupo de calidad del transformador al que se encuentren conectados, independientemente de si el transformador es un activo de uso o un activo de conexión.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.4.1)

ARTÍCULO 4.6.2.3.5.3. INDICADORES DE CALIDAD INDIVIDUAL. Los indicadores de calidad individual se establecerán a nivel de usuario.

El indicador DIU representa la duración total de los eventos que percibe cada usuario del SDL de un OR en un período anual. Se establece mediante la siguiente expresión:

Donde:

DIU_u,n,q,m:	Duración total acumulada en horas de los eventos percibidos por el usuario u, conectado al nivel de tensión n y que pertenece al grupo de calidad q, en un periodo de doce meses que termina en el mes m de evaluación.
DIUM_u,n,q,m:	Duración en horas de todos los eventos percibidos por el usuario u, conectado al nivel de tensión n y que pertenece al grupo de calidad q, durante el mes m de evaluación.
D_i,u,n,q,m:	Duración en horas del evento i que afectó al usuario u conectado al nivel de tensión n que pertenece al grupo de calidad q durante el mes m.
IT:	Número total de eventos sucedidos en el mes m.

El indicador FIU representa la cantidad total de eventos que percibe cada usuario del SDL de un OR en un período anual. Se establece mediante la siguiente expresión:

Donde:

FIU_u,n,q,m:	Número total acumulado de eventos percibidos por el usuario u conectado al nivel de tensión n y que pertenece al grupo de calidad q, en un periodo de doce meses que termina en el mes m de evaluación.
FIUM_u,n,q,m:	Número total de eventos percibidos por el usuario u, conectado al nivel de tensión n y que pertenece al grupo de calidad q, durante el mes m de evaluación.
F_i,u,n,q,m:	Evento i que afectó al usuario u conectado al nivel de tensión n, que pertenece al grupo de calidad q, durante el mes m.

Para la aplicación del esquema de compensaciones se establecen indicadores de calidad mínima garantizada que representan una cantidad máxima anual de horas interrumpidas, DIUG, y de veces en las que ocurren eventos, FIUG, que les corresponde a los OR garantizar a los usuarios de las redes del SDL. Estos indicadores se establecen por OR, por grupo de calidad y por nivel de tensión, para el nivel 1 y en forma agregada para los niveles 2 y 3, y se mantienen fijos para todo el período tarifario.

Los indicadores de calidad mínima anual garantizada se expresarán así:

DIUG_j,n,q:	Duración máxima anual en horas de eventos que deben recibir los usuarios del OR j conectados al nivel de tensión n y que pertenecen al grupo de calidad q.
FIUG_j,n,q:	Número máximo anual de eventos que deben recibir los usuarios del OR j conectados al nivel de tensión n y que pertenecen al grupo de calidad q.

Los indicadores DIUG y FIUG anual para cada OR corresponderán al percentil 85 de la distribución de usuarios, en cada nivel de tensión, para el nivel 1 y en forma agregada para los niveles 2 y 3, y en cada grupo de calidad, ordenados en forma ascendente en función de las duraciones y en función de la frecuencia de los eventos. En ningún caso el valor de los indicadores DIUG y FIUG será mayor a 360 horas o 360 veces, según corresponda.

La CREG definirá el valor de estos indicadores para cada OR con base en la información que se indica en el numeral 5.2.5 y los establecerá en la resolución particular que les apruebe el ingreso.

Después del año 5 del periodo tarifario, los indicadores DIUG y FIUG para cada OR que se usarán para aplicar el esquema de compensaciones corresponderán al 80% de los DIUG y FIUG estimados según lo indicado en el numeral 5.2.5.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.4.2)

ARTÍCULO 4.6.2.3.5.4. ESQUEMA DE COMPENSACIONES. Para evaluar el cumplimiento de la garantía de calidad y determinar si un usuario debe o no ser compensado, mensualmente se medirán los indicadores de calidad individual anual, DIU_u,n,q,m y FIU_u,n,q,m, y serán comparados contra los indicadores de calidad mínima garantizada, DIUG_j,n,q y FIUG_j,n,q, establecidos para cada OR. Estos últimos indicadores corresponden a los establecidos en el numeral 5.2.5.

Los indicadores de calidad individual anual serán calculados por cada OR a partir de los registros de eventos consignados en la base de datos de calidad del LAC, ocurridas en su SDL durante el período de evaluación, y demás información requerida que haya sido reportada al SUI en los formatos y condiciones que la SSPD establezca. El OR deberá elaborar y mantener un documento que soporte los cálculos correspondientes.

Los criterios y condiciones para determinar el valor de la compensación son los siguientes:

Si en el mes m se obtiene que el indicador DIU_u,n,q,m de un usuario es menor o igual al DIUG_j,n,q establecido para el OR, el valor de la variable VCD_f que se indica más adelante será igual a cero.

Si en el mes m se obtiene que DIU_u,n,q,m es mayor al DIUG_j,n,q el usuario recibirá compensación si se cumple la siguiente condición:

Donde:

HC_u,n,q,m:	Horas de compensación al usuario u, conectado al nivel de tensión n, que pertenece al grupo de calidad q, en el mes m.
HC_u,n,q,ma:	Horas de compensación al usuario u, conectado al nivel de tensión n, que pertenece al grupo de calidad q, en el mes ma. Para los meses ma anteriores al primer mes de aplicación de lo dispuesto en este numeral, su valor será igual a cero.
THC_u,n,q,m-1:	Total de horas compensadas al usuario u, conectado al nivel de tensión n, que pertenece al grupo de calidad q, hasta el mes m-1

De lo contrario el valor de la variable VCD_f será cero.

Si en el mes m se obtiene que el indicador FIU_u,n,q,m de un usuario es menor o igual al FIUG_j,n,q establecido para el OR, el valor de la variable VCF_f que se define más adelante será igual a cero.

Si en el mes m se obtiene que FIU_u,n,q,m es mayor al FIUG_j,n,q el usuario recibirá compensación si se cumple la siguiente condición:

Donde:

VC_u,n,q,m:	Número de eventos de compensación al usuario u, conectado al nivel de tensión n, que pertenece al grupo de calidad q, en el mes m.
VC_u,n,q,ma:	Número de eventos de compensación al usuario u, conectado al nivel de tensión n, que pertenece al grupo de calidad q, en el mes ma. Para los meses ma anteriores al primer mes de aplicación de lo dispuesto en este numeral, su valor será igual a cero.
TVC_u,n,q,m-1:	Total de eventos compensados al usuario u, conectado al nivel de tensión n, que pertenece al grupo de calidad q, hasta el mes m-1.

De lo contrario el valor de la variable VCF_f será cero.

Cuando al corte de un mes un usuario sea sujeto de compensación por uno o por ambos indicadores, el valor que el OR deberá compensar al usuario en la factura en la que se incluya ese mes, se estimará utilizando la siguiente expresión:

Donde:

VC_f:	Valor total a compensar al usuario en la factura f.
VCD_f:	Valor a compensar al usuario en la factura f por incumplimiento de la duración máxima de eventos.
VCF_f:	Valor a compensar al usuario en la factura f por incumplimiento del número máximo de eventos.
%_t:	Porcentaje de descuento del cargo de distribución por compensación aplicable al año t, el cual se aplicará así: Para t=1, 8%; t=2, 10%; t=3, 12%; t=4, 14%; t=5, 16%; t=6, 18% y t=7,20%.
Dt_n,j,m,t:	Cargo de distribución del nivel de tensión n del OR j para el mes m del año t. Este valor es el mismo que resulta de aplicar lo dispuesto en el numeral 1.1.
CEC:	Consumo estimado a compensar en kWh según factura f.

El consumo estimado a compensar del usuario, CEC, se calcula utilizando la siguiente expresión:

Donde:

CF_f:	Consumo facturado al usuario en la factura f en kWh.
EXC_T:	Duración agregada de los eventos excluidos que afectaron al usuario u durante el período facturado.
DIU_T:	Duración agregada de los eventos no excluidos que afectaron al usuario u durante el período facturado.
DIUM_u,n,q,m:	Según se define en el numeral 5.2.4.2. Cuando el usuario no sea objeto de compensación en el mes m, esta variable toma el valor de cero.
mf:	Número de meses facturados en la factura f.
mc:	Número de meses del período facturado durante los cuales el usuario recibe compensación.

El comercializador será el responsable de calcular y aplicar las compensaciones correspondientes a cada usuario y en cada factura, con base en los indicadores de cada usuario, información reportada por el OR al SUI.

Si un usuario sujeto de compensación se encuentra en mora en el mes de aplicación de la compensación, esta no le será pagada. El comercializador debe reportar mensualmente de manera independiente las compensaciones efectivamente pagadas y las no pagadas en los formatos que establezca para el efecto el SUI. La suma total de las compensaciones no pagadas a los usuarios durante un año del período tarifario, por encontrarse en mora, será calculada por el LAC con base en la siguiente fórmula:

Donde:

CONP_j,t:	Valor total a descontar al OR j en el año t por las compensaciones no pagadas durante el año t-1.
VC_f,um,t-1:	Valor que se compensaría en la factura f del año t-1 del usuario en mora um que no recibe compensación.
nu:	Número total de usuarios en mora del año t-1.
nf:	Número total de facturas con compensaciones no pagadas del usuario en mora um del año t-1.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.4.3) (Fuente: R CREG 036/19, art. 31)

Indicadores de referencia y de calidad mínima garantizada

ARTÍCULO 4.6.2.3.6.1. INDICADORES DE REFERENCIA Y DE CALIDAD MÍNIMA GARANTIZADA. Los indicadores de referencia, SAIDI_Rj y SAIFI_Rj, y los indicadores de calidad mínima garantizada, DIUGj,n,q y FIUGj,n,q serán calculados y definidos en la resolución de aprobación de cargos que expida la CREG, a partir de la información contenida en los reportes diarios y trimestrales hechos por el OR j, durante el año 2016, al sistema denominado "índices de calidad SDL, INDICA", considerando las exclusiones que allí se reportaron, pero excluyendo adicionalmente la duración y frecuencia de los eventos con duración menor o igual a tres (3) minutos. La información de vinculación de los usuarios a las redes de distribución será obtenida del SUI.

Para el cálculo de los indicadores de referencia de los OR que no reportaron información al sistema INDICA se utiliza la información reportada al SUI durante el año 2016, afectando este cálculo por la relación que resulta de comparar la información con y sin la desagregación de los eventos menores o iguales a tres (3) minutos de los OR que reportaron a INDICA.

Para las empresas que no reportaron información al sistema INDICA y tampoco reportaron información al SUI o el reporte a este sistema es incompleto o de mala calidad, los indicadores de referencia son calculados por la CREG como un promedio de los indicadores de referencia de las empresas que más se parezcan en cantidad de km de redes de media tensión y transformadores de nivel 1, por grupo de calidad.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.5)

Indicadores adicionales

ARTÍCULO 4.6.2.3.7.1. INDICADORES ADICIONALES. Además de los indicadores de calidad media e individual utilizados para la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones los OR deben calcular y reportar los indicadores adicionales que se describen a continuación.

Estos indicadores adicionales no serán tenidos en cuenta para la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones y solo serán utilizados con fines de análisis estadísticos.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.6)

ARTÍCULO 4.6.2.3.7.2. INDICADORES CON EVENTOS DE CIRCUITOS DE NIVEL DE TENSIÓN 1. Los OR deben calcular indicadores adicionales de calidad media e individual con la información de eventos en circuitos y transformadores de nivel de tensión 2 y 3 y transformadores de nivel de tensión 1 más la información de eventos sucedidos en los circuitos de nivel de tensión 1.

Los indicadores adicionales que incluyen eventos de circuitos de nivel de tensión 1, deberán notarse de manera diferente a la notación utilizada para los indicadores que se emplean en la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones a la calidad.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.6.1)

ARTÍCULO 4.6.2.3.7.3. INDICADORES ADICIONALES DE CALIDAD MEDIA. Los OR y el LAC deben calcular los siguientes indicadores adicionales de calidad media:

a) Indicador de frecuencia momentánea de eventos, MAIFIj,t, calculado utilizando la información de los eventos menores o iguales a tres (3) minutos, como se describe a continuación:

MAIFI_j,t:	Indicador de frecuencia momentánea de eventos sucedidos en el SDL del OR j, durante el año t. [veces/año]
NU_i,t:	Número de usuarios conectados al SDL del OR j que fueron afectados por el evento i de duración menor o igual a tres (3) minutos, sucedido durante el año t.
UT_j,t:	Número total de usuarios conectados al SDL del OR j en el año t

b) Indicador de duración promedio de eventos por usuario, CAIDIj,t, calculado como se describe a continuación:

Donde:

SAIDI_j,t:	Indicador de duración promedio de los eventos sucedidos en el SDL del OR j, durante el año t. [horas/año]
SAIFI_j,t:	Indicador de frecuencia promedio de los eventos sucedidos en el SDL del OR j, durante el año t. [veces/año]

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.6.2) (Fuente: R CREG 036/19, art. 32)

Alumbrado público

ARTÍCULO 4.6.2.3.8.1. ALUMBRADO PÚBLICO. Los usuarios del servicio de alumbrado público estarán cubiertos por las reglas de calidad del servicio en los SDL. Para todos los efectos, en cada transformador al cual se halle conectada una red de alumbrado público se considerará que existe un consumidor de alumbrado público del OR, que será contabilizado para realizar la estimación de los indicadores de calidad media e individual y aplicar los incentivos y compensaciones correspondientes.

La sumatoria de las duraciones o de las frecuencias de los eventos sucedidos en cada uno de los transformadores que atienden un usuario de alumbrado público será información que deberá utilizarse para efectos de calcular las compensaciones de calidad individual que les son aplicables a dicho usuario.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.7) (Fuente: R CREG 036/19, art. 33)

Usuarios que inyectan energía a la red

ARTÍCULO 4.6.2.3.9.1. USUARIOS QUE INYECTAN ENERGÍA A LA RED. En los contratos de conexión de generación, asociada a excedentes de autogeneración sin excepción, debe incluirse una cláusula explicita en la cual se establezca la compensación monetaria que el OR deberá pagar a este usuario cuando la red no esté disponible para inyectar energía generada por la planta. Tanto los contratos nuevos, como los contratos vigentes a la entrada en vigencia de esta resolución, deben ajustarse a lo dispuesto en este artículo. En los reportes de eventos al LAC, los OR tienen la obligación de indicar cuando un evento afectó una conexión de generación.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.8)

Contratos de calidad extra

ARTÍCULO 4.6.2.3.10.1. CONTRATOS DE CALIDAD EXTRA. El usuario que lo requiera podrá solicitar al OR la realización de un contrato de calidad extra, mediante el cual las partes acordarán los valores máximos de duración y frecuencia de los eventos que el OR se comprometerá a brindarle en forma adicional a los mínimos garantizados establecidos por la regulación, la forma en que el usuario pagará por esta calidad adicional y las compensaciones que se generarán por el incumplimiento.

La negociación de estos contratos considerará la posibilidad de realizar un acuerdo de mayor pago por el servicio de distribución a cambio de garantizar las mejores condiciones de continuidad acordadas.

Los acuerdos objeto de estos contratos deben tener en cuenta que en todo caso el OR deberá cumplirle al usuario los estándares mínimos garantizados de que trata el numeral 5.2.4 y las compensaciones que de estos se derivan, por lo que el acuerdo que se haga en el contrato de calidad extra será por la diferencia entre los niveles mínimos garantizados y los nuevos valores que se acuerden entre el OR y el usuario.

Para el efecto, dentro un término máximo de seis meses, contados a partir de la entrada en vigencia de esta resolución, cada OR deberá adoptar un procedimiento para la solicitud y acuerdo final de este tipo de contratos, el cual deberá ser informado a cada uno de los clientes y publicados en su página de internet en forma visible y de fácil acceso para todos los usuarios. Máximo 15 días calendario después de realizada una solicitud por parte de un usuario, el OR deberá enviar copia de la misma a la CREG y a la SSPD a través de los medios y las condiciones que para el efecto definan estas entidades. El resultado final de las negociaciones debe ser también enviado a la CREG y a la SSPD, en las condiciones que para el efecto definan estas entidades.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.9)

SECCIÓN 11

Requisitos del esquema de incentivos y compensaciones

ARTÍCULO 4.6.2.3.11.1. REQUISITOS DEL ESQUEMA DE INCENTIVOS Y COMPENSACIONES. Los OR tienen la obligación de cumplir en forma permanente los requisitos que se indican a continuación:

a. Vinculación de cada usuario a la red de distribución, identificando los elementos a través de los cuales se conecta al SDL, como son los transformadores de nivel de tensión 1, 2 y 3 y los circuitos de nivel de tensión 1, 2 y 3. El OR deberá contar con un procedimiento que garantice la actualización permanente de la información de georreferenciación de la red y de la vinculación de usuarios a la red de distribución, que haga parte de su certificación de gestión de la calidad.

b. Certificación del sistema de medición y procedimientos de registro y reporte del OR, en el que se incluyen como mínimo las condiciones establecidas en esta resolución.

c. Sistema de gestión de la distribución, DMS.

d. Telemedición y control automático en elementos de corte y maniobra instalados en todas las cabeceras de circuito.

e. Contar con un segundo equipo instalado en por lo menos el 90% de los circuitos de los niveles de tensión 2 y 3 del OR, el cual por lo menos debe ser telemedido y detectar ausencia o presencia de tensión en el circuito. Este equipo es adicional al mencionado en el literal d anterior.

f. Contar con un tercer equipo de telemedición, que sea de corte y maniobra y telecontrolado, adicional a los mencionados en los literales d y e. Estos equipos deben estar instalados en por lo menos el 70% de los circuitos de los niveles de tensión 2 y 3. Los OR tendrán un plazo máximo de un año para el cumplimiento de este requisito, contado a partir de la entrada en vigencia de la resolución con la que se le aprueba el ingreso al OR.

El OR deberá garantizar que en todo momento los requisitos d, e y f se mantengan operativos por lo menos en el 90% de los circuitos que deben contar con el equipo.

La verificación de estos requisitos deberá ser contratada por el OR y realizada por firmas seleccionadas del listado definido por el CNO según lo establecido en la Resolución CREG 025 de 2013 o la que la modifique o sustituya.

Como resultado de la verificación el OR deberá enviar dentro de los plazos y condiciones previstos en la mencionada resolución, copia a la CREG y a la SSPD del informe de la firma seleccionada en el que se certifique, en forma clara y sin ambigüedades, el cumplimiento de los mencionados requisitos. En el caso de las empresas que no entraron a aplicar el esquema de calidad definido en la Resolución CREG 097 de 2008, el primer informe de verificación debe ser enviado a la CREG y a la SSPD en un plazo máximo de seis meses contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución y los informes posteriores deben ser enviados dentro de los plazos y condiciones previstos en la Resolución CREG 025 de 2013 o la que la modifique o sustituya.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.10) (Fuente: R CREG 085/18, art. 10)

ARTÍCULO 4.6.2.3.11.2. CONDICIONES PARA EL CUMPLIMIENTO DE REQUISITOS. El cumplimiento de los anteriores requisitos estará sujeto a las siguientes condiciones de verificación y de aplicación del esquema de incentivos, sin perjuicio de las acciones que adelante la SSPD para los OR que han incumplido la aplicación del esquema de calidad establecido en la Resolución número CREG 097 de 2008.

a) Los OR que al primer día de aplicación de su ingreso aprobado no tengan certificados los requisitos del esquema de calidad establecido en la Resolución número CREG 097 de 2008, en forma inmediata deberán aplicar un incentivo negativo que se calculará de acuerdo con lo que se establece en los literales c) y g) de los numerales 5.2.3.2.2.1 y 5.2.3.2.2.2, utilizando los máximos valores posibles. Este incentivo negativo se mantendrá hasta el mes en el que el OR certifique el cumplimiento de los requisitos del numeral 5.2.10, exceptuando el literal f. A partir de la certificación el incentivo será el resultado de la aplicación de las fórmulas de cálculo de los numerales 5.2.3.2.2.1 y 5.2.3.2.2.2;

b) Los OR que al primer día de aplicación de su ingreso aprobado tengan certificados los requisitos del esquema de calidad establecido en la Resolución número CREG 097 de 2008 tendrán un plazo de seis (6) meses a partir de la fecha de entrada en vigencia de su resolución de aprobación de ingresos para certificar los requisitos del numeral 5.2.10, exceptuando el literal f. Transcurrida esta fecha, sin que se haya certificado el cumplimiento de estos últimos requisitos, en forma inmediata deberán aplicar un incentivo negativo que se calculará de acuerdo con lo que se establece en los literales c) y g) de los numerales 5.2.3.2.2.1 y 5.2.3.2.2.2, utilizando los máximos valores posibles. Este incentivo negativo se mantendrá hasta el mes en el que el OR certifique el cumplimiento de los requisitos del numeral 5.2.10, exceptuando el literal f). A partir de la certificación el incentivo será el resultado de la aplicación de las fórmulas de cálculo de los numerales 5.2.3.2.2.1 y 5.2.3.2.2.2";

c) Todos los OR tendrán un plazo máximo de quince (15) meses, contados a partir de la entrada en vigencia de la resolución que apruebe sus ingresos anuales, para certificar por primera vez el cumplimiento del requisito establecido en el literal f. del numeral 5.2.10. En caso de no contar con esta certificación en el plazo previsto, a partir del mes 16 se les aplicará un incentivo negativo que se calculará de acuerdo con lo que se establece en los literales c) y g) de los numerales 5.2.3.2.2.1 y 5.2.3.2.2.2, utilizando los máximos valores posibles. Este incentivo negativo se mantendrá hasta el mes en el que el OR certifique el cumplimiento de este requisito. A partir de la certificación el incentivo será el resultado de la aplicación de las fórmulas de cálculo de los numerales 5.2.3.2.2.1 y 5.2.3.2.2.2.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.10.1) (Fuente: R CREG 085/18, art. 11)

ARTÍCULO 4.6.2.3.11.3. REMUNERACIÓN DE INVERSIONES PARA CUMPLIMIENTO DE REQUISITOS. Todos los OR tendrán la obligación de incluir las inversiones necesarias para cumplir los requisitos del numeral 5.2.10, con excepción del requisito establecido en el literal f del mismo numeral, en: i) en los planes de inversión que para el primer año presente el OR según lo establecido en el literal b del numeral 6.4 o, ii) en caso de que el OR escoja la opción de presentar su plan de inversiones a partir del segundo año, el mínimo reconocimiento de inversiones que le aplicará la CREG para ese primer año.

Lo anterior, siempre y cuando los activos necesarios no se encuentren dentro del inventario de activos utilizado para la definición de la base regulatoria de activos del OR al inicio del periodo tarifario, según numeral 3.1.1.1.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.10.2)

SECCIÓN 12

Información básica para la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones

Introducción

ARTÍCULO 4.6.2.3.12.1.1. INFORMACIÓN BÁSICA PARA LA APLICACIÓN DEL ESQUEMA DE INCENTIVOS Y COMPENSACIONES. La información básica para la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones debe ser medida, registrada y reportada de acuerdo con lo que se establece en este numeral.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.11)

Medición de los eventos

ARTÍCULO 4.6.2.3.12.2.1. MEDICIÓN DE LOS EVENTOS. Los OR deben disponer de dos equipos de corte y maniobra en las redes de los niveles de tensión 2 y 3, que puedan ser medidos y controlados de manera remota. El primero de los equipos mencionados debe estar instalado en la cabecera de cada circuito mientras que el segundo debe estar instalado en el punto del circuito que el OR determine, dentro de los plazos que para tal fin se definen en el numeral 5.2.10.

Adicional a los dos equipos de corte y maniobra mencionados, los OR deberán tener instalado en cada circuito de su sistema otro elemento telemedido de detección de ausencia/presencia de tensión, que debe estar ubicado con base en los criterios de carga o longitud que el OR determine.

Para los equipos instalados en la cabecera de los circuitos se deberá capturar y registrar tanto las medidas de corriente y tensión como los eventos de aperturas o cierres durante su operación con la respectiva estampa de tiempo en una resolución de un (1) milisegundo. En el caso de los equipos de corte y de detección de ausencia o presencia de tensión, instalados en puntos diferentes a la cabecera de los circuitos, como mínimo se deberá capturar y registrar los eventos de aperturas o cierres durante su operación con la respectiva estampa de tiempo en una resolución de un (1) milisegundo.

El OR debe garantizar que los equipos se mantengan funcionado el 90% del tiempo y que las estampas de tiempo de los eventos estén sincronizadas con la hora oficial colombiana, a través de los protocolos utilizados para su supervisión.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.11.1)

Registro de la información de los eventos

ARTÍCULO 4.6.2.3.12.3.1. REGISTRO DE LA INFORMACIÓN DE LOS EVENTOS. El sistema de gestión de la distribución, DMS, deberá contar con la capacidad de registro de los eventos sucedidos en las redes del OR; los cuales deberán estar almacenados en una sola base de datos, de tal forma que puedan ser utilizados para los procesos de consulta y reporte. El DMS deberá estar compuesto por un sistema SCADA, un sistema de información histórica, HIS; un sistema de información geográfico, GIS; un sistema de gestión de eventos, OMS; un sistema de información de usuarios, CIS; un sistema de información de cuadrillas, CMS y un servicio de reporte de eventos vía telefónica, IVR. Todos estos sistemas deben contar con una plataforma integrada de operación con interfaces que les permitan comunicarse entre ellos.

La información de eventos debe ser registrada en el OMS con base en la información capturada a través de los equipos de corte y maniobra mencionados en el numeral 5.2.10. La información de eventos en circuitos que no sea capturada través de estos equipos y la información de eventos en transformadores y circuitos de nivel de tensión 1 deberá ser registrada en el OMS con base en los reportes de eventos hechos por los usuarios a través de la interfaz con el IVR y por las cuadrillas a través del CMS.

A efectos de garantizar la confiabilidad y la calidad de la medición y de la información resultante, el OR deberá obtener y mantener vigente una certificación de gestión de calidad de su proceso de distribución.

El registro de los eventos debe responder a un procedimiento el cual garantice que, de manera veraz y verificable, el OR mantenga un seguimiento cronológico de todos los eventos que suceden a nivel de circuito, transformador y red de nivel de tensión 1. Para este registro debe haberse utilizado la información capturada por los elementos que miden los eventos, tales como equipos de corte y maniobra e indicadores de falla y los reportes hechos por los usuarios y las cuadrillas de mantenimiento.

Los procedimientos de registro deben ser diseñados por cada OR y ser parte del certificado de gestión de calidad mencionado.

Toda la información registrada en el HIS de cada OR deberá mantenerse salvaguardada y estar disponible en línea para consulta por un término mínimo de cinco (5) años para efectos de vigilancia, control y regulación. Posteriormente a este período, la información deberá ser almacenada en un sistema de archivamiento externo de largo plazo.

La información a registrar para cada evento será la siguiente:

a. código de evento,

b. estampa de tiempo de inicio y finalización del evento en una resolución de un (1) milisegundo del evento,

c. código de elementos afectados, ya sea circuitos de niveles de tensión 1, 2 o 3 o transformadores de niveles de tensión 1, 2 o 3,

d. causa del evento,

e. carga total interrumpida o energía no suministrada en kWh por cada evento, y,

f. de existir, cantidad de energía declarada como disponible que no puedo ser entregada e identificación del generador afectado.

La causa del evento mencionado en el literal d debe ser seleccionada del listado de causas que para tal fin defina la CREG mediante circular. Para esto, el CNO deberá proponer a la CREG un listado en donde se identifiquen todas las posibles causas de eventos que pueden darse en los SDL y deberá asociar cada uno de ellos según la clasificación de eventos definida en el numeral 5.2.1 y en caso de que ser excluible, deberá asociase a alguno de los eventos que se identifican en el numeral 5.2.2. Este listado deberá publicarse para comentarios de todos los interesados y enviarse a la CREG en un plazo de tres (3) meses contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.11.2)

Reporte de la información de eventos

ARTÍCULO 4.6.2.3.12.4.1. REPORTE DE LA INFORMACIÓN DE EVENTOS. Los OR deben reportar al LAC los eventos sucedidos en las redes y transformadores de los niveles de tensión 1, 2 y 3 y, con base en esta información, los OR deben calcular los diferentes indicadores de calidad que se definen en esta resolución.

A continuación, se describe el procedimiento y los tipos de reporte de información de eventos que deben realizar los OR al LAC, así como el informe que debe realizar el LAC a partir de esta información.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.11.2)

ARTÍCULO 4.6.2.3.12.4.2. PROCEDIMIENTO DE REPORTE AL LAC. A efectos de reportar al LAC la información de eventos, los OR deberán hacerlo a través de un servicio web automático definido por el LAC, en cumplimiento de los detalles técnicos establecidos por este.

Es responsabilidad del LAC definir las características que deben cumplir los reportes y archivos del OR para garantizar la calidad y adecuada utilización de los reportes recibidos.

El reporte debe realizarse de forma automática desde los DMS (Sistema de Gestión de la Distribución) aplicando las reglas establecidas en este capítulo.

El LAC deberá publicar, dentro de los seis (6) meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución, un plan de adecuaciones para la implementación del servicio web, las especificaciones técnicas y los formatos de reporte.

Los OR y el LAC dispondrán de 18 meses contados a partir de la expedición de la presente resolución para la implementación y adecuación del servicio web. Mientras se realizan las implementaciones acá indicadas, los OR deberán continuar realizando el reporte de eventos, mediante el mecanismo que venga utilizando para tal propósito.

En caso de que la SSPD o la CREG así lo requiera, el sistema dispuesto por el LAC deberá estar en capacidad de reportar información sobre los eventos en particular de un OR antes del plazo definido del reporte diario de información. A través de este requerimiento se podrá solicitar información inclusive del mismo día de operación.

Los eventos de alto impacto, definidos en el artículo 3, deberán ser reportados por los OR a la SSPD de manera inmediata a través del sistema dispuesto por el LAC.

Mientras el sistema dispuesto por el LAC no se encuentre activo, los eventos de alto impacto deberán ser reportados por los OR a la SSPD de manera inmediata a través de cualquier medio idóneo.

Los requerimientos que se realicen a través del sistema dispuesto por el LAC se harán acorde con la estructura que previamente definan la SSPD, la CREG y el LAC, estructura que será dada a conocer por el LAC a los OR.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.11.3.1)

ARTÍCULO 4.6.2.3.12.4.3. REPORTE DIARIO DE EVENTOS AL LAC. El OR debe reportar cada uno de los eventos sucedidos en su red durante las 24 horas del día de la operación. Esta información debe ser reportada al LAC en un plazo máximo de 36 horas contadas a partir de la finalización de cada día.

Con el fin de evitar posibles congestiones en los canales de comunicación y para garantizar la oportunidad de los reportes diarios, el LAC debe definir una hora de reporte a cada OR, entre las 9:00 horas y las 12:00 horas del día siguiente a la operación, la cual podrá rotarse mensualmente entre todos los OR a fin de procurar la posibilidad de reporte en los diferentes horarios posibles.

Dentro del rango horario establecido por el LAC al OR, este último debe reportar diariamente cada una de los eventos sucedidos en su red durante las 24 horas del día de la operación, informando para cada uno de ellos:

a. código de evento,

b. fecha (dd/mm/aaaa)

c. hora inicial (hh:mm:ss),

d. hora final (hh:mm:ss),

e. código del elemento afectado (transformador de nivel de tensión 1, 2 o 3, o circuito de nivel de tensión 1, 2 o 3),

f. causa asimilada a alguna de las identificadas en el listado de causas publicado en la circular de la CREG, de que trata el numeral 5.2.11.2,

g. En caso de que el evento haya finalizado, se debe indicar con la letra N que el evento no continúa. En caso que el evento no haya finalizado, se debe identificar con la letra S, que el evento continúa.

h. Para la aplicación del numeral 5.2.14, se debe indicar si el evento debe excluirse del cálculo de indicadores, dado que la red estaba en una ZNI.

i. Para la aplicación del numeral 5.2.8 el OR debe informar si el evento afectó una conexión de generación.

Este reporte debe realizarse en los formatos y condiciones que definidos por el LAC para tal fin.

Los transformadores o circuitos no afectados por algún evento, deben reportarse identificando que no se presentaron incidencias en estos elementos.

El reporte debe ser conservado por el LAC por un periodo mínimo de cinco (5) años, para someterlo a verificación de la información o para revisión y consulta de la SSPD, si esta así lo requiere. Posterior a este período, la información debe ser almacenada en un sistema de archivamiento externo de largo plazo.

El OR debe utilizar para todos sus reportes el mismo código de elemento asignado para la vinculación reportada al SUI.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.11.3.2)

ARTÍCULO 4.6.2.3.12.4.4. AJUSTE AL REPORTE DE EVENTOS ANTE EL LAC. El OR podrá realizar modificar o eliminar eventos realizados en los reportes diarios cuando hayan existido errores. Para esto, dentro de los dos días hábiles siguientes a la finalización de cada mes el OR debe entregar al LAC, en los medios que este disponga, la constancia de radicación a la SSPD del informe de justificación de la modificación o eliminación de eventos el cual debe detallar, sustentar y probar las causas que generan la modificación o la eliminación de dicho evento.

El LAC no podrá permitir la modificación ni la eliminación de los eventos que el OR no haya incluido dentro del informe de justificación entregado a la SSPD.

El OR únicamente podrá ajustar sus cálculos de los indicadores de calidad media e individual, cuando haya cumplido con su obligación de radicar ante la SSPD el informe de justificación y cuando haya ajustado su reporte ante el LAC.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.11.3.3)

ARTÍCULO 4.6.2.3.12.4.5. INFORME DE JUSTIFICACIÓN DE AJUSTES A EVENTOS. Previo a la modificación o eliminación de eventos a las que se refiere el numeral 5.2.11.3.3, el OR radicará ante la SSPD un informe de justificación de la modificación o eliminación de eventos que pretenda solicitar al LAC.

En el informe el OR tendrá la carga de detallar, sustentar y probar las causas que causaron la modificación o la eliminación de dicho evento.

En caso de que el OR no presente ante la SSPD el informe de justificación, este deberá abstenerse de eliminar y modificar los eventos ante el LAC y deberá incluirlos en el cálculo de los indicadores de calidad media e individual.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.11.3.4)

ARTÍCULO 4.6.2.3.12.4.6. INFORME DEL LAC. Dentro de los quince (15) días siguientes a la finalización de cada mes el LAC debe calcular los indicadores de calidad media e individual de cada OR, con base en los reportes diarios y mensuales realizados por estos y la información reportada al SUI de vinculación de los usuarios a la red de distribución. El LAC deberá publicar los cálculos en su página web para consulta de los OR, de la SSPD y de la CREG.

Esta información deberá utilizarse como insumo de comparación durante las verificaciones a la información de que trata el numeral 5.2.12 y por lo tanto, en caso de existir diferencias entre los cálculos del LAC y del OR, el OR debe identificarlas y justificarlas dentro del documento de soporte de que trata el numeral 5.2.11.4.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.11.3.5)

Reporte de indicadores, incentivos y compensaciones al sui

ARTÍCULO 4.6.2.3.12.5.1. REPORTE DE INDICADORES, INCENTIVOS Y COMPENSACIONES AL SUI. La información de los indicadores de calidad media e individual, así como los incentivos y compensaciones resultantes de la aplicación del esquema definido en esta resolución, deben ser reportados por los OR al SUI.

Dentro de los primeros quince (15) días de cada mes el OR debe reportar al SUI los indicadores de calidad media acumulados hasta el mes anterior, en los formatos establecidos para tal fin. Los indicadores de calidad media y los incentivos resultantes de la aplicación del esquema deben ser reportados por los OR dentro de los primeros quince (15) días del mes de enero del año t+1 y a partir del mes de febrero del año t+1 debe iniciarse un nuevo acumulado con el reporte de los indicadores de calidad media del ese año. En estas mismas condiciones y plazos los OR deben reportar los indicadores de calidad adicionales de que trata el numeral 5.2.6.

Con respecto a los indicadores de calidad individual el OR debe reportarlos al SUI dentro de los primeros quince (15) días de cada mes, y para cada uno de los usuarios que se conectan a su red. Esta información debe ser consultada por el comercializador que atiende al respectivo usuario quien debe calcular la compensación a que haya lugar, según el periodo que se esté facturando.

El OR debe elaborar un documento de soporte del cálculo de los indicadores de calidad media e individual y de los incentivos calculados y debe mantenerlo disponible para el proceso de verificación de la información que se establece en esta resolución o para revisión de la SSPD si esta entidad así lo requiere. Este documento debe ser conservado por el OR por un término mínimo de cinco (5) años.

El comercializador debe reportar las compensaciones aplicadas a cada usuario y todas las variables que calcule en los formatos comerciales en los que reporta periódicamente el consumo de energía facturado.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.11.4)

SECCIÓN 13

Verificaciones a la información

ARTÍCULO 4.6.2.3.13.1. VERIFICACIONES A LA INFORMACIÓN. Adicional a las verificaciones de cumplimiento de los requisitos establecidos en el numeral 5.2.10, el OR debe contratar una verificación a la información registrada y reportada sobre los eventos sucedidos en su sistema, así como a la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones, en los términos establecidos en la Resolución CREG 025 de 2013 o la que la adicione, modifique o sustituya.

Los resultados de estas verificaciones deberán ser entregados a la CREG y la SSPD con el propósito de que esta última, en ejercicio de sus funciones, establezca si el respectivo OR ha incurrido en conductas sancionables por violaciones a la ley y/o a los actos administrativos a los que está sujeto, todo sin perjuicio de la responsabilidad penal que pueda deducirse de estas conductas.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.12)

SECCIÓN 14

Responsabilidades de información sobre la calidad en los SDL

ARTÍCULO 4.6.2.3.14.1. RESPONSABILIDADES DE LOS OR. Los OR tienen las siguientes responsabilidades y obligaciones con respecto al esquema de calidad del servicio en el SDL:

a. Asignar los códigos de circuitos, transformadores y usuarios de su red.

b. Suministrar al comercializador los códigos de vinculación de usuarios a circuitos y transformadores.

c. Mantener actualizada la vinculación de usuarios a las redes del SDL para garantizar la aplicación adecuada del esquema de incentivos y compensaciones.

d. Garantizar que cada usuario pueda comunicarse de manera gratuita con el sistema de atención telefónica IVR a través de cualquier línea telefónica móvil o fija disponible en el país, la cual debe ser exclusiva para el reporte de los eventos percibidos por el usuario.

e. Dentro de los plazos establecidos, calcular los indicadores de calidad media y los incentivos correspondientes.

f. Reportar la información de indicadores e incentivos al SUI, de acuerdo con los requerimientos y plazos establecidos para tal fin.

g. Reportar la información de eventos al LAC, de acuerdo con los requerimientos y plazos establecidos en esta resolución.

h. Mantener permanentemente actualizada y reportada al SUI la base de datos georreferenciada de su red, e informar mensualmente al comercializador sobre los cambios en la vinculación que se hayan producido.

i. Mantener por un término mínimo de cinco años, para efectos de la aplicación de las verificaciones a la información o para revisión y consulta de la SSPD si esta así lo requiere, el soporte de cada una de las clasificaciones de eventos por exclusión o eliminación realizadas con respecto a sus reportes diarios y mensuales al LAC.

j. Las demás responsabilidades y obligaciones establecidas en esta resolución con respecto a la calidad del servicio en los SDL.

k. Suministrar al comercializador la información necesaria para el cálculo de las compensaciones de que trata el numeral 5.2.4.3, con los requerimientos y plazos establecidos en el SUI para tal fin.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.13.1) (Fuente: R CREG 036/19, art. 34)

ARTÍCULO 4.6.2.3.14.2. RESPONSABILIDADES DE LOS COMERCIALIZADORES. Son responsabilidades y obligaciones del comercializador:

a. Con base en la información de indicadores reportada por los OR al SUI, calcular las compensaciones mensuales a aplicar a cada usuario sujeto de la misma.

b. En la factura de energía, aplicar los valores a compensar que se deriven del esquema de calidad del servicio.

c. En cada factura que emita el comercializador a sus usuarios deberá presentar la siguiente información, con base en la información contenida en el SUI:

i. Código del circuito y del transformador al cual se encuentra conectado el usuario.

ii. Grupo de calidad al cual pertenece el usuario.

iii. Indicadores de calidad individual garantizada utilizados en la facturación del mes o meses correspondientes.

iv. Indicadores de calidad individual utilizados en la facturación del mes o meses correspondientes. Cuando la facturación corresponda a más de un mes, esta información debe incluirse de manera discriminada.

v. Valor a compensar al usuario cuando haya lugar, junto con la identificación y valores de las variables necesarias para su cálculo, según lo establecido en el numeral 5.2.4.3 .

vi. Nombre y dirección del OR del sistema al que se conecta el usuario y el número telefónico a través del cual se puede comunicar con el IVR del OR para informar sobre la ocurrencia de eventos.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.13.2) (Fuente: R CREG 036/19, art. 35)

SECCIÓN 15

Calidad en empresas o en redes que se interconecten al sin

ARTÍCULO 4.6.2.3.15.1. EMPRESAS QUE SE CONECTAN AL SIN PROVENIENTES DE UNA ZNI. Las empresas distribuidoras que venían prestando el servicio en una zona no interconectada, ZNI, y se interconectan al SIN adquiriendo la calidad de OR, en los términos definidos en esta resolución, deberán comenzar a reportar al LAC la información de eventos sucedidos en su sistema, a partir de la entrada en vigencia de la resolución que apruebe su ingreso.

El nuevo OR contará con un plazo máximo de cinco (5) años, contados a partir de la fecha de entrada en vigencia de la resolución que apruebe su ingreso, para certificar el cumplimiento de los requisitos establecidos en el numeral 5.2.10. A partir de ese momento el OR deberá dar inicio a la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones establecido en este capítulo.

Si transcurrido este plazo el OR no ha certificado el cumplimiento de requisitos, a partir del siguiente mes, y durante todo el siguiente año, se le aplicará un incentivo negativo máximo que se calculará de acuerdo con lo que se establece en el numeral 5.2.3.2.

Las metas de calidad media que deberán alcanzar estos OR, para cada año restante del periodo tarifario, serán establecidas por la CREG y por tanto el OR deberá solicitarlas mediante comunicación escrita, con una antelación mínima de dos meses al inicio de la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones. Las metas serán establecidas con los mismos criterios definidos en el numeral 5.2.3.2.1, pero considerando la información reportada durante los últimos veinticuatro (24) meses.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.14.1)

ARTÍCULO 4.6.2.3.15.2. ZNI QUE SE CONECTA A LA RED DE UN OR DEL SIN. Cuando la red de una empresa distribuidora que venía prestando el servicio en una ZNI es interconectada a la red de un OR existente del SIN, su información de eventos deberá ser reportada al LAC y al SUI pero no será considerada para el cálculo de los indicadores de calidad media y calidad individual del OR ni para la estimación de los incentivos y compensaciones correspondientes, hasta que hayan transcurrido cinco (5) años después de su interconexión. Dentro de este plazo, el OR debe certificar nuevamente el cumplimiento de los requisitos de tele medición y telecontrol en los circuitos de la red interconectada, y de vinculación cliente-transformador.

Si transcurrido este plazo el OR no ha certificado el cumplimiento de estos requisitos, a partir del siguiente mes, y durante todo el siguiente año, se le aplicará un incentivo negativo máximo que se calculará de acuerdo con lo que se establece en el numeral 5.2.3.2.

El responsable de la medición, registro y reporte de la calidad y de la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones siempre será el OR al cual se han conectado las redes provenientes de la ZNI. Las metas de calidad media y de calidad individual que deberá alcanzar el OR no tendrán ninguna modificación.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.14.2)

ARTÍCULO 4.6.2.3.15.3. CONEXIÓN DE NUEVOS USUARIOS POR AMPLIACIÓN DE COBERTURA. Si un OR, con el propósito de ampliar la cobertura del SIN, instala nuevas redes para conectar usuarios que previamente no tenían servicio, la información de eventos de la red ampliada deberá reportarse al LAC y será considerada para el cálculo de los indicadores de calidad media y calidad individual del OR que se utilizan para la estimación de los incentivos y compensaciones correspondientes. Las metas de calidad media y de calidad individual que deberá alcanzar el OR no tendrán ninguna modificación.

El OR tendrá un plazo máximo de tres (3) meses para recertificar el cumplimiento de los requisitos de tele medición y telecontrol y de vinculación cliente-usuario. Si transcurrido este plazo el OR no ha certificado el cumplimiento de estos requisitos, a partir del siguiente mes, y durante todo el siguiente año, se le aplicará un incentivo negativo máximo que se calculará de acuerdo con lo que se establece en el numeral 5.2.3.2.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.14.3)

SECCIÓN 16

Calidad de empresas que se fusionan o se escinden

ARTÍCULO 4.6.2.3.16.1. CALIDAD DE EMPRESAS QUE SE FUSIONAN O SE ESCINDEN. Cuando una empresa distribuidora que venía prestando el servicio se escinde en dos o más empresas, cada una de las empresas escindidas deberá continuar reportando al LAC la información de eventos sucedidos en su correspondiente sistema, a partir de la entrada en vigencia de la resolución que apruebe su ingreso.

Cada OR contará con un plazo máximo de seis (6) meses, contados a partir de la fecha de entrada en vigencia de la resolución que apruebe su ingreso, para certificar el cumplimiento de los requisitos establecidos en el numeral 5.2.10. A partir del momento en que quede en firme la resolución que apruebe el ingreso, cada nuevo OR deberá dar inicio a la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones establecido en este capítulo.

Transcurrido el plazo indicado anteriormente, el OR que no haya certificado el cumplimiento de requisitos, a partir del siguiente mes, y durante todo el siguiente año, se le aplicará un incentivo negativo máximo que se calculará de acuerdo con lo que se establece en el numeral 5.2.3.2.

Las metas de calidad media que deberán alcanzar estos OR, para cada año restante del periodo tarifario, serán establecidas por la CREG y por tanto cada OR deberá solicitarlas mediante comunicación escrita, con una antelación mínima de dos meses al inicio de la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones. Las metas serán establecidas con los mismos criterios definidos en el numeral 5.2.3.2.1, pero considerando los eventos correspondientes a los transformadores y circuitos que le corresponden a cada OR.

Las mismas condiciones y criterios establecidos anteriormente aplicarán para el OR resultante de la fusión de una o más empresas.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.15)

SECCIÓN 17

Transición

ARTÍCULO 4.6.2.3.17.1. TRANSICIÓN. El cambio entre la aplicación de la regulación de calidad del SDL establecida en la Resolución CREG 097 de 2008 y la establecida en la presente resolución se realizará con base en las siguientes disposiciones:

a) Es obligación del OR y del comercializador aplicar los incentivos y compensaciones resultantes de la aplicación de las disposiciones de la Resolución CREG 097 de 2008, con base en la información que reporten los OR hasta el 31 de diciembre de 2018. Esto, sin perjuicio de que su aplicación se traslape con el reporte de eventos y de indicadores de la presente resolución.

Después de la entrada en vigencia de la resolución en la que se le aprueban los ingresos al OR y cuando estén pendientes por aplicar incentivos causados con base en la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, el OR estará encargado de calcularlos y enviarlos al LAC para que el total del saldo pendiente se incluya en los cargos por uso que se calculen para el segundo mes de aplicación de los ingresos aprobados.

Las compensaciones pendientes deberán aplicarse en la factura de cada usuario en el segundo mes de aplicación de los ingresos aprobados;

b) Los eventos sucedidos en los SDL a partir del 1 de enero de 2019 deben ser considerados en la aplicación de la regulación de calidad del servicio establecida en esta resolución;

c) A partir del 1 de junio de 2019 debe iniciarse el reporte de información de eventos, con base en lo establecido en el numeral 5.2.11;

d) El reporte de la información de eventos y de indicadores de calidad media e individual de los meses anteriores al inicio del reporte de información deberá ser realizado por los OR a más tardar el 30 de agosto de 2019;

e) A partir del mes siguiente al de entrada en vigencia de la resolución en la que se le aprueban los ingresos al OR, el comercializador deberá calcular y aplicar las compensaciones de cada mes del periodo facturado. Las compensaciones pendientes de los meses transcurridos desde enero de 2019 deberán incluirse una a una en las facturas emitidas a partir del mes siguiente a que hayan sido reportadas, hasta que todas sean reconocidas;

f) El OR deberá reportar a la SSPD el plan anual de trabajos de reposición o modernización en subestaciones, aplicable a los meses siguientes a la fecha de entrada en vigencia de la resolución en la que se le aprueban sus ingresos, ajustado según las disposiciones del literal n del numeral 5.2.2. Este plan deberá ser reportado dentro de un plazo máximo de diez días hábiles contados a partir de la fecha mencionada y reemplazará en dicho periodo al plan que el OR había reportado con base en la Resolución CREG 097 de 2008.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 5 Num. 5.2.16) (Fuente: R CREG 036/19, art. 36)

Cálculo de la energía no suministrada

Introducción

ARTÍCULO 4.6.3.1.1. Introducción. De acuerdo con lo establecido en el numeral 11.1.8.2.1 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, el procedimiento que deberá seguir el CND para la estimación de la Energía No Suministrada, ENS, y del Porcentaje de Energía No Suministrada, PENS, por eventos ocurridos en los STR, será el definido en este anexo.

No se calculará ninguno de los anteriores parámetros y por lo tanto no habrá lugar a compensación por ENS para eventos diferentes a los no programados, ni para los activos que hacen parte de Zonas Excluidas de CANO, siempre y cuando se encuentren en la lista de Zonas Excluidas publicada por el CND de acuerdo con lo previsto en el numeral 1.3.2 de este anexo.

(Fuente: R CREG 094/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3)

Demanda entregada

ARTÍCULO 4.6.3.2.1. DEMANDA ENTREGADA. La Demanda Entregada de cada mercado de comercialización será estimada, por el CND, como la suma de las demandas de todos los comercializadores, entregadas en ese mercado. Los datos de energía de cada periodo horario deben estar referidos al STN, sin considerar pérdidas en este sistema, ni las demandas de los usuarios conectados directamente a él.

(Fuente: R CREG 094/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3 Num. 3.1)

Pronóstico de demanda

ARTÍCULO 4.6.3.3.1. PRONÓSTICO DE DEMANDA. La referencia para determinar el Pronóstico de Demanda en cada uno de los mercados de comercialización del SIN, independiente del nivel de tensión en el que operen, será la información de predicción horaria de la demanda de energía utilizada para establecer el Despacho Económico de cada día. Por lo tanto, cada mercado de comercialización deberá tener un pronóstico horario individual, sin considerar la demanda relacionada con los usuarios conectados directamente al STN.

(Fuente: R CREG 094/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3 Num. 3.2)

Pronóstico nuevo de demanda

ARTÍCULO 4.6.3.4.1. PRONÓSTICO NUEVO DE DEMANDA. Para el período horario asociado con un Evento y para el siguiente periodo horario, en caso de que subsista el Evento, el CND calculará un Pronóstico Nuevo de Demanda, ajustado a partir de la Demanda Entregada y el Pronóstico de Demanda, para cada uno de los mercados de comercialización afectados, sin considerar pérdidas en el STN ni las demandas de los usuarios conectados directamente a este sistema. La fórmula de cálculo del Pronóstico Nuevo de Demanda es la siguiente:

Donde:

PRN_j,h :	Pronóstico Nuevo de Demanda para el periodo horario h del mercado servido por el OR j
PR_j,h :	Pronóstico de demanda utilizado en el Despacho Económico para el periodo horario h del mercado servido por el OR j
PR_j,a :	Pronóstico de demanda utilizado en el Despacho Económico para el periodo horario a del mercado servido por el OR j
DE_j,a :	Demanda Entregada en el periodo horario a en el mercado servido por el OR j
h:	Periodo horario en el que se presenta el Evento y el periodo horario siguiente, en caso de que subsista el Evento
a :	Último periodo horario completo, anterior a la presentación del Evento en análisis, para el cual no se tenía efecto en la demanda atendida causado por otros Eventos en el STR

(Fuente: R CREG 094/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3 Num. 3.3)

Cálculo de la ENS

ARTÍCULO 4.6.3.5.1. Cálculo de la ENS. Dentro de los dos días calendario siguientes al plazo para la respuesta a solicitudes de modificación, establecido en el numeral 2.6 del presente anexo, para cada periodo horario que tenga asociado uno o más Eventos no programados ocasionados por activos del STR, y para cada mercado afectado, el CND estimará la ENS y el PENS. En todo caso, el CND deberá suministrar al LAC la información requerida para el cálculo de las compensaciones, correspondientes al mes a facturar, con anterioridad a la fecha en que se elabora la facturación mensual de los cargos por uso del STR.

La ENS para cada mercado afectado y para cada periodo horario, ENSMH_j,h, será la diferencia entre el Pronóstico Nuevo de Demanda, calculado de acuerdo con la fórmula del numeral 3.3 de este anexo, y la Demanda Entregada:

El PENS para cada mercado de comercialización y para cada periodo horario, PENS_j,h, se calcula así:

Cuando PENS_j,h sea igual o inferior a 2% la correspondiente ENSMHj,h será igual a cero.

Cuando PENS_j,h sea superior al 2% la ENS a considerar para cada mercado de comercialización afectado, ENSMj, será el valor máximo entre el resultado obtenido para el periodo horario en el que ocurrió el Evento (h=1e) y el del periodo horario siguiente (h=2e) en el caso de que subsista el Evento:

Así, la ENS causada, ENSq, será la sumatoria de las energías no suministradas en cada mercado de comercialización afectado, así:

Este último resultado se utilizará en las fórmulas del numeral 11.1.8.2 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 y la variable PENSq del mismo numeral tomará el valor del mayor PENSj,h encontrado.

Las variables utilizadas en las fórmulas de este numeral tienen las siguientes definiciones:

ENSMH_j,h :	Energía No Suministrada en el mercado servido por el OR j, en el periodo horario h
PRN_j,h :	Pronóstico Nuevo de Demanda en el mercado servido por el OR j, en el periodo horario h
DE_j,h :	Demanda Entregada en el mercado servido por el OR j, en el periodo horario h
PENS_j,h :	Porcentaje de Energía No Suministrada en el mercado servido por el OR j, en el periodo horario h
ENSM_j :	Energía No Suministrada en el mercado servido por el OR j
ENS_q :	Energía No Suministrada por causa de la indisponibilidad
NM:	Número de mercados afectados

Cuando en un mismo activo y en un mismo periodo horario se presentan dos o más Eventos, la ENS se calcula con las fórmulas previstas en este numeral, sin hacer desagregación de cada uno de los eventos ocurridos.

Cuando en el mismo periodo horario se presenten sendos Eventos independientes en más de un activo se aplicará lo previsto en el numeral 3.4.2 del presente anexo.

(Fuente: R CREG 094/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3 Num. 3.4)

ARTÍCULO 4.6.3.5.2. MERCADOS AFECTADOS. Para la identificación de los mercados afectados por el Evento de un activo, el CND deberá seguir el siguiente procedimiento:

a) Identificar los mercados de comercialización que pudieron ser afectados por el Evento. Estos son:

i) El o los mercados de comercialización donde está ubicado el activo que ocasionó el Evento;

ii) Los mercados de comercialización conectados directamente, mediante redes de Nivel de Tensión 4 o inferior, con los mercados identificados en el aparte i de este literal, y

iii) Los mercados de comercialización cuya única fuente de alimentación es uno de los mercados identificados en el aparte ii de este literal;

b) Para cada uno de los mercados identificados en el literal anterior, estimar los PENSj,h utilizando la metodología establecida en esta resolución. Los mercados en los que algún PENSj,h supere el 2% se considerarán mercados afectados.

No obstante, cuando la evidencia de lo ocurrido en el SIN sugiera que existen otros mercados perjudicados, el CND podrá incluirlos dentro de los mercados afectados por el Evento, incluso cuando los mercados de comercialización pertenezcan a diferentes STR.

(Fuente: R CREG 094/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3 Num. 3.4.1)

ARTÍCULO 4.6.3.5.3. DISTRIBUCIÓN DE ENS POR EVENTOS SIMULTÁNEOS. Se considerarán Eventos simultáneos aquellos para los cuales en un mismo periodo horario se presenten Eventos independientes sobre dos o más activos, existan mercados afectados en común y alguno de los PENSj,h de estos superen el 2%. En estos casos se seguirá el siguiente procedimiento:

a) Se determinarán los conjuntos de mercados afectados por cada Evento de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.4.1 de este anexo;

b) Si no existen mercados afectados en común, se determinará la ENSq y el PENSq, según el procedimiento descrito en el numeral 3.4 del presente anexo, en forma independiente para cada uno de los Eventos;

c) Si, por el contrario, existe en común uno o más mercados afectados, antes de calcular la variable ENSq, definida en el numeral 3.4 del presente anexo, se aplicará lo dispuesto a continuación con el fin de distribuir la ENS de cada uno de los mercados afectados en común.

Para determinar la distribución de la ENS en los mercados afectados en común, el CND calculará el porcentaje de participación de cada uno de los Eventos simultáneos en cada uno de esos mercados con la siguiente fórmula:

Donde:

PP_j,i:	Porcentaje de participación en el mercado j del Evento i,
D_j,i:	Diminución en la magnitud de la potencia activa entregada en el mercado j, con base en las lecturas de potencia en el instante anterior y en el instante posterior a la ocurrencia del Evento i,
H_i:	Duración de la indisponibilidad causada por el Evento i, expresada en horas, considerando únicamente los dos primeros periodos horarios,
ENS_i:	Energía no suministrada ocasionada por el Evento i,
ENSM_j:	Energía no suministrada en el mercado servido por el OR j,
NS:	Número de Eventos simultáneos,
NMC_i:	Número de mercados afectados en común, por el Evento i y por otros Eventos
NMNC_i:	Número de mercados afectados sólo por el Evento i.

La ENSi obtenida para cada Evento será la correspondiente ENSq a utilizar en las fórmulas del numeral 11.1.8.2 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, para calcular la compensación del activo que ocasionó el Evento i.

Si no es posible hacer esta distribución, la ENSMj de cada mercado se asignará en partes iguales a cada uno de los Eventos, y se deberá incluir la respectiva justificación en el informe de que trata el numeral 3.5 del presente anexo.

Cuando uno de los Eventos sea ocasionado por una indisponibilidad excluida, la ENSi correspondiente calculada con el procedimiento aquí descrito será igual a cero. En este caso se deberá verificar que la suma de las restantes ENSi superen el 2%, en caso contrario todas las ENSi serán iguales a cero.

Se entiende que se supera el 2% cuando en alguno de los mercados de comercialización afectados, comunes o no, una vez descontada la ENS ocasionada por indisponibilidades excluidas, resulta una ENS superior al 2% del Pronóstico Nuevo de Demanda del periodo horario para el cual se seleccionó la máxima ENSMH_j,h.

(Fuente: R CREG 094/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3 Num. 3.4.2)

Informe sobre ENS

ARTÍCULO 4.6.3.6.1. INFORME SOBRE ENS. De acuerdo con lo establecido en el numeral 11.1.8.2.1 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, si la variable PENSq, supera el 2%, el CND deberá enviar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, un informe donde se haga el análisis detallado del Evento ocurrido y contenga como mínimo lo siguiente:

a) Número y descripción de Eventos registrados y los activos causantes de los Eventos;

b) Valores y memoria de cálculo de todas las variables descritas en este capítulo;

c) Para los mercados de comercialización afectados, la curva de potencia activa del periodo horario del Evento, de los 12 periodos anteriores y de los 12 siguientes a la ocurrencia del mismo, y

d) El informe final del Evento previsto en los acuerdos del CNO.

(Fuente: R CREG 094/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3 Num. 3.5)

Liquidación, facturación y publicación de cargos por uso por el LAC

ARTÍCULO 4.6.4.1. FECHA DE EMISIÓN DE LA FACTURACIÓN POR PARTE DEL LAC. El LAC emitirá la Facturación Mensual correspondiente a los cargos por uso de las redes del sistema interconectado nacional, que conforme a la regulación vigente le corresponda, a más tardar el décimo día calendario del mes siguiente al mes que deba facturar. Las notas de ajuste a la facturación del LAC podrán emitirse a más tardar el día calendario anterior a los últimos siete (7) días calendario de cada mes.

El LAC emitirá una factura comercial, a cada empresa, por cada mes vencido, con base en la información de la que disponga, diferenciando los cargos para cada uno de los sistemas que liquida y factura.

Adicionalmente, entregará un informe a cada uno de los representantes de los activos que se están remunerando, con información necesaria para la revisión por parte de los agentes, de las liquidaciones realizadas por el LAC.

Las facturas y notas de ajuste serán enviadas a través del medio que determine al LAC, para lo cual contemplará las alternativas previstas en el marco normativo vigente.

PARÁGRAFO. Cuando de acuerdo con la regulación vigente al LAC le corresponda efectuar la liquidación pero no la facturación de algunos de los cargos por uso, el LAC enviará la respectiva liquidación al agente encargado de la facturación el día calendario anterior al plazo establecido en este artículo para la Facturación Mensual.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 25) (Fuente: R CREG 043/12, art. 17)

ARTÍCULO 4.6.4.2. VENCIMIENTO DE LAS FACTURAS EMITIDAS POR EL LAC. El vencimiento de las facturas emitidas por el LAC será el quinto día hábil posterior a la emisión de la Facturación Mensual. El mismo plazo se aplicará a las notas de ajuste emitidas por el LAC que estén en firme a la fecha de emisión de la Facturación Mensual. Para el efecto, al finalizar el día del vencimiento el LAC deberá tener disponibles y efectivos los recursos de los pagos efectuados por los agentes; en caso contrario se entenderá que no se ha realizado el pago.

Los agentes deberán utilizar los procedimientos de pago de los cargos por uso que indique el LAC. Además, a más tardar el día hábil siguiente al pago deberán suministrar la información que requiera el LAC sobre el abono efectuado, utilizando los medios que este defina.

El no pago de la factura o de las notas de ajuste en la fecha señalada dará lugar a que el LAC aplique el máximo interés moratorio permitido por la ley sobre los saldos pendientes de pago. El LAC informará a los agentes acreedores de dichos dineros el valor que se cause por ese concepto. Cuando se reciba el pago de estos intereses, se procederá a la entrega proporcional a los agentes beneficiarios de las respectivas cuentas.

Si una vez aplicado lo establecido en el artículo 21 de la Resolución CREG 081 de 2007, o aquellas que la sustituyan o modifiquen, resulta un saldo de rendimientos financieros sobre los recaudos efectuados, el LAC lo distribuirá entre los agentes beneficiarios de esos pagos, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha del cálculo de que trata el citado artículo.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 26)

ARTÍCULO 4.6.4.3. PUBLICACIÓN DE CARGOS ESTIMADOS. A más tardar el sexto día calendario de cada Mes, el LAC deberá suministrar a los comercializadores el valor de los Cargos por Uso del STN y del STR y demás cargos que deba liquidar y facturar, estimados para ese mes con la mejor información disponible.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 28)

ARTÍCULO 4.6.4.4. ALCANCE DE LAS ACTIVIDADES DE LIQUIDACIÓN Y ADMINISTRACIÓN DE CUENTAS ASIGNADAS AL LAC. Además de lo establecido en las normas vigentes, la actividad de liquidación de cuentas que está a cargo del LAC comprenderá las siguientes tareas relacionadas con el cálculo, publicación de valores de los mecanismos de cubrimiento para el pago de los Cargos por Uso del STR y del SDL, y administración de garantías:

1. Recolectar, recibir y verificar, de acuerdo con lo establecido en la regulación vigente, la información básica requerida para aplicar la metodología de cálculo de los mecanismos de cubrimiento para el pago de los Cargos por Uso del STR y del SDL.

2. Calcular y publicar los valores que deben garantizar los comercializadores de energía eléctrica para cubrir el pago de los cargos al que estarán obligados por uso del STR y del SDL.

3. Atender reclamos originados en el proceso de cálculo del valor de los mecanismos de cubrimiento para el pago de los Cargos por Uso del STR y del SDL.

4. Revisar y aprobar las garantías presentadas por los comercializadores de energía eléctrica para cubrir el pago de los cargos al que estarán obligados por uso del STR y del SDL.

5. Publicar la información relevante de las garantías presentadas por los comercializadores de energía eléctrica que hayan sido revisadas y aprobadas por el ASIC.

6. Administrar las garantías otorgadas para cubrir el pago de los Cargos por Uso del STR, y ejecutarlas por mandato de un operador de red.

7. Enviar al operador de red las garantías presentadas por el comercializador para cubrir el pago de los Cargos por Uso del SDL, una vez hayan sido revisadas y aprobadas de acuerdo con el numeral 4 de este artículo.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 29)

ARTÍCULO 4.6.4.5. INFORMACIÓN BÁSICA PARA LA LIQUIDACIÓN DE CUENTAS. Para adelantar la actividad de liquidación de cuentas el LAC deberá, entre otras, recolectar la información de cada comercializador sobre la demanda mensual de energía por períodos de carga máxima, media y mínima, y total mensual, de acuerdo con las definiciones estipuladas en la regulación vigente, aplicable para cada sistema. Esta información, que es utilizada para la liquidación de las transacciones del MEM, será la calculada por el ASIC y deberá estar referida a nivel del STN con los factores que para el efecto establezca la regulación vigente, sin incluir las pérdidas del STN.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 30)

Régimen transitorio especial en materia tarifaria para la región Caribe

ARTÍCULO 4.6.5.1. OBJETO. La presente resolución tiene como fin dar cumplimiento a los artículos 2.2.3.2.2.1.2 y 2.2.3.2.2.1.3 del Decreto 1073 de 2015 expedido por el Gobierno Nacional con el fin de establecer el régimen transitorio especial en materia tarifaría para asegurar la sostenibilidad de la prestación eficiente del servicio público domiciliario de energía eléctrica en la región Caribe, de que trata el artículo 318 de la Ley 1955 de 2019.

(Fuente: R CREG 010/20, art. 1)

ARTÍCULO 4.6.5.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Las disposiciones aquí contenidas aplican a los mercados resultantes. En lo no dispuesto en la presente resolución se aplicará lo establecido en la Resolución CREG 015 de 2018.

(Fuente: R CREG 010/20, art. 3)

ARTÍCULO 4.6.5.3. FECHA DE CORTE. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes, la fecha de corte definida en el artículo 3o de la citada resolución es el 31 de diciembre del 2019.

(Fuente: R CREG 010/20, art. 4)

ARTÍCULO 4.6.5.4. FECHA DE SOLICITUD DE APROBACIÓN DE INGRESOS. Las disposiciones transitorias especiales definidas en la presente resolución sólo serán aplicables a las solicitudes de aprobación de ingresos presentadas a la CREG a más tardar el 15 de diciembre de 2020, incluyendo explícitamente alguna de las dos opciones de que trata el artículo 8o.

(Fuente: R CREG 010/20, art. 5)

ARTÍCULO 4.6.5.5. INFORMACIÓN DE LOS MERCADOS RESULTANTES. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, la información de energía, municipios atendidos, inventario de activos, gastos de AOM, transformadores de distribución y las demás requeridas para la aplicación de dicha resolución deberá ser entregada a la CREG con la solicitud de aprobación de ingresos, empleando los formatos definidos en la Circular CREG 029 de 2018.

PARÁGRAFO 1o. En caso de que un OR de los mercados resultantes no entregue alguno de los datos solicitados, la CREG podrá utilizar la mejor información disponible.

PARÁGRAFO 2o. Para efectos de lo dispuesto en el parágrafo 2 del artículo 5o de la Resolución CREG 015 de 2018, durante los primeros noventa (90) días calendario posteriores a la expedición de esta resolución, la Electrificadora del Caribe S. A. E.S.P. deberá enviar a la CREG la información de la Circular CREG 029 de 2018 actualizada al 31 de diciembre de 2019.

(Fuente: R CREG 010/20, art. 6)

ARTÍCULO 4.6.5.6. CÁLCULO DE VALOR IMPLÍCITO. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, para el cálculo de la variable CRIIj,n,l se utilizará el valor correspondiente al mercado caribe, distribuido según los activos en operación a la fecha de corte de cada uno de los mercados resultantes.

(Fuente: R CREG 010/20, art. 7)

ARTÍCULO 4.6.5.7. PRESENTACIÓN DE LOS PLANES DE INVERSIÓN. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, en la solicitud de aprobación de ingresos para el siguiente periodo tarifado las empresas pueden optar por uno de los siguientes mecanismos:

a) Presentación de un plan de inversiones con un horizonte de cinco (5) años, correspondientes al periodo 2021-2025, con la solicitud de aprobación de ingresos enviada a la Comisión en el plazo definido en el artículo 5 de la presente resolución;

b) Presentación de un plan de inversiones, con un horizonte de cuatro (4) años, correspondientes al periodo 2022-2025, a más tardar el 1 de abril del 2021.

En este caso, la BRAENj,n,t, para el primer año se calcula de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.2.2 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018.

El OR en su solicitud de aprobación de ingresos debe indicar a cuál mecanismo se acoge.

En caso de que el OR no presente su plan de inversión en los plazos establecidos en los literales a) y b) de este numeral se considera que hay un incumplimiento a la regulación y una posible afectación de la calidad, seguridad y confiabilidad del STN, STR o SDL. La Comisión procederá a informar a la SSPD para lo de su competencia".

(Fuente: R CREG 010/20, art. 8)

ARTÍCULO 4.6.5.8. CÁLCULO DE AOM BASE. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, para el cálculo de la variable AOM base establecida en el Capítulo 4 de la citada resolución, se utilizará la información del mercado Caribe del periodo 2012-2019 y se aplicará de la siguiente manera:

a) Los gastos anuales de AOM de los mercados resultantes serán calculados con base en la información de Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. de manera proporcional a la base regulatoria de activos eléctricos, a la fecha de corte, de cada uno de los mercados resultantes;

b) Se calculará la variable AOMbasej relacionada en el numeral 4.1 de la Resolución CREG 015 de 2018, considerando las series de AOM demostrado entre el 2015 y el 2019, AOM remunerado entre el 2015 y el 2019 y el AOM destinado a los programas de reducción o mantenimiento de pérdidas entre el 2015 y el 2019;

c) Se calculará la variable AOMbasej relacionada en el numeral 4.1 de la Resolución CREG 015 de 2018, considerando las series de AOM demostrado entre el 2012 y el 2016, AOM remunerado entre el 2012 y el 2016 y el AOM destinado a los programas de reducción o mantenimiento de pérdidas entre el 2012 y el 2016;

d) Para el primer año de inversión, se reconocerá un valor igual al AOMbasej calculado con base en las variables del literal b más un 20%.

e) Para el segundo y tercero años de inversión, se reconocerá un valor igual al AOMbasej calculado con base en las variables del literal b) al cual se le adicionará hasta un 20% de dicha variable.

Los OR de los mercados resultantes deberán demostrar sus gastos a la SSPD a más tardar el 31 de marzo del año inmediatamente posterior al del reconocimiento.

En caso de que algún prestador del servicio de los mercados resultantes no demuestre que, durante alguna de las dos vigencias de los años 2 y 3 del plan de inversión, realizó el gasto adicional del 20% inicialmente reconocido, se deberá regresar la diferencia entre los recursos recibidos y los gastos efectivamente demostrados en la vigencia inmediatamente posterior, como un descuento en las tarifas del servicio, para lo cual se deberá informar al LAC;

f) Para el cuarto año de inversión se reconocerá un valor igual al AOMbasej calculado con base en las variables del literal b).

g) Para el quinto año de inversión se reconocerá un valor igual al AOMbasej calculado con base en las variables del literal c).

(Fuente: R CREG 010/20, art. 9)

ARTÍCULO 4.6.5.9. CÁLCULO DEL AOM DE PÉRDIDAS. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, para el cálculo de la variable AOMPj,k del numeral 7.3.2.3 de dicha resolución, se utilizará la información del mercado Caribe y se repartirá en forma proporcional a la longitud de las redes rurales de nivel de tensión 2 de los mercados resultantes.

(Fuente: R CREG 010/20, art. 10)

ARTÍCULO 4.6.5.10. AOM TOTAL RECONOCIDO. Durante la vigencia del régimen transitorio especial, el AOM total reconocido no será inferior al 3% de la base regulatoria de activos del año anterior.

En el caso de que el valor del AOM total reconocido sea inferior al 3% de la base regulatoria de activos del año anterior, la diferencia entre estos valores se deberá adicionar al valor del ingreso anual por concepto de AOM.

(Fuente: R CREG 010/20, art. 11)

ARTÍCULO 4.6.5.11. PÉRDIDAS EFICIENTES. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, los índices de pérdidas eficientes de dichos mercados durante la vigencia del régimen transitorio especial serán iguales a los calculados para el mercado Caribe a la fecha de expedición de la Ley 1955 de 2019.

PARÁGRAFO 1o. Para la determinación de las pérdidas eficientes de los niveles de tensión 2 y 3, durante los tres primeros meses del quinto año del plan de inversiones, los OR que atiendan los mercados resultantes deberán presentar a la CREG los estudios establecidos en el literal d), del numeral 7.1.1.2 de la Resolución CREG 015 de 2018.

Para la determinación de las pérdidas eficientes del nivel de tensión 1 los agentes deben presentar a la CREG el estudio señalado en el numeral 7.1.1.3, durante los tres primeros meses del quinto año del plan de inversiones.

PARÁGRAFO 2o. Para definir los índices de pérdidas eficientes a partir de los estudios de pérdidas definidos en el párrafo anterior se aplicará lo señalado en los literales e) del numeral 7.1.1.2 y en el último párrafo numeral 7.1.1.3 de la Resolución CREG 015 de 2018, según corresponda.

(Fuente: R CREG 010/20, art. 12)

ARTÍCULO 4.6.5.12. PÉRDIDAS RECONOCIDAS. El índice de pérdidas reconocidas, Pj,n,m,t, de que trata el numeral 7.1.3 de la Resolución 015 de 2018, se calculará con base en la siguiente expresión:

Índice de pérdidas reconocidas del nivel de tensión n del OR j a aplicar en el mes m del año t.

Índice de pérdidas de energía en nivel de tensión 1 del OR j calculado para el año t. El primer año del plan, esta variable será igual a PT_j,1,0, que corresponde al índice calculado para el año que finaliza en la fecha de corte

Índice de pérdidas eficientes para el OR j en el nivel de tensión n según lo establecido en el numeral 7.1.1. de la Resolución CREG 015 de 2018.

Índice de pérdidas adicionales reconocidas para el OR j en el nivel de tensión n para el año t según lo establecido en el numeral 7.1.3.1 de la Resolución CREG 015 de 2018.

PARÁGRAFO 1o. El reconocimiento de pérdidas con base en los factores resultantes de la presente resolución se efectuará a partir del mes siguiente al de la fecha del auto de inicio de la actuación administrativa que se expida para atender la solicitud de aprobación de ingresos.

Para tal efecto, una vez se encuentre en firme la resolución que apruebe los respectivos ingresos con base en esta metodología, los comercializadores de energía eléctrica deben trasladar a sus usuarios el reconocimiento de pérdidas calculado según el artículo 14 de la presente resolución. Una vez recaudados estos valores, deberán ser trasladados a los respectivos OR, según la facturación y liquidación que cada OR realice para tal fin, con base en la información de ventas de energía de cada comercializador registrada en el SUI.

(Fuente: R CREG 010/20, art. 13)

ARTÍCULO 4.6.5.13. APLICACIÓN TRANSITORIA DEL ARTÍCULO 14 DE LA RESOLUCIÓN CREG 119 DE 2007 EN LOS MERCADOS RESULTANTES. Durante los primeros doce meses de aplicación de la resolución que apruebe ingresos a los OR de los mercados resultantes, la variable se calculará de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde

Costos de compra de energía ($/kWh) del Comercializador Minorista i, para el mercado resultante j, para el mes m, según la metodología vigente para tal fin.

Fracción de las pérdidas de energía eficientes reconocidas por la CREG, para el mercado resultante j, en el mes m, acumulados hasta el nivel de tensión n del Sistema de Distribución respectivo.

Es igual a las variables de que trata el numeral 7.2 del Capítulo 7 de la Resolución CREG 015 de 2018 y con base en lo establecido en la presente resolución.

Fracción que corresponde a las pérdidas de energía por uso del Sistema de Transmisión Nacional asignadas por el ASIC durante el mes m-1, conforme a la metodología vigente.

Corresponde al costo retrospectivo por el reconocimiento de pérdidas de energía eléctrica, en el nivel de tensión n, para el mercado resultante j, calculado de la siguiente manera:

Donde:

Número de meses entre el último día calendario del mes de inicio de la actuación administrativa para cada OR j y el último día calendario del mes anterior al del inicio de aplicación de la nueva metodología.

Fracción de las pérdidas de energía eficientes reconocidas por la CREG, para el mercado resultante j, en el primer mes de vigencia de los ingresos aprobados con base en la presente metodología, acumulados hasta el nivel de tensión n del Sistema de Distribución respectivo.

Es igual a las variables de que trata el numeral 7.2 del Capítulo 7 de la Resolución CREG 015 de 2018 para el primer mes de aplicación.

Fracción que corresponde a las pérdidas de energía por uso del Sistema de Transmisión Nacional asignadas por el ASIC durante el mes ma, conforme a la metodología vigente.

Fracción de las pérdidas de energía eficientes reconocidas por la CREG, aplicadas en el mercado resultante j, en el mes ma, acumulados hasta el nivel de tensión n del sistema de distribución respectivo.

Cargos por uso del Sistema Nacional de Transmisión ($/kWh) para el mes m determinados conforme al artículo 9o de la presente Resolución.

Cargo en $/kWh por concepto del Plan de Pérdidas, del Mercado de Comercialización j, en el mes m.

(Fuente: R CREG 010/20, art. 14)

ARTÍCULO 4.6.5.14. INDICADORES DE REFERENCIA DE CALIDAD MEDIA Y DE CALIDAD MÍNIMA GARANTIZADA. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, el cálculo de los indicadores de referencia de calidad media y de calidad mínima garantizada, definidos en el numeral 5.2.5 de la citada resolución, se realizará con la información del 2019.

(Fuente: R CREG 010/20, art. 15)

ARTÍCULO 4.6.5.15. METAS DE CALIDAD DEL SERVICIO. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, las metas de calidad media para el año 5 del plan de inversiones serán iguales a las obtenidas con base en los indicadores de referencia de calidad media de los mercados resultantes, calculados con la información del 2019, aplicando una reducción del 34%.

(Fuente: R CREG 010/20, art. 16)

ARTÍCULO 4.6.5.16. TRANSICIÓN ENTRE ESQUEMAS DE CALIDAD. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, la transición establecida en el numeral 5.2.16 del anexo general deberá efectuarse según las siguientes disposiciones:

a) Es obligación del OR y del comercializador aplicar los incentivos y compensaciones resultantes de la aplicación de las disposiciones de la Resolución CREG 097 de 2008, con base en la información que reporten los OR hasta el 2020. Esto, sin perjuicio de que su aplicación se traslape con el reporte de eventos y de indicadores de la presente resolución.

Las compensaciones pendientes deberán aplicarse en la factura de cada usuario en el segundo mes de aplicación de los ingresos aprobados;

b) Los eventos sucedidos en los SDL a partir del 1 de enero del primer año del plan de inversiones deben ser considerados en la aplicación de la regulación de calidad del servicio establecida en la Resolución CREG 015 de 2018.

c) A partir del 1 de enero del primer año del plan de inversiones debe iniciarse la aplicación de las disposiciones de calidad del servicio del numeral 5.2 de la Resolución CREG 015 de 2018, con las siguientes excepciones:

- Durante los primeros cinco años del plan de inversiones presentado en la vigencia del presente régimen transitorio especial, cuando el valor del indicador de calidad media de duración o frecuencia sea superior al valor de la meta respectiva, el valor de los incentivos fijos de calidad media If_SAIDIj,t e If_SAIFIj,t será igual a cero.

- Durante el primer año de aplicación de los incentivos a la calidad media, cuando el valor del indicador de calidad media de duración o frecuencia sea superior al valor de la meta respectiva, el valor de los incentivos variables de calidad media Iv_SAIDIj,t e Iv_SAIFIj,t será igual a cero.

- A partir del segundo año de aplicación de los incentivos a la calidad media, el incentivo variable de calidad por duración de eventos, cuando el valor de SAIDIj,t-1 es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia de su meta para el año t-1, se obtiene utilizando la siguiente expresión:

Donde:

Meta de duración de los eventos para el OR j, para el año t-1.

Valor del indicador de duración de eventos utilizado para calcular y limitar el valor del incentivo, cuando el SAIDij,t 1 es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia.

Indicador de duración de referencia de los eventos, en horas al año, de que trata el numeral 5.2.5.

Meta de largo plazo para el indicador de duración de los eventos, fijada en 2 horas/ año.

Indicador de duración de los eventos alcanzado por el OR j en el año t-1, calculado con base en lo establecido en el numeral 5.2.3.1.

Incentivo variable máximo con respecto al indicador de duración de los eventos, para el OR j, en el año t, cuando el SAIDij,t-1 es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia.

Costo de reposición de referencia del OR j en el nivel de tensión n al inicio del periodo tarifario, de que trata el numeral 6.4.2.

Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR j en el nivel de tensión n para el año t-1, calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.1.1.2.

- A partir del segundo año de aplicación de los incentivos a la calidad media, el incentivo variable de calidad por frecuencia de eventos, cuando el valor de SAIFIJ,t-1 es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia de su meta para el año t-1, se obtiene utilizando la siguiente expresión:

Donde:

Meta de frecuencia de eventos para el OR j, para el año t-1.

Valor del indicador de frecuencia de eventos utilizado para calcular y limitar el valor del incentivo, cuando el SAIFIj,t-1 es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia.

Frecuencia de referencia de ocurrencia de los eventos, en cantidad, de que trata numeral 5.2.5.

Meta de largo plazo para el indicador de frecuencia de los eventos, fijada en 9 veces/ año.

Indicador de frecuencia de eventos, alcanzado por el OR j en el año t-1, calculado con base en lo establecido en el numeral 5.2.3.1.

Incentivo variable máximo con respecto al indicador de frecuencia de eventos, para el OR j, en el año t, cuando el SAIFIj,t-1 es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia.

Costo de reposición de referencia del OR j en el nivel de tensión n al inicio del periodo tarifario, de que trata el numeral 6.4.2.

Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR j en el nivel de tensión n para el año t-1, calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.1.1.2.

d) A partir de la fecha de presentación de la solicitud de ingresos el OR iniciará con la responsabilidad de reporte del plan anual de trabajos de reposición o modernización en subestaciones, en los plazos determinados para tal fin en el numeral 5.2.2 de la Resolución CREG 015 de 2018.

(Fuente: R CREG 010/20, art. 17)

ARTÍCULO 4.6.5.17. PORCENTAJE DE REDUCCIÓN ANUAL DE INDICADORES DE REFERENCIA DE CALIDAD MEDIA. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, para todos los años del plan de inversiones, la meta anual será calculada por la CREG aplicando una reducción del 8% anual con respecto a los indicadores de referencia de calidad media.

(Fuente: R CREG 010/20, art. 18)

ARTÍCULO 4.6.5.18. REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN MIENTRAS SE APRUEBAN LOS INGRESOS ANUALES. Mientras se aprueban los ingresos anuales con base en la metodología definida en la Resolución CREG 015 de 2018 y lo dispuesto en esta resolución, los cargos de distribución de los niveles de tensión 1, 2 y 3 de los mercados resultantes corresponderán a los aprobados para el mercado caribe en aplicación de la Resolución CREG 097 de 2008.

Para la determinación de los ingresos de los activos en el nivel de tensión 4, el ingreso que corresponde al mercado caribe se distribuirá proporcionalmente a los activos, en este nivel de tensión, de los OR que atiendan los mercados resultantes.

Dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha de inicio de actividades de los OR de los mercados resultantes, los agentes deberán enviar al LAC la relación de activos correspondiente. La CREG revisará que la suma de los activos reportados por los OR de los mercados resultantes no supere el valor total de los activos del nivel de tensión 4 del mercado caribe calculado con base en la información entregada en el parágrafo 2 del artículo 6o de la presente resolución.

PARÁGRAFO. Los ingresos que se aprueben en desarrollo de lo previsto en esta resolución estarán vigentes por cinco (5) años a partir de la firmeza de la resolución particular. Vencido el período de vigencia, estos continuarán rigiendo hasta que se aprueben los nuevos de acuerdo con la metodología de remuneración de la actividad de distribución vigente en ese momento.

(Fuente: R CREG 010/20, art. 19)

ARTÍCULO 4.6.5.19. REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN. Mientras se reemplaza, modifica o sustituye la Resolución CREG 180 de 2014 y se aprueban nuevos cargos de comercialización, los comercializadores integrados con los OR que atiendan los mercados resultantes aplicarán el costo base de comercialización de energía eléctrica, el riesgo de cartera de usuarios tradicionales, el riesgo de cartera de usuarios de áreas especiales y la prima de riesgo de cartera por atender usuarios ubicados en barrios subnormales para el mercado caribe establecidos con base en la metodología de la Resolución CREG 180 de 2014.

(Fuente: R CREG 010/20, art. 20)

ARTÍCULO 4.6.5.20. TRANSICIÓN OPCIONAL. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, se podrá presentar a la CREG una opción tarifaria para la aplicación gradual de variaciones de tarifas al usuario final, siempre y cuando no se excedan los parámetros establecidos en la resolución vigente que establezca una opción tarifaria para definir los costos máximos de prestación del servicio que podrán ser trasladados a los usuarios regulados del servicio público de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional que se encuentre o, en su defecto, en la Resolución CREG 168 de 2008.

(Fuente: R CREG 010/20, art. 21)

Mecanismos de verificación de la información de AOM entregada por los operadores de red para el ajuste anual del porcentaje de AOM a reconocer

Disposiciones generales

ARTÍCULO 4.7.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente resolución aplica a todos los Operadores de Red (OR) que tengan cargos de distribución aprobados conforme a lo establecido en la Resolución CREG 097 de 2008.

(Fuente: R CREG 051/10, art. 1)

ARTÍCULO 4.7.1.2. CONTRATACIÓN DE FIRMAS DE AUDITORÍA. Para dar cumplimiento a lo establecido en el numeral 10.3 del Anexo General de la Resolución CREG 097 de 2008, relacionado con la obtención del visto bueno respecto de la información de gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) entregada anualmente, los Operadores de Red deberán contratar, con la debida anticipación a la fecha de reporte de la información a la CREG, una firma auditora que cumpla con los requisitos establecidos en el Anexo 1 de esta resolución.

El informe que entregue el auditor, sobre la verificación de la información de AOM, debe incluir, entre otros, el formulario del Anexo 2 de esta resolución, debidamente diligenciado y su concepto de visto bueno o de salvedad sobre la información entregada por el OR.

(Fuente: R CREG 051/10, art. 2)

ARTÍCULO 4.7.1.3. FECHA DE ENTREGA DE INFORMACIÓN DE AOM. Los Operadores de Red deben entregar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, a más tardar el 30 de abril de cada año, la información de AOM del año anterior junto con el informe del auditor contratado y la información adicional que se señala en esta resolución.

La información presentada después de esta fecha se considerará como no entregada para efectos de lo previsto en el numeral 10.3 de la Resolución número CREG 097 de 2008.

(Fuente: R CREG 051/10, art. 3) (Fuente: R CREG 024/12, art. 5)

ARTÍCULO 4.7.1.4. PORCENTAJE DE AOM. La información de AOM entregada a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, que cuente con el visto bueno del auditor se tomará como el valor del AOM demostrado (AOMDj,k-1), el cual se utilizará para que el Operador de Red calcule el porcentaje de AOM a reconocer (PAOMRj,k), en la forma prevista en el numeral 10.3 del Anexo General de la Resolución número CREG 097 de 2008.

El valor de este porcentaje y de los nuevos cargos máximos, calculados en la forma prevista en el numeral 6.4 del Anexo General de la Resolución número CREG 097 de 2008, deben informarse a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios junto con la respectiva explicación sobre su cálculo, a más tardar en la fecha prevista en el artículo 3o de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 051/10, art. 4) (Fuente: R CREG 024/12, art. 6)

ARTÍCULO 4.7.1.5. APLICACIÓN DEL PORCENTAJE DE AOM. A más tardar el 30 de abril de cada año, los Operadores de Red informarán, mediante comunicación escrita, al LAC y a cada uno de los comercializadores que atienden usuarios en su mercado de comercialización, el nuevo porcentaje de AOM a reconocer (PAOMRj,k). Además, en la misma fecha, los Operadores de Red deberán informar a los comercializadores los nuevos cargos máximos de distribución que se aplicarán desde el mes de mayo, indicándoles que el LAC también modificará el valor del Cargo del Nivel de Tensión 4.

Por su parte, los comercializadores deberán incluir en el primer aviso de publicación de tarifas, posterior al recibo de la anterior comunicación, una anotación sobre el cambio del porcentaje de AOM a reconocer (PAOMRj,k).

(Fuente: R CREG 051/10, art. 5) (Fuente: R CREG 024/12, art. 7)

ARTÍCULO 4.7.1.6. FORMATO PARA ENTREGA DE INFORMACIÓN. La CREG publicará mediante circular el archivo en medio magnético que deben entregar los Operadores de Red con la información solicitada.

(Fuente: R CREG 051/10, art. 6)

ARTÍCULO 4.7.1.7. ARTÍCULO TRANSITORIO. Para la información relativa al año 2009, la Fecha de Entrega de Información de AOM, será el 31 de agosto de 2010. Los OR tendrán la opción de entregar, antes de este día, la información a la CREG y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

Sobre esta misma información del año 2009, los OR darán cumplimiento a lo establecido en el artículo 5o de esta resolución, el último día hábil del mes de entrega de la información y aplicarán el nuevo porcentaje de AOM a reconocer (PAOMRj,k) a partir del primer día del mes siguiente al de la entrega.

(Fuente: R CREG 051/10, art. 7) (Fuente: R CREG 090/10, art. 1)

Firmas auditoras de la información de AOM (Anexo 1)

ARTÍCULO 4.7.2.1. REQUISITOS DE LAS FIRMAS. Las firmas que realicen las auditorías que deben contratar los Operadores de Red para la revisión y validación de la información de AOM que reporten a la CREG deben cumplir los siguientes requisitos:

- Deben estar constituidas como personas jurídicas cuyo objeto social incluya los servicios de Auditoría.

- La empresa auditora debe asignar a un profesional con experiencia en Costeo Basado en Actividades con el siguiente perfil:

La firma de Auditoría no debe hallarse incursa en ninguna causal de inhabilidad o incompatibilidad legal o en conflicto de intereses para la elaboración de su informe.

Las empresas deben exigir a las firmas auditoras incluir, en el contrato con el profesional asignado para la auditoría de Gastos AOM, un compromiso de atender cualquier aclaración relacionada con su dictamen. El dictamen es una responsabilidad profesional personal e intransferible. De todas formas la responsabilidad contractual recae en la firma auditora, por lo cual esta debe tomar las precauciones que sean del caso.

Para verificar el cumplimiento de los requisitos del auditor, la firma deberá incluir en el reporte de auditoría un anexo donde se pueda verificar el cumplimiento de lo exigido a la firma y la hoja de vida del profesional con experiencia en costos ABC, donde debe acreditarse como la persona idónea que cumple con el perfil requerido para emitir el dictamen.

(Fuente: R CREG 051/10, ANEXO 1 Num. 1)

ARTÍCULO 4.7.2.2. ACTIVIDADES DE LAS AUDITORÍAS. - Verificar que la empresa tenga implementado un sistema de costos y gastos por actividades conforme a lo previsto en la Resolución SSPD 33635 de 2005.

- Verificar que la asignación de los recursos de costos indirectos a las actividades se hayan efectuado a través de "drivers" o factores de asignación que muestren la situación de la empresa.

- Verificar que los gastos administrativos o de soporte se hayan asignado por cada proceso a las unidades de servicio o negocio.

- Verificar que en el informe de AOM se utilice únicamente las cuentas consideradas por la normatividad vigente.

- Verificar que el sistema separa claramente los costos de los negocios no regulados o no relacionados con servicios públicos.

- Verificar que los Outsourcing y Concesiones entregan información para su incorporación en el sistema de costos y gastos por actividades.

- Verificar que las cuentas identificadas como de costo de bienes y servicios para la venta, en el sistema unificado de costos y gastos, solo estén afectando los procesos de la gestión comercial.

- Verificar que dentro del reporte de costos y gastos AOM no se incluyan erogaciones causadas por situaciones que son ajenas a la actividad de distribución de energía eléctrica remunerada mediante cargos por uso.

- Verificar que en el informe de AOM no se hayan registrado conceptos relacionados con las exclusiones establecidas en la Circular CREG 085 de 2008 y en la Resolución CREG 097 de 2008, ni con conceptos que se estén remunerando al OR en forma diferente a cargos por uso de la actividad de distribución.

- Conciliar la información de gastos y costos de AOM, con lo reportado al Sistema de Costos y Gastos para la actividad de distribución y los saldos de contabilidad según el Plan Único de Cuentas, y verificar la consistencia de la información con los valores totales por cuenta.

- Dar sin ambigüedades el visto bueno o concepto de salvedad sobre la información suministrada por las empresas sobre los costos AOM de la actividad de distribución de energía eléctrica.

- Entregar el informe del auditor, firmado por el profesional con experiencia en costeo basado en actividades y de acuerdo con el formato establecido para tal efecto en la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 051/10, ANEXO 1 Num. 2)

Informe de auditor (Anexo 2)

ARTÍCULO 4.7.3.1. 2. El auditor deberá diligenciar el formato "Informe de Auditor" contenido en este Anexo, el cual deberá ser enviado por el Operador de Red a la CREG y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, junto con la información de AOM.

FORMATO DEL INFORME DEL AUDITOR

AUDITORÍA DE LA INFORMACIÓN DE GASTOS AOM

EMPRESA: ________________________________________________________

INFORMACIÓN DEL AÑO: ________

No.	Descripción	Si	No	Valor Verificado	Observación
GENERALES
1	¿Posee la empresa un sistema de información de costos y gastos por actividades, conforme a lo previsto por la Resolución SSPD 33635 de 2005, que le permita identificar claramente los correspondientes a la actividad de distribución remunerada mediante cargos por uso?
2	¿Posee la compañía un mapa de procesos?
3	¿Posee una estructura o mapa de costos, que mediante un diagrama ilustre las diferentes líneas de negocios que tiene la empresa, las subunidades de negocios que se desean costear y los procesos y actividades que permiten la producción y comercialización de los productos o servicios conformantes de cada línea de negocios?
4	¿La asignación de recursos de costos directos se ha efectuado, en forma directa a las actividades determinantes de los procesos operativos y comerciales y a las actividades de los procesos de apoyo administrativo?
5	¿La asignación de los recursos de costos indirectos a las actividades se ha efectuado a través de "drivers" o factores de asignación que muestran la situación de la empresa?
6	¿Los gastos administrativos o de soporte se han estimado para cada proceso y asignado a las unidades de servicio o negocio?
7	¿La información correspondiente a Otros Negocios ha sido debidamente separada de la información de las unidades relacionadas con la prestación del servicio público (distribución y comercialización) y por lo tanto de los gastos AOM a reportar a la CREG?
8	¿Los Outsourcing y concesiones entregan la información para su incorporación en el sistema de costos y gastos por actividades? En caso que no los tenga registrar que No Aplica (N/A)
9	¿Las cuentas identificadas con código 7530, excepto la 753004, en el sistema unificado de costos y gastos solo están afectando los procesos de la gestión comercial y por lo tanto están excluidas de la unidad de distribución y de los gastos AOM? ¿Cuáles son los valores de dichas cuentas y qué negocio o unidad de servicio están afectando?
CUENTAS 5
10	En la cuenta 510204 Gastos médicos y Drogas ¿se excluyeron los correspondientes a personal pensionado? En caso afirmativo ¿cuál es el valor que le corresponde al personal pensionado en el sistema de costos y gastos por actividades y en qué actividad o negocio se registra?
11	En la cuenta 510205 Auxilios y Servicios Funerarios ¿se excluyeron los correspondientes a personal pensionado? En caso afirmativo ¿cuál es el valor que le corresponde a personal pensionado en el sistema de costos y gastos por actividades? En caso contrario, ¿por qué razón la empresa no asigna estos costos a una unidad diferente a la Unidad de Distribución?
12	¿Cuál es el valor de la cuenta 510206 Pensiones de Jubilación en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿A qué unidad o negocio especial se encuentra asignado dicho valor?
13	¿Cuál es el valor de la cuenta 510209 Amortización Cálculo Actuarial en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿A qué unidad (es) o negocio (s) especial (es) se encuentra asignado dicho valor?
14	¿Cuál es el valor que le corresponde a la cuenta 511118 en el sistema de costos y gastos por actividades?
15	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 512007 Multas y 512008 Sanciones en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Dichos valores fueron excluidos de la información de gastos AOM a reportar a la CREG?
16	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 5302 Provisiones en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Dicho valor fue excluido en su totalidad de la información de gastos AOM a reportar a la CREG?
17	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 5340 Amortizaciones en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Qué valor fue excluido de la información de gastos AOM a reportar a la CREG?
18	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 58 Otros Gastos en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Qué valor fue excluido de la información de gastos AOM a reportar a la CREG? ¿De las valores excluidos cuáles conceptos son los más relevantes?
19	¿Se excluyó la cuenta 5815 Ajustes de ejercicios anteriores de la información de gastos AOM a reportar a la CREG?
20	Si la empresa desarrolla otros negocios como los señalados a continuación, ¿los tiene separados en el sistema de costos y les asigna en forma proporcional la parte que deben asumir de los procesos de estrategia y soporte? -- Laboratorio y/o venta de medidores -- Mantenimiento de sistemas de Alumbrado Público -- Montaje o mantenimiento de subestaciones y/o redes de propiedad de terceros. -- Alquiler de equipos -- Outsourcing de facturación a terceros. -- Venta de electrodomésticos -- Otros (especificar)
CUENTAS 7
21	¿Cuál es el valor correspondiente al total de las cuentas 750571 a la 750582 en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Dichos valores fueron excluidos de la información de gastos AOM a reportar a la CREG?
22	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 750590 Otros Servicios Personales en el sistema de costos y gastos por actividades? Verificar que los conceptos de costos llevados por esta cuenta no correspondan a alguno de los excluidos por la CREG en la información de gastos AOM a reportar. (En este caso el auditor puede verificar con los documentos fuente)
23	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 7515 Depreciaciones en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Qué valor fue excluido de la información de gastos AOM a reportar a la CREG? ¿Qué porcentaje representa este valor del saldo total que figura en la cuenta respectiva de la contabilidad de la empresa?
24	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 7517 Arrendamientos en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Qué valor fue excluido de la información de gastos AOM a reportar a la CREG? Si la empresa tiene contratos de leasing de equipos, ¿los excluye de los Gastos AOM? De estos contratos ¿cuál es el valor que figura en el sistema de costos y gastos por actividades?
25	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 7520 Amortizaciones en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Qué valor fue excluido de la información de gastos AOM a reportar a la CREG?
26	¿Cuál es el valor correspondiente a la sumatoria de las cuentas 752006 Amortizaciones y 752090 Otras Amortizaciones en el sistema de costos y gastos por actividades?
27	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 753004 Costo por Conexión en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Del valor total cuánto corresponde a Gastos AOM y cuánto a Remuneración de Activos?
28	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 753590 Otras Contribuciones en el sistema de costos y gastos por actividades? Verificar que los conceptos de costos llevados por esta cuenta no correspondan a alguno de los excluidos por la CREG en la información de gastos AOM a reportar. (En este caso el auditor puede verificar con los documentos fuente)
29	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 7540 Ordenes y Contratos de Mantenimiento y Reparaciones en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Qué valor fue reportado en la información de gastos AOM a la CREG? ¿Cuál es el valor correspondiente a la sumatoria de las cuentas 754009 a la 754015 en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Las cuentas 754001 a la 754008 Órdenes y Contratos de Mantenimiento en el sistema de costos y gastos por actividades no están afectadas por partidas correspondientes a cuentas de reparaciones, remodelaciones de líneas, reposiciones de equipos, ni expansiones de líneas y redes? (Se debe revisar, en el sistema de costos y en la contabilidad, las cifras con valores significativos y cruzarlas con los documentos fuentes y verificar el concepto de dicho costo) (El auditor DEBE verificar con los documentos fuente y constatar que el centro de costos afectado corresponda al activo en mención en dicho documento)
30	¿Contabiliza la empresa lo correspondiente a remodelaciones, reposiciones o expansiones de redes o infraestructura con cargo al activo afectado (activos fijos) o con cargo a las cuentas de resultado (mantenimiento o reparaciones)? ¿Los valores de las cuentas 754001 a la 754008 Órdenes y Contratos de Mantenimiento en el sistema de costos y gastos por actividades no están afectados por partidas correspondientes a servicios de mantenimiento a activos de propiedad de terceros (excepto los activos de uso de Nivel de Tensión 1), como por ejemplo: alumbrado público o plantas industriales etc.? (Se debe revisar en dichas cuentas en el sistema de costos y en la contabilidad de la empresa las cifras cuyos valores son significativos y cruzarlos con los documentos fuentes y verificar el concepto de dicho costo) (El auditor DEBE verificar con los documentos fuente, que el centro de costos afectado corresponda a OTROS NEGOCIOS diferentes a servicios públicos)
31	¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 754090 Otros Contratos de Mantenimiento en el sistema de costos y gastos por actividades? (El auditor debe verificar que esta cuenta no sea afectada por cuentas de reparaciones, remodelaciones de líneas, reposiciones de equipos, ni expansiones de líneas y redes ni por servicios de mantenimiento a activos de propiedad de terceros, excepto los activos de uso de Nivel de Tensión 1)
32	¿La cuenta 756012 Seguros de terrorismo fue excluida de la información de gastos AOM a reportar a la CREG? En caso afirmativo ¿cuál es el valor que le corresponde a Seguros de terrorismo en el sistema de costos y gastos por actividades?
33 y ss.	(El auditor debe adicionar todos los comentarios o recomendaciones que tenga sobre la información reportada por el Operador de Red)

Para Visto Bueno:

De acuerdo con las revisiones y análisis practicados al Sistema de Costos y Gastos por Actividades y al Reporte de Gastos AOM de la empresa, se encuentra que la información incluida en este reporte cumple con lo exigido por la CREG y que las cuentas 51XX90 y 75XX90 no registran conceptos relacionados con las exclusiones señaladas en la Circular CREG 085 de 2008 y en la Resolución CREG 097 de 2008. Con base en lo anterior, se da el visto bueno a la información de gastos y costos de AOM reportada por la empresa ____ (nombre del OR)

Fecha: ___________

Firma Auditora: ________________________

Auditor con experiencia en Costeo Basado en Actividades:

___________________________________________ __________________

Nombre Firma

Para Salvedad:

De acuerdo con las revisiones y análisis practicados al Sistema de Costos y Gastos por Actividades y al Reporte de Gastos AOM de la empresa (nombre del OR) para la CREG, se concluye que la información del Operador de Red no es el resultado de un sistema de costos y gastos por actividades, y/o la información no cumple con las exigencias de la CREG para su reporte.

Fecha: _______

Firma Auditora: _________________________

Auditor con experiencia en Costeo Basado en Actividades:

___________________________________________ __________________

Nombre Firma

Notas sobre el diligenciamiento del informe de Auditor

1. En el campo SÍ, se marca una (X) si la respuesta es positiva.

2. En el campo NO, se marca una (X) si la respuesta es negativa.

3. En el campo Valor Verificado, se escribe el valor solicitado de acuerdo con la pregunta correspondiente.

4. En el campo Observación, el auditor puede hacer cualquier nota referente a los resultados sobre la pregunta citada.

(Fuente: R CREG 051/10, ANEXO 2)

Metodología para la implementación de los planes de reducción de pérdidas no técnicas en los sistemas de distribución local

Introducción

ARTÍCULO 4.8.1.1. OBJETO Y ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente resolución tiene por objeto definir la metodología para la implementación de los planes de reducción de pérdidas no técnicas de energía en los Sistemas de Distribución Local. Se aplicará a los Operadores de Red y Comercializadores Minoristas que atienden usuarios regulados y no regulados en el Sistema Interconectado Nacional.

(Fuente: R CREG 172/11, art. 1)

ARTÍCULO 4.8.1.2. CRITERIOS GENERALES. La metodología para la aprobación de los planes de reducción de pérdidas no técnicas tiene en cuenta los siguientes criterios:

a) Se remunerarán los costos eficientes del Plan, excluyendo la infraestructura utilizada en la prestación del servicio que es remunerada a través de los cargos por uso del STR o SDL vigentes o la que se encuentre en servicio a la fecha de aprobación del Plan.

También se excluyen de esta remuneración las inversiones requeridas para garantizar la confiabilidad, mejorar la calidad del servicio y aquellas destinadas a reducir las pérdidas técnicas e igualmente aquellos costos y gastos asociados con la recuperación de pérdidas que ya se encuentren remunerados.

b) Los costos eficientes del Plan están constituidos por las inversiones y por los costos y gastos aprobados al OR.

c) Las inversiones que correspondan a activos de uso de un OR y sean remuneradas en el Plan, se incluirán en la variable CAPj hasta que sean incluidos en los cargos que se aprueben con base en la metodología de distribución que reemplace la establecida en la Resolución CREG 097 de 2008 o finalice la vigencia del cobro de la variable CAPj.

d) La remuneración de los planes de reducción de pérdidas será aplicable únicamente en los mercados de comercialización que presenten pérdidas de energía eléctrica en el Nivel de Tensión 1 superiores a las pérdidas reconocidas a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución y tendrá una duración de cinco años.

e) La remuneración de los planes de reducción de pérdidas está sujeta al cumplimiento de las metas aprobadas a cada OR en resolución particular. El incumplimiento de las metas será causal de devolución, a los usuarios del mercado de comercialización respectivo, de parte o de la totalidad de los recursos recibidos por este concepto, según lo establecido en esta resolución.

(Fuente: R CREG 172/11, art. 3)

ARTÍCULO 4.8.1.3. REQUISITOS PARA LA PRESENTACIÓN DEL PLAN. El OR j que atienda un mercado de comercialización que presente pérdidas de energía en el Nivel de Tensión 1, Pj,1,0, calculadas según lo establecido en el numeral 4.1.2 del anexo 4 de la presente resolución, superiores a las pérdidas reconocidas a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución, debe someter para aprobación de la CREG el Plan que debe contener, como mínimo, lo establecido en el anexo 1.

(Fuente: R CREG 172/11, art. 4)

ARTÍCULO 4.8.1.4. ESTUDIO PARA APROBACIÓN DEL ÍNDICE DE PÉRDIDAS DE NIVEL DE TENSIÓN 1. El OR que atienda un mercado de comercialización que presente pérdidas de energía en el Nivel de Tensión 1, Pj,1,0, inferiores o iguales a las pérdidas reconocidas a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución, no debe presentar un Plan.

En este caso, el OR debe someter para aprobación de la CREG el Índice de Pérdidas del Nivel de Tensión 1, Pj,1,0, calculado según lo señalado en el numeral 4.1.2 del anexo 4 de la presente resolución. El estudio debe contener toda la información utilizada en el cálculo de las variables IPTj,0 y Pj,1,0 definidas en el anexo 4.

En los mercados de comercialización en los que se cumpla esta condición, la variable CPROGj,m definida en el anexo 3 será igual a cero y el OR no recibirá ingresos por este concepto.

(Fuente: R CREG 172/11, art. 5)

ARTÍCULO 4.8.1.5. PLAZO PARA LA PRESENTACIÓN DE LOS ESTUDIOS PARA APROBACIÓN DEL ÍNDICE DE PÉRDIDAS DE NIVEL DE TENSIÓN 1. Dentro de los treinta (30) días calendario posteriores a la fecha de publicación de la presente resolución en el Diario Oficial, los OR, con pérdidas de nivel de tensión 1 inferiores o iguales a las vigentes reconocidas, deben presentar a la CREG su Estudio para aprobación del Índice de Pérdidas de Nivel de Tensión 1.

PARÁGRAFO. En caso de que un OR con pérdidas inferiores o iguales a las reconocidas no presente el Estudio para aprobación del Índice de Pérdidas de Nivel de Tensión 1 en el plazo determinado, la variable Pj,1,0 será determinada por la Comisión con la mejor información oficial disponible.

(Fuente: R CREG 172/11, art. 6)

ARTÍCULO 4.8.1.6. PLAZO PARA LA PRESENTACIÓN DE LOS PLANES DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS. Los OR con pérdidas de nivel de tensión 1 superiores a las vigentes reconocidas, deben presentar a la CREG su Plan a más tardar el 27 de abril de 2012.

PARÁGRAFO. En caso de que el OR no presente un Plan en el plazo determinado, la variable CPROG_j,m será igual a cero y la variable P_j,1 se determinará según lo establecido en el numeral 5.2.2 del anexo 5 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 172/11, art. 7) (Fuente: R CREG 031/12, art. 6)

ARTÍCULO 4.8.1.7. EVALUACIÓN DEL PLAN PRESENTADO POR UN OR. Una vez entre en vigencia la metodología de remuneración de la actividad distribución que remplace la establecida en la Resolución CREG 097 de 2008, la Comisión de Regulación de Energía y Gas expedirá en resolución aparte los plazos y parámetros para la presentación y evaluación de los planes de reducción de pérdidas que deben presentar los Operadores de Red.

(Fuente: R CREG 172/11, art. 8) (Fuente: R CREG 178/13, art. 1)

ARTÍCULO 4.8.1.8. INICIO DEL PLAN. Los planes de reducción de pérdidas ordenados por los literales c), d) y e) del artículo 3o del Decreto número 387 de 2007 entrarán en aplicación una vez entren en vigencia los cargos de distribución aprobados mediante la metodología de remuneración de la actividad, distribución que remplace la establecida en la resolución CREG 097 de 2008, de acuerdo con lo previsto en el Decreto número 1937 de 2013.

Los requisitos técnicos para la implementación de los planes de reducción de pérdidas no técnicas por parte de cada OR serán establecidos por la Comisión de Regulación de Energía en Gas en resolución posterior.

(Fuente: R CREG 172/11, art. 9) (Fuente: R CREG 178/13, art. 2)

ARTÍCULO 4.8.1.9. SEGUIMIENTO DEL PLAN. La Comisión de Regulación de Energía en Gas expedirá en resolución aparte el procedimiento de evaluación de cumplimiento de las metas del plan de pérdidas no técnicas.

(Fuente: R CREG 172/11, art. 10) (Fuente: R CREG 178/13, art. 3)

ARTÍCULO 4.8.1.10. CAUSALES PARA LA SUSPENSIÓN DEL RECONOCIMIENTO DE LOS COSTOS ASOCIADOS CON LOS PLANES. Las causales de suspensión del reconocimiento de los costos asociados con los planes son:

a) Incumplimiento en la meta de reducción de pérdidas en dos períodos de evaluación consecutivos. Un OR incumple una meta cuando el resultado final de su índice es superior a la meta aprobada para el respectivo período de evaluación.

b) Cuando se verifique que la vinculación de usuarios a la red está incompleta o desactualizada en el SUI de acuerdo con lo establecido en el anexo 7.

c) Cuando se encuentren fronteras comerciales entre agentes de responsabilidad del Comercializador integrado con el ORj cuya información de las características de la misma (nivel de tensión, precisión, tipo de frontera) difiera de la registrada en el SIC.

Cuando se presente esta situación el OR deberá corregir la información en los plazos establecidos en la Resolución CREG 006 de 2003 o aquella que la modifique o sustituya. Si al finalizar este periodo no es corregida la situación, se entenderá como incumplimiento en la ejecución del Plan y se procederá a la devolución de los ingresos según lo establecido en el artículo 15 y el artículo 16 de la presente resolución según corresponda y se dará por finalizado el mismo.

d) Cuando, a partir del decimotercer (13) mes de inicio del Plan, el OR no informe al LAC, durante dos meses consecutivos, el registro de las medidas entre niveles de tensión para determinar el factor FDFj,k?n,m de que trata el numeral 4.3.6 del anexo 4 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 172/11, art. 11)

ARTÍCULO 4.8.1.11. CAUSALES PARA LA CANCELACIÓN AUTOMÁTICA DEL PLAN. Las causales de cancelación automática del Plan, sin que se requiera declaración de ninguna autoridad, son:

a) Incumplimiento de las metas del Plan durante tres períodos de evaluación consecutivos.

b) Reincidencia en alguna de las causales de suspensión del Plan.

c) Cuando hayan transcurrido seis (6) meses posteriores a la detección y notificación de inconsistencias en la información del vínculo cliente red y el OR no haya corregido la situación, según lo establecido en el anexo 7.

d) En caso de que el OR reporte, como parte de la ejecución del Plan, redes existentes a la fecha de solicitud del Plan, según lo establecido en el anexo 7.

e) Cuando un OR decida finalizar el Plan, según lo establecido en el artículo 13 de la presente resolución.

f) No constituir el encargo fiduciario en los términos y plazos señalados en el artículo 14 de la presente resolución.

g) Cuando la información de ventas de energía reportada al SUI por un comercializador incumbente, utilizada para el seguimiento del Plan, sea modificada en el SUI con posterioridad a la fecha del cálculo del índice respectivo y con la nueva información el OR no cumpla con la senda aprobada para el respectivo período de evaluación.

(Fuente: R CREG 172/11, art. 12)

ARTÍCULO 4.8.1.12. CANCELACIÓN DE LA EJECUCIÓN DEL PLAN POR PETICIÓN DEL OR. El OR podrá solicitar la cancelación del Plan en cualquier momento sujeto a las siguientes condiciones:

a) Si el OR cumplió la meta aprobada para el periodo de evaluación anterior al de la fecha de solicitud de cancelación del Plan, no debe devolver ingresos por concepto del Plan.

b) Si el OR incumplió la meta aprobada para el periodo de evaluación anterior al de la fecha de solicitud de cancelación del Plan, debe devolver los ingresos recibidos durante el periodo de incumplimiento, de acuerdo con lo señalado en el anexo 8o.

c) Si el OR se encuentra en causal de suspensión del Plan debe devolver los ingresos recibidos durante los periodos de incumplimiento, de acuerdo con lo señalado en el anexo 8o.

Cuando el OR solicite la cancelación de la ejecución del Plan se suspenderá inmediatamente el cobro del CPROGj,m y las pérdidas reconocidas en el nivel de tensión 1, Pj,1, serán iguales a las aplicables a partir de la finalización del Plan, según lo establecido en el numeral 5.2 del anexo 5 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 172/11, art. 13)

ARTÍCULO 4.8.1.13. CONSTITUCIÓN DE UN ENCARGO FIDUCIARIO POR SUSPENSIÓN DEL PLAN. Cuando el OR incurra en alguna de las causales de suspensión del Plan, según lo establecido en el artículo 11 de esta resolución, deberá constituir un encargo fiduciario para que allí sean depositados los recursos recaudados por los Comercializadores por concepto del CPROGj,m durante el periodo de suspensión de la remuneración del Plan al OR.

El OR tendrá un plazo de un (1) mes, a partir de la fecha en la cual el OR se encuentre incurso en una de las causales de suspensión, para constituir el encargo fiduciario y no deberá utilizar los recursos depositados en este mientras se encuentre suspendida la remuneración del Plan al OR.

Lo ordenado en esta resolución debe hacer parte del contrato del encargo fiduciario. En el reglamento de inversión se deberá especificar que las inversiones que se pueden hacer con los recursos del encargo fiduciario deben ser de bajo riesgo.

El OR será el fideicomitente y el encargo fiduciario deberá constituirse con una entidad fiduciaria que acredite una calificación correspondiente a grado de inversión, expedida por una entidad autorizada por la Superintendencia Financiera o quien haga sus veces. La remuneración por la administración del fideicomiso y todos los costos asociados estarán a cargo del fideicomitente.

Una vez constituido el encargo fiduciario, el OR debe comunicar al LAC y a los Comercializadores del mercado la información necesaria para que los recursos del programa sean consignados en el encargo fiduciario durante el período de suspensión del Plan.

Si al finalizar el siguiente período de evaluación, posterior al de la suspensión de la remuneración, el OR cumple con la meta aprobada para ese período, se reiniciará la remuneración del Plan directamente al OR, este podrá cancelar el encargo fiduciario y utilizar los valores allí depositados.

En caso de cancelación del Plan, la entidad fiduciaria debe informar al LAC y a la CREG el monto de los recursos disponibles en el encargo fiduciario a la fecha de cancelación del Plan. Este valor corresponderá a la variable ITFj de que trata el numeral 8.2 del anexo 8 de la presente resolución y el OR podrá cancelar el encargo fiduciario y utilizar los recursos allí depositados solamente cuando haya finalizado el periodo de devolución de los recursos del encargo fiduciario, de acuerdo con lo definido en el numeral 8.2 del anexo 8o de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 172/11, art. 14)

ARTÍCULO 4.8.1.14. DEVOLUCIÓN DE INGRESOS POR PARTE DEL OR. Cuando se presente incumplimiento en la ejecución del Plan por parte de un OR, de acuerdo con lo establecido en el anexo 6 de la presente resolución o en caso de que un OR decida finalizar unilateralmente la ejecución del Plan y deba devolver recursos, según lo dispuesto en el artículo 13, el OR deberá retornar los ingresos recibidos por este concepto a los usuarios del Mercado de Comercialización, durante los doce (12) meses posteriores a la cancelación del Plan, a través de un valor negativo de la variable CPROGj,m, de acuerdo con la metodología establecida en el numeral 8.1 del anexo 8 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 172/11, art. 15)

ARTÍCULO 4.8.1.15. DEVOLUCIÓN DE INGRESOS DEPOSITADOS EN EL ENCARGO FIDUCIARIO. Cuando se presente incumplimiento en la ejecución del Plan por parte de un OR de acuerdo con lo establecido en el anexo 6 de la presente resolución o en caso de que un OR decida finalizar unilateralmente la ejecución del Plan, los ingresos depositados en el encargo fiduciario se trasladarán a los usuarios del Mercado de Comercialización durante un periodo de seis (6) meses, posteriores a la devolución de ingresos por parte del OR de que trata el artículo 15 de esta Resolución, a través de la variable CPROGj,m, de acuerdo con la metodología establecida en el numeral 8.2 del anexo 8 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 172/11, art. 16)

ARTÍCULO 4.8.1.16. PÉRDIDAS RECONOCIDAS EN LOS NIVELES DE TENSIÓN 2, 3 Y 4. Para los niveles de tensión 2, 3 y 4, las pérdidas reconocidas, Pj,n, (n = 2, 3 o 4), corresponden a las pérdidas técnicas aprobadas a cada OR en la resolución particular de costos y cargos máximos de distribución, calculadas de acuerdo con lo establecido en el numeral 12.1 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008.

Para la aplicación de lo establecido en el artículo 14 de la Resolución CREG 119 de 2007, los valores de las variables IPRn,m,j se calcularán aplicando las fórmulas de las variables PRn,j definidas en el numeral 12.3 del Anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 según corresponda y con base en las pérdidas reconocidas Pj,n n= 2, 3 o 4 definidas en esta resolución.

(Fuente: R CREG 172/11, art. 17)

ARTÍCULO 4.8.1.17. PÉRDIDAS RECONOCIDAS EN EL NIVEL DE TENSIÓN 1, PJ,1. Corresponden a las pérdidas eficientes en el nivel de tensión 1, calculadas de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 097 de 2008 y el anexo 5 de la presente resolución. Este valor de pérdidas reemplazará al aprobado en la resolución particular de costos y cargos máximos de distribución para cada OR y el definido en la Resolución CREG 119 de 2008 para cada mercado de comercialización.

El valor de la variable IPR1,m,j se calculará aplicando la fórmula de la variable PRI,1 definida en el numeral 12.3 del Anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 y con base en las pérdidas reconocidas Pj,1 definidas en esta resolución.

De acuerdo con los parágrafos 1 y 2 del artículo 14 de la Resolución CREG 119 de 2007 los valores de las variables IPR1,m,j corresponderán a los definidos en este artículo a partir del inicio del Plan, según lo señalado en el artículo 9o de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. Para las empresas que deben presentar Plan de acuerdo con lo establecido en el artículo 4o de la presente resolución, el valor de la variable Pj,1 será el determinado de acuerdo con lo establecido en el numeral 5.2.2 del anexo 5 cuando se presente una de las siguientes situaciones:

a) A partir de la fecha de finalización del Plan.

b) El OR no presentó Plan en la oportunidad establecida en el artículo 7o de la presente resolución.

c) Cuando el OR haya presentado un Plan que no fue aprobado por incumplimiento de los requisitos mínimos exigidos en el artículo 4o de la presente resolución.

d) Cuando la CREG haya aprobado la ejecución del Plan en resolución particular y el OR no haya publicado e informado a la CREG su aceptación en el término establecido en la presente resolución.

e) Cuando se cancele el Plan según lo establecido en el artículo 12 de la presente resolución.

f) Cuando por petición del OR se cancele la ejecución del Plan.

PARÁGRAFO 2o. Para las empresas que, de acuerdo con lo establecido en el artículo 5o de la presente resolución, no presentan el Estudio para aprobación del Índice de Pérdidas de Nivel de Tensión 1 en la oportunidad establecida en el artículo 6o de la presente resolución, la variable Pj,1,0 estará vigente a partir del mes siguiente al de entrada en vigencia de la resolución particular.

(Fuente: R CREG 172/11, art. 18)

ARTÍCULO 4.8.1.18. VERIFICACIÓN DE LA INFORMACIÓN. Durante el proceso de aprobación del Plan, la CREG podrá hacer la revisión de la información entregada, cuando lo estime conveniente, sin perjuicio de la facultad de decretar otras pruebas conforme al artículo 108 de la Ley 142 de 1994.

Durante la ejecución se podrá efectuar la revisión de la información con base en el mecanismo establecido en el anexo 7 de la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 172/11, art. 19)

ARTÍCULO 4.8.1.19. ACTUALIZACIÓN, LIQUIDACIÓN Y RECAUDO DEL CPROGJ,M. Los cargos por concepto de remuneración de los Planes de reducción de pérdidas serán actualizados y liquidados por el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC) y facturados y recaudados por los OR a los comercializadores que atienden Usuarios en su mercado de comercialización, siguiendo las disposiciones contenidas en el anexo 3 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 172/11, art. 20)

ARTÍCULO 4.8.1.20. FUSIÓN O ESCISIÓN DE EMPRESAS. Cuando se presente fusión o escisión de empresas se debe aplicar lo siguiente:

a) Los OR participantes en la fusión o escisión deben solicitar la cancelación del Plan aprobado, en este caso aplican las condiciones señaladas en los literales a), b) y c) del artículo 13 de la presente resolución. Si alguna de las empresas debe devolver ingresos, el valor a devolver se trasladará únicamente a los usuarios de su mercado de comercialización.

b) Una vez se haga efectiva la fusión o escisión del mercado de comercialización, se cancelará la remuneración de los planes de reducción de pérdidas aprobados a cada una de las empresas participantes.

c) La empresa resultante de la fusión o escisión puede presentar a la Comisión la solicitud de aprobación de un nuevo Plan o un nuevo Estudio para aprobación del Índice de Pérdidas de Nivel de Tensión 1, de acuerdo con lo establecido en el artículo 4o o el artículo 5o de la presente resolución, según corresponda.

d) El valor de la variable Pj,1 de la empresa resultante de la fusión se calculará como el promedio ponderado por las ventas de nivel de tensión 1 de la variable Pj,1 de cada empresa, vigente al momento de solicitar la cancelación del Plan.

e) El Plan aprobado a la empresa fusionada o las empresas resultantes de la escisión tendrá una duración de cinco años menos los periodos de evaluación durante los cuales alguna de las empresas recibió remuneración por la ejecución de su respectivo Plan.

(Fuente: R CREG 172/11, art. 21)

Procedimientos que se deben seguir para la expansión de los sistemas de transmisión regional mediante procesos de selección

Disposiciones generales

ARTÍCULO 4.9.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a todos los agentes económicos que desarrollan la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional, SIN, a los interesados en participar en dicha actividad a través de la expansión del STR mediante Procesos de Selección y a los demás agentes y usuarios beneficiarios de la distribución de energía eléctrica.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 1)

Expansión del STR

ARTÍCULO 4.9.2.1. PLANES DE EXPANSIÓN. El OR es responsable de elaborar el plan de expansión del sistema que opera con base en lo establecido en la Resolución CREG 070 de 1998, o aquella que la modifique o sustituya, en la Resolución MME 180465 de 2012, modificada mediante Resolución MME 180712 de 2012 y 90066 de 2013, así como en las demás normas que sobre la expansión de su sistema expidan las autoridades competentes.

Para la preparación del Plan de Expansión del SIN, que elabora la Unidad de Planeación Minero energética, UPME, los OR deberán entregar a esta entidad la información de planeamiento estándar, la información de planeamiento detallada y una copia del plan de expansión del OR referenciado en el párrafo anterior, a más tardar el 15 de junio de cada año.

Los proyectos a ejecutar en los STR y los mercados de comercialización asociados harán parte de la información que publique la UPME en el Plan de Expansión del SIN. Cualquier modificación a los activos que hacen parte del STR que no haya sido incluida en el Plan de Expansión del SIN deberá ser informada a la UPME, previo al inicio de su ejecución.

La no entrega por parte del OR de la información establecida en este artículo, o su entrega tardía o incompleta, ocasiona que la expansión requerida en el SIN no sea considerada en los planes de expansión que publica la UPME y que la prestación del servicio pueda ponerse en riesgo.

PARÁGRAFO 1o. Para los proyectos identificados en el plan de expansión del OR previstos para entrar en operación dentro de los 48 meses siguientes a la fecha de entrega de la información a la UPME, junto con la información suministrada a esta entidad, el OR deberá adjuntar los estudios de viabilidad técnica y económica necesarios para la evaluación del proyecto de acuerdo con los requerimientos de la UPME. También deberá informar la fecha prevista de puesta en operación comercial y los criterios que justifican la ejecución del proyecto. Si esta información ya fue entregada en los planes de expansión de los años anteriores no será necesario adjuntarla nuevamente.

PARÁGRAFO 2o. El listado de proyectos identificados para los STR incluido en el Plan de Expansión del SIN podrá ser actualizado por la UPME, antes de la adopción del siguiente plan, cuando esta entidad considere necesario incluir nuevos proyectos en el STR, o modificar los incluidos previamente.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 3)

ARTÍCULO 4.9.2.2. EXPANSIÓN DEL STR POR PARTE DEL OR. El OR es el responsable por la ejecución de los proyectos requeridos en el STR que opera contenidos en su plan de expansión.

Para los proyectos de expansión en el STR con fecha prevista de puesta en operación comercial dentro de los 36 meses siguientes a la adopción del Plan de Expansión del SIN, los OR tendrán un plazo máximo de cuatro meses, contados a partir de la adopción del plan, para manifestar por escrito a la UPME el interés en ejecutar la expansión identificada en el sistema que opera.

En la misma comunicación, el OR deberá adjuntar el cronograma de ejecución del proyecto e informar el nombre del interventor seleccionado de acuerdo con el artículo 26. Cuando haya lugar, deberá entregar copia de la aprobación de la garantía de que trata el artículo 31.

En caso de no manifestar interés o de no entregar la información requerida dentro del plazo previsto en este artículo, el proyecto se ejecutará mediante un Proceso de Selección en el que el OR no podrá participar, salvo que se trate de un proyecto con costo superior al Costo Medio del Nivel de Tensión 4 de acuerdo con lo establecido en el artículo 9o.

PARÁGRAFO. Los OR relacionados con un mismo proyecto de expansión del STR deberán acordar previamente si el proyecto se ejecuta en forma individual o conjunta, y remitir a la UPME una única comunicación con la información de que trata el presente artículo. Si no hay acuerdo entre los OR asociados con el proyecto, se entenderá que no se dio cumplimiento a lo establecido en este artículo y por tanto se procederá a iniciar un Proceso de Selección para su ejecución, en el que no podrán participar ninguno de los OR asociados con el proyecto.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 4)

ARTÍCULO 4.9.2.3. PARTICIPACIÓN EN PROYECTOS DE OTROS MERCADOS. Dentro del plazo previsto en el artículo 4o, cada OR podrá manifestar interés en ejecutar proyectos del STR en mercados de comercialización diferentes al suyo, siempre y cuando haya manifestado interés en ejecutar todos los proyectos de su mercado de comercialización incluidos en el plan de expansión del SIN, exceptuando aquellos en los que manifestó, dentro del plazo establecido, que tienen costo superior al medio y que pueden ser ejecutados mediante un Proceso de Selección.

Si para la ejecución de un proyecto en un mercado de comercialización diferente al propio solo existe una manifestación de interés, el OR que la presentó podrá ejecutar el proyecto y no se recurrirá a Procesos de Selección.

La UPME informará de esta situación al OR interesado quien, dentro de los dos meses siguientes a la fecha de recepción de la comunicación, deberá entregar el cronograma de ejecución del proyecto e informar el nombre del interventor seleccionado de acuerdo con el artículo 26 y, cuando haya lugar, deberá entregar copia de la aprobación de la garantía de que trata el artículo 31. En caso de incumplir con esta entrega, se iniciará un Proceso de Selección para adjudicar el proyecto en el que el OR interesado no podrá participar.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 5) (Fuente: R CREG 113/15, art. 2)

ARTÍCULO 4.9.2.4. PUBLICACIÓN DE PROYECTOS. En la información que se publique sobre los proyectos de expansión del STR, contenidos en el Plan del Expansión del SIN, se incluirá la relacionada con el nombre del proyecto, el responsable de su ejecución cuando ya esté identificado, la fecha prevista de puesta en operación comercial y la firma interventora asignada al proyecto; identificando los proyectos que serán ejecutados por los OR y los proyectos que se deben ejecutar mediante Procesos de Selección.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 6)

ARTÍCULO 4.9.2.5. NECESIDADES DE EXPANSIÓN IDENTIFICADAS POR LA UPME. Cuando en el Plan de Expansión del SIN se identifiquen necesidades de expansión en los STR, los OR del área de influencia deberán proponer un proyecto que sirva de solución a la necesidad de incluirlo dentro de su respectivo plan de expansión que entregará a la UPME al año siguiente, teniendo en cuenta lo establecido en el artículo 3o.

Si los OR no incluyen tales proyectos dentro de su plan de expansión, la UPME definirá el proyecto a ejecutar y lo incluirá en el Plan de Expansión del SIN. Los OR del área de influencia que no presentaron proyectos que atendieran las necesidades identificadas no podrán manifestar interés en ejecutar el proyecto que definió la UPME ni participar en los posibles Procesos de Selección para su ejecución en caso de que se tenga que recurrir a ellos.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 7)

Procesos de selección

ARTÍCULO 4.9.3.1. EXPANSIÓN DEL STR MEDIANTE PROCESOS DE SELECCIÓN. La expansión de un STR será ejecutada mediante Procesos de Selección cuando se presente alguna de las siguientes condiciones:

a) Cuando para la ejecución de un proyecto en el STR se incumpla con lo establecido en el artículo 4o o el artículo 5o.

b) Cuando se determine el incumplimiento grave e insalvable en la ejecución del proyecto del STR.

c) Cuando, con base en lo establecido en el artículo 9o, un determinado proyecto en el STR tiene un costo superior al Costo Medio definido en la Resolución CREG 097 de 2008, o aquella que la modifique o sustituya.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 8)

ARTÍCULO 4.9.3.2. COMPARACIÓN DE COSTOS MEDIOS. Para considerar que un proyecto tiene costo superior al Costo Medio del Nivel de Tensión 4, definido en la Resolución CREG 097 de 2008 o aquella que la modifique o sustituya, el OR que presenta el respectivo proyecto deberá seguir el siguiente procedimiento:

a) para cada una de las UC que hacen parte del nuevo proyecto el OR deberá informar los costos previstos para su instalación y montaje;

b) para cada una de las UC cuyo costo previsto supere el valor reconocido en la metodología vigente, el OR deberá justificar cuáles elementos de los que componen la UC ocasionan los mayores costos;

c) calcular el costo del proyecto con los costos previstos y verificar que la relación beneficio costo del proyecto es superior a 1.

Si el costo del proyecto calculado en el literal c) es superior al 105% del valor del proyecto calculado con base en las unidades constructivas vigentes, se considera que el proyecto tiene un costo medio por encima del Costo Medio del Nivel de Tensión 4.

Los resultados obtenidos deben hacer parte de la información del proyecto incluido en el plan de expansión del OR y que se entrega a la UPME en cumplimiento de lo establecido en el artículo 3o. Con base en esta información la UPME podrá dar inicio a un Proceso de Selección para construir el proyecto, de lo cual deberá informar a la CREG, anexando copia de los análisis elaborados por el OR sobre los costos de las unidades constructivas.

PARÁGRAFO. Los documentos donde se puedan comprobar los costos previstos deben quedar disponibles para que la CREG o la SSPD puedan hacer las verificaciones que consideren pertinentes. Cuando se trate de cotizaciones se deberá tener más de una.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 9) (Fuente: R CREG 113/15, art. 3)

ARTÍCULO 4.9.3.3. PARTICIPACIÓN EN LOS PROCESOS DE SELECCIÓN. En los Procesos de Selección podrán participar los OR existentes, los TR existentes y los terceros interesados nacionales o extranjeros, todos ellos en los términos que defina el Seleccionador, siempre y cuando cumplan con las siguientes condiciones:

a) Demostrar experiencia en construcción de redes y en transporte de energía eléctrica en tensiones superiores a 100 kV.

b) No tener una relación de control, ya sea en calidad de matriz, filial, subsidiaria o subordinada, de acuerdo con lo previsto en la legislación, con ninguno de los demás Proponentes que participen en el mismo Proceso de Selección.

c) No haber sido objeto de declaración de un incumplimiento grave e insalvable de que trata el artículo 28 durante los 24 meses anteriores a la fecha límite de presentación de propuestas establecida en los documentos de selección.

d) En el Proceso de Selección que se inicie para ejecutar un proyecto, no podrá participar el OR que haya incumplido con lo establecido en los artículos 4o o 5o para el respectivo proyecto.

e) En el Proceso de Selección que se inicie para finalizar un proyecto, no podrá participar el OR o el TR, que haya incumplido con la ejecución de dicho proyecto.

Al participar en los Procesos de Selección de que trata esta resolución, se entiende que los Proponentes se acogen a lo que se establezca en los documentos de selección y a las consecuencias de la ejecución de la garantía de cumplimiento, establecidas en el artículo 33.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 10) (Fuente: R CREG 01-9/22, art. 3)

ARTÍCULO 4.9.3.4. PARTICIPACIÓN DEL TRANSMISOR REGIONAL EN LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN. El TR que resulte seleccionado en la adjudicación de proyectos desarrollados a través de Procesos de Selección deberá responder, además de los compromisos adquiridos en la adjudicación del proceso, por las actividades que se deriven en el desarrollo de su participación en el sector eléctrico.

Durante el Periodo de Pagos, el TR tendrá, entre otras, las siguientes obligaciones:

a) Representar y operar los activos objeto de los Procesos de Selección de los cuales haya sido adjudicatario.

b) Cumplir con el esquema de calidad vigente.

c) Realizar un mantenimiento adecuado y oportuno de sus activos.

d) Ejecutar las reposiciones requeridas.

e) Cumplir con el reglamento de operación.

f) Suscribir los contratos de conexión con los agentes representantes de los activos a los cuales se conectará el proyecto adjudicado.

g) Suministrar en tiempo real la información que requiera el CND.

h) Suministrar la demás información requerida para la operación del SIN y para el seguimiento del sector, así como la información que necesiten los agentes y entidades encargadas de elaborar la expansión del SIN, y

i) Los demás requerimientos establecidos en la regulación, asociados con la actividad de distribución que desarrolla.

El TR solo puede aumentar su participación en el STR cuando sea adjudicatario de Procesos de Selección que se desarrollen para la expansión de este sistema. Si el TR pretende operar Sistemas de Distribución Local, SDL, deberá dar cumplimiento a lo establecido en la Resolución CREG 097 de 2008, o aquella que la modifique o sustituya y, en este caso, convertirse en Operador de Red.

El TR estará sujeto a las restricciones establecidas en la ley y en la regulación para participar en la actividad de distribución en el SIN, en particular lo señalado en el artículo 74 de la Ley 143 de 1994, así como a las demás normas relacionadas con la participación en el sector y las que promueven la libre competencia.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 11) (Fuente: R CREG 01-9/22, art. 4)

ARTÍCULO 4.9.3.5. DOCUMENTOS DE SELECCIÓN. Los documentos que se elaboren para escoger al responsable de la ejecución de un proyecto de expansión en el STR mediante un Proceso de Selección contendrán, como mínimo lo siguiente:

a) Información básica del proyecto como nivel de tensión, número de circuitos, capacidad de transporte, puntos de conexión, estándares de operación, fecha requerida de puesta en servicio y demás elementos que se consideren necesarios para la definición de los activos a construir.

b) Identificación del STR donde se construirá el proyecto, así como información de los OR o Transmisores Nacionales, TN, que se encuentren en el área del STR donde se realizará la expansión y las condiciones de conexión al SIN.

c) Información del Proceso de Selección, fechas, términos, condiciones de participación; la duración del Periodo de Pagos; los criterios de evaluación y selección de las propuestas; y las demás condiciones establecidas en la presente resolución;

d) Información de la firma interventora asignada al proyecto, el alcance de la misma y sus costos.

e) Las condiciones de una garantía de seriedad de la oferta que permita avalar el cumplimiento de lo exigido en los documentos de selección y en esta resolución.

f) los valores y condiciones particulares de las demás garantías exigidas.

g) los requisitos adicionales que se consideren necesarios, de acuerdo con la expansión en el STR objeto del Proceso de Selección.

PARÁGRAFO 1o. Los OR o los TN cuyos activos tengan relación con los proyectos involucrados en la expansión del STR, deben entregar la información solicitada por el Seleccionador, con el fin de aclarar las condiciones de conexión al SIN, y dejar explícita la autorización de los puntos de conexión. La información suministrada deberá mantenerse en el momento de ejecutar la conexión por parte del Proponente seleccionado. Los costos asociados a la conexión del proyecto, diferentes a arriendos o construcción de activos, se considerarán incluidos dentro de la remuneración de las actividades de transmisión y distribución de los agentes existentes y por lo tanto no deberán incluirse dentro de la oferta que presente el Proponente.

PARÁGRAFO 2o. La evaluación de todas y cada una de las condiciones ambientales necesarias para la ejecución del proyecto estará a cargo de los Proponentes interesados en participar en el Proceso de Selección. El Proponente que resulte seleccionado será responsable por las gestiones para la consecución de la licencia ambiental o de permisos en general que se requieran para la ejecución del proyecto.

PARÁGRAFO 3o. La CREG podrá pronunciarse sobre los documentos de selección cuando considere que impiden o restringen la libre competencia o no se cumple con los criterios de eficiencia económica en la escogencia de los proyectos. En este caso, sus observaciones serán incluidas en tales documentos.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 12)

ARTÍCULO 4.9.3.6. INGRESO ANUAL ESPERADO, IAE. La oferta económica del Proponente, deberá corresponder a un Ingreso Anual Esperado, expresado en pesos constantes del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de presentación de la propuesta, y para cada uno de los años del Periodo de Pagos del proyecto.

El IAE deberá reflejar los costos asociados con la preconstrucción (incluyendo diseños, servidumbres, estudios, licencias ambientales y demás permisos o coordinaciones interinstitucionales) y construcción (incluyendo la interventoría de la obra y las obras que se requieran para la viabilidad ambiental del proyecto), el costo de oportunidad del capital invertido y los gastos de administración, operación y mantenimiento correspondientes. Adicionalmente, el IAE presentado por el Proponente, cubrirá toda la estructura de costos y de gastos en que incurra el Proponente seleccionado, en desarrollo de su actividad y en el contexto de las leyes y la reglamentación vigente.

El Proponente, con la presentación de su oferta, acepta que el IAE remunera la totalidad de las inversiones correspondientes al respectivo proyecto y su operación, por tal razón asumirá la responsabilidad y el riesgo inherentes a la ejecución y explotación del proyecto, de conformidad con lo establecido en el artículo 85 de la Ley 143 de 1994.

PARÁGRAFO. Dado que el AOM hace parte del IAE, los OR adjudicatarios deberán registrar en forma separada en su contabilidad los costos y gastos asociados a los proyectos adjudicados mediante Procesos de Selección, diferenciándolos de los costos y gastos remunerados a través de la metodología vigente de la actividad de distribución.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 13) (Fuente: R CREG 01-9/22, art. 5)

ARTÍCULO 4.9.3.7. TASA DE DESCUENTO. La Tasa de Descuento para traer a valor presente el flujo de IAE que haya ofertado cada uno de los Proponentes será igual a la tasa de retorno aprobada por la CREG, para remunerar la actividad de transmisión regional que esté vigente al inicio del respectivo proceso.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 14)

ARTÍCULO 4.9.3.8. PERFIL DE PAGOS. En las propuestas que se presenten a los Procesos de Selección de que trata la presente resolución, el IAE para cualquier año no podrá representar más de un porcentaje máximo (Pmáx) del valor presente del IAE, ni representar menos de un porcentaje mínimo (Pmín) de ese valor presente. Las variables Pmáx y Pmín tendrán los siguientes valores:

Pmáx = Tasa de Descuento + 2,5%

Pmín = Tasa de Descuento - 2,5%

En ningún caso, el IAE para cualquier año podrá ser superior al del año anterior.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 15)

ARTÍCULO 4.9.3.9. PERIODO DE PAGOS. Los proyectos ejecutados mediante Procesos de Selección tendrán un Periodo de Pagos de 25 años, que corresponde a los años del flujo de ingresos contados a partir del primer día calendario del mes siguiente a la fecha de puesta en operación del proyecto.

Durante el Periodo de Pagos el adjudicatario es el responsable de la administración, operación y mantenimiento del proyecto.

PARÁGRAFO. El seleccionador podrá modificar en los documentos de selección la duración del periodo de pagos establecido en el presente artículo cuando las condiciones del proyecto así lo ameriten.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 16)

ARTÍCULO 4.9.3.10. CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DEL ADJUDICATARIO. La selección del adjudicatario se realizará teniendo en cuenta los siguientes criterios:

a) las propuestas presentadas deberán contener una oferta técnica y una oferta económica: la oferta económica corresponderá al IAE ofertado conforme a lo establecido en los artículos 13 y 15; la técnica deberá corresponder al proyecto objeto del Proceso de Selección, cumplir con los criterios de calidad y confiabilidad del SIN, y contener un cronograma detallado de cada una de las etapas de construcción del proyecto;

b) las propuestas presentadas deberán adjuntar la garantía de seriedad de la oferta establecida en los documentos de selección y la demás documentación exigida a los Proponentes;

c) cuando se presente más de una oferta válida, el Seleccionador adjudicará el proyecto al Proponente que haya presentado la propuesta con menor Valor de la Oferta;

d) cuando haya una única oferta válida el Seleccionador, a través de los mismos medios de comunicación utilizados para el inicio y desarrollo del Proceso de Selección, hará público el Valor de la Oferta y definirá un plazo dentro del cual otros interesados podrán presentar contraofertas con valores menores al publicado. La contraoferta de menor valor que cumpla con los requisitos exigidos será informada al Proponente quien deberá manifestar al Seleccionador si acepta ejecutar el proyecto por el valor presentado en la contraoferta y en este caso se le adjudicará el proyecto; si el Proponente no acepta, el proyecto será adjudicado al interesado que presentó la contraoferta. Si no se presentan contraofertas válidas, el proyecto será adjudicado al Proponente de la única oferta válida. Los plazos para llevar a cabo este procedimiento serán los que defina el Seleccionador. Para presentar contraofertas es necesario haber adquirido o adquirir los documentos de selección elaborados para el proyecto y entregar la documentación que exija el Seleccionador.

El Proceso de Selección podrá declararse desierto en los eventos establecidos en los documentos de selección o cuando no se presente Proponente alguno, ninguno de los interesados cumpla con los criterios de selección aquí establecidos, o por razones de inconveniencia determinadas por el Seleccionador. En cualquier caso, el Seleccionador podrá iniciar un nuevo Proceso de Selección.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 17) (Fuente: R CREG 113/15, art. 4)

ARTÍCULO 4.9.3.11. ADJUDICACIÓN DEL PROCESO DE SELECCIÓN. El Proponente escogido deberá entregar al Seleccionador la documentación requerida en los documentos de selección, incluyendo copia de la aprobación de la garantía de cumplimiento de que trata el artículo 31, copia del documento de constitución de la empresa, copia de su inscripción en el Registro Único de Prestadores de Servicios Públicos (RUPS), y la suscripción del contrato de interventoría de que trata el artículo 26.

El Proponente seleccionado que no esté constituido como Empresa de Servicios Públicos, E.S.P., deberá constituirse como tal, y tener dentro de su objeto social las actividades que desarrolla un Transmisor Regional en lo relacionado con el sector eléctrico, considerando en todo caso lo establecido en el artículo 74 de la Ley 143 de 1994. En este caso, el RUPS deberá ser entregado cuando la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios acredite su inscripción como agente prestador de la actividad de distribución de energía eléctrica.

En los estatutos de constitución debe estar estipulado que la empresa adjudicataria tendrá una vigencia de hasta por lo menos tres años después de la fecha de finalización del Periodo de Pagos.

El no cumplimiento de lo establecido en el presente artículo o de lo exigido en los respectivos documentos de selección, en los plazos que se determinen en tales documentos, dará lugar a la ejecución de la garantía de seriedad de la oferta establecida en los documentos de selección y se procederá a adjudicar el respectivo proceso al Proponente que haya presentado una oferta válida con el segundo menor Valor de la Oferta, o a iniciar un nuevo proceso de libre concurrencia si no existiere un segundo Proponente.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 18) (Fuente: R CREG 113/15, art. 5)

ARTÍCULO 4.9.3.12. CESIÓN DE PROYECTOS ADJUDICADOS MEDIANTE PROCESOS DE SELECCIÓN. El adjudicatario de proyectos asignados mediante Procesos de Selección no podrá ceder los derechos y responsabilidades adquiridas en la adjudicación, durante la ejecución del proyecto ni durante el Periodo de Pagos, salvo que exista autorización previa y escrita por parte del Seleccionador.

Una vez el Seleccionador acredite que el cesionario cumple con iguales o superiores condiciones técnicas, jurídicas y económicas, a las demostradas por el adjudicatario en el respectivo Proceso de Selección, procederá a expedir los actos administrativos que correspondan para aprobar la cesión en todos los derechos y obligaciones del adjudicatario. Posteriormente el Seleccionador solicitará a la CREG que en la resolución de oficialización del IAE de ese proyecto se modifique el agente beneficiario del ingreso.

En todo caso, el adjudicatario no podrá abandonar o retirarse del proyecto sin antes haber dado cumplimento a lo establecido en este artículo.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 19)

ARTÍCULO 4.9.3.13. OFICIALIZACIÓN DEL INGRESO ANUAL ESPERADO. Una vez se haya escogido al Proponente y se haya adjudicado el Proceso de Selección, el Seleccionador deberá remitir la siguiente información a la CREG:

a) El concepto sobre el cumplimiento de los requisitos exigidos en los documentos de selección.

b) El cronograma de desarrollo de la etapa de construcción del proyecto.

c) Copia de la aprobación de las garantías exigidas de conformidad con lo establecido en los artículos 30 y 31.

d) La fecha prevista de puesta en operación del proyecto, establecida en los documentos de selección.

e) Copia de la propuesta económica con el IAE de la propuesta seleccionada.

f) Información de la firma interventora, asignada de conformidad con lo establecido en el artículo 26.

La CREG, con base en esta información, expedirá una resolución donde se hará oficial la remuneración del proyecto objeto del Proceso de Selección. En la resolución que se apruebe se identificarán, entre otros, el proyecto y el OR o el TR seleccionado, y se incluirá el ingreso que recibirá dicho agente en cada uno de los años del Periodo de Pagos, el cual será igual al IAE propuesto.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 20)

ARTÍCULO 4.9.3.14. REMUNERACIÓN DEL PROYECTO. El LAC será el responsable de liquidar y actualizar el valor de los pagos al agente seleccionado teniendo en cuenta lo siguiente:

a) El ingreso mensual a pagar se obtiene dividiendo entre 12 el valor de cada anualidad establecida en la respectiva resolución y se actualiza con la variación del IPP del mes anterior al que se va a facturar, respecto del IPP del mes de diciembre que sirvió de referencia para ofertar los valores del IAE.

b) El IAE se empezará a pagar al agente seleccionado a partir del primer día calendario del mes siguiente a la fecha de puesta en operación comercial del proyecto, certificada por el CND.

c) Para la facturación, liquidación y pago del primer mes de ingresos, se tomará en cuenta el primer mes completo, en consecuencia no se reconocerá facturación por fracción de mes.

d) Para cada uno de los pagos mensuales se descontarán las compensaciones de que hayan sido objeto los activos que hacen parte del proyecto, aplicando lo establecido en la regulación vigente para la calidad en el STR; en particular, para restar el valor de compensaciones se tendrá en cuenta lo establecido en el numeral 11.1.10 de la Resolución CREG 097 de 2008, tomando el valor del IAE de ese año, actualizado con la variación el IPP hasta el mes m-1, como ingresos estimados del año.

Cuando el adjudicatario del proyecto sea un OR, la facturación y el recaudo estarán a cargo de este; para el caso de los TR, el LAC se encargará de la facturación y el recaudo, y el pago estará sujeto a lo previsto en la regulación para la distribución de los ingresos recaudados en el STR.

Finalizado el Periodo de Pagos, la remuneración del proyecto será el resultado de aplicar la metodología de remuneración de la actividad de distribución que se encuentre vigente. Para esto, un año antes de la finalización del Periodo de Pagos el agente deberá presentar a la CREG la respectiva solicitud de cargos de acuerdo con la metodología vigente. En todo caso, la UPME definirá previamente si se requiere continuar con la operación de uno o todos los activos que componen el proyecto, para efecto de incluirlos en la remuneración.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 21) (Fuente: R CREG 01-9/22, art. 6)

ARTÍCULO 4.9.3.15. FACTURACIÓN DEL IAE. El IAE hace parte de los cargos por uso establecidos para la remuneración de los STR. Para los proyectos ejecutados por los OR mediante Procesos de Selección, el IAE hace parte de la liquidación que cada OR factura mensualmente a los comercializadores que atienden usuarios en los STR.

Para los proyectos ejecutados por los TR, la facturación y recaudo del IAE estará a cargo del LAC, quien facturará mensualmente a cada uno de los comercializadores que atienden usuarios en los STR, así:

Dónde:

LC_i,R,m:	Liquidación por concepto de Cargos del Nivel de Tensión 4, para el mes m, correspondiente a proyectos ejecutados por los TR en el STR R, facturada al comercializador i.
DC_i,R,m:	Demanda del Comercializador i, en el STR R, durante el mes de consumo m, referida al STN utilizando los factores de pérdidas vigentes, sin considerar la demanda de usuarios conectados directamente al STN.
TDC_R,m-1:	Demanda total de los comercializadores que atienden usuarios conectados a los sistemas de distribución pertenecientes al STR R, durante el mes m-1. Es igual a la demanda utilizada para calcular el CD_4,R,m del mes m, en el STR R, de acuerdo con la metodología vigente para este cálculo.
IE_p,R,m:	Ingreso Esperado para el mes m, a incluir en las liquidaciones de los cargos por uso para cada proyecto p ejecutado por los TR en el STR R.
CAL_p,m-1:	Valor de las compensaciones para el mes m-1 de las que hayan sido objeto los activos que hacen parte del proyecto p, aplicando lo establecido en la regulación vigente para la calidad en el STR.
NPTR_R:	Número de proyectos ejecutados por los TR en el STR R.
m:	Corresponde al mes calendario de prestación del servicio.

PARÁGRAFO. El recaudo de los valores aquí establecidos deberá estar cubierto por las garantías exigidas a los comercializadores en la regulación vigente.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 22)

ARTÍCULO 4.9.3.16. CALIDAD DEL SERVICIO Y CALIDAD DE LA POTENCIA. El adjudicatario de un Proceso de Selección se obliga a cumplir en todo momento las exigencias de calidad del servicio y calidad de la potencia establecidas en la regulación; tanto las existentes al inicio del proceso como las que entren en vigencia durante el Periodo de Pagos.

Con este objetivo deberá reportar al LAC, con por lo menos un mes de anterioridad a la puesta en operación comercial del proyecto, el listado de las Unidades Constructivas que lo componen, el cual deberá contar con el visto bueno del interventor asignado al proyecto.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 23)

Ejecución de la expansión en el STR

ARTÍCULO 4.9.4.1. FECHA DE INICIO DE UN PROYECTO DEL STR. La fecha prevista de inicio de un proyecto de expansión en el STR corresponde a la indicada en el cronograma de cada proyecto.

La fecha de inicio podrá ser modificada por el OR, por una sola vez. La nueva fecha de inicio y el nuevo cronograma, junto con el visto bueno del interventor, deberán ser entregados a la UPME antes de la fecha de inicio prevista en el cronograma inicial.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 24)

ARTÍCULO 4.9.4.2. FECHA DE PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL, FPO. La fecha de puesta en operación comercial de un proyecto del STR es la fecha en la cual se prevé su puesta en operación, y debe coincidir con la fecha establecida en el Plan de Expansión del SIN.

Para establecer la FPO de un proyecto del STR se deben tener en cuenta, entre otras, las fechas de conexión solicitadas por los usuarios de los proyectos. En el caso de generadores, la FPO deberá corresponder a tres meses antes de la fecha informada por el generador para la entrada en operación comercial de la primera unidad del proyecto de generación, plazo en el cual se ejecutarán las pruebas requeridas para la conexión de los equipos de generación al SIN.

Dependiendo de la revisión anual de los planes de expansión del sector y antes de la fecha de inicio de ejecución del proyecto, la UPME, de común acuerdo con el encargado del proyecto, podrá modificar la FPO prevista.

Iniciada la ejecución de los proyectos adjudicados mediante Procesos de Selección o de los Proyectos Relacionados con el STN, la FPO podrá ser modificada en los siguientes casos:

a) Previa aprobación del MME o la entidad que este delegue, cuando ocurran atrasos por fuerza mayor debidamente comprobada, por alteración del orden público acreditada por la autoridad competente, que conduzca a la paralización temporal en la ejecución del proyecto y que afecte de manera grave la FPO, o por demoras en la expedición de la licencia ambiental originadas en hechos fuera del control del agente encargado del proyecto y de su debida diligencia.

b) Cuando el agente encargado del proyecto dé cumplimiento a lo previsto en el numeral 3.3 del anexo general.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 25)

ARTÍCULO 4.9.4.3. INTERVENTORÍA. Todos los proyectos de expansión que se ejecuten en un STR deberán contar con una firma interventora en los términos y condiciones aquí establecidos, la cual deberá ser seleccionada a partir de una lista de firmas interventoras elaborada por el CNO.

El CNO elaborará y publicará la lista de firmas interventoras de acuerdo con los parámetros y consideraciones que señale la UPME para tal fin. La lista será revisada por lo menos una vez al año y tendrá en cuenta los comentarios que la UPME y la SSPD emitan sobre el desempeño, calidad y experiencia de los interventores.

El interventor seleccionado no podrá tener vinculación económica con el agente que ejecutará el proyecto de expansión en el STR.

La firma interventora deberá ser contratada por el agente que realiza la expansión y el contrato deberá tener una vigencia, por lo menos, hasta dos meses después de la FPO.

El alcance de la interventoría exigida corresponde a las obligaciones asignadas en el artículo 27, su incumplimiento dará lugar a la terminación del contrato y a que la firma interventora sea excluida de la lista que elabora el CNO.

Para los casos de proyectos ejecutados mediante Procesos de Selección se tendrá en cuenta lo siguiente:

a) Mediante un proceso general que elabore la UPME, de la lista de firmas interventoras publicada por el CNO el Seleccionador escogerá para cada proyecto la firma interventora y determinará su costo.

b) La UPME dará a conocer el costo de la interventoría y su forma de pago con el objeto de que el Proponente incluya dicho costo dentro de su oferta.

c) La minuta del contrato deberá acogerse a lo que para tales fines establezca la UPME y deberá contener las obligaciones del interventor establecidas en el artículo 27 y en los documentos de selección.

d) El Proponente deberá suscribir un contrato de fiducia, con una entidad debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, donde se definirá, entre otros, la forma de realizar los pagos al interventor.

PARÁGRAFO. Si un proyecto se va a construir por parte de un OR dentro de su mercado de comercialización y no corresponde a un Proyecto Relacionado con el STN, este OR podrá seleccionar el interventor y lo informará a la UPME. En este caso no se exigirá que el interventor haga parte de la lista publicada por el CNO ni cumplir con la obligación de no tener vinculación económica.

PARÁGRAFO TRANSITORIO. La primera lista de firmas habilitadas para desarrollar la interventoría de los proyectos del STR deberá ser publicada por el CNO dentro de los tres meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 26)

ARTÍCULO 4.9.4.4. OBLIGACIONES DEL INTERVENTOR. El interventor seleccionado para el proyecto de expansión en el STR deberá remitir a la SSPD, a la UPME y al agente encargado del proyecto, como mínimo la siguiente información:

a) Informes cada 90 días calendario donde se verifique el cumplimiento del cronograma del proyecto, de los requisitos técnicos y de las normas aplicables, así como una estimación de la FPO real.

b) Dentro de los 20 días calendario siguientes a la FPO, un informe de recibo de obra de conformidad con lo establecido en el Plan de Expansión del SIN o en los documentos de selección para los casos de Procesos de Selección.

c) Concepto sobre la clasificación del proyecto en UC que realiza el adjudicatario para efectos de lo señalado en el artículo 23.

d) Informe de la existencia de un incumplimiento grave e insalvable, en este caso deberá adicionar un inventario de las obras ejecutadas haciendo una asimilación con las UC vigentes e indicará el avance porcentual de cada una.

e) Verificación del cumplimiento de las obligaciones relacionadas con las prórrogas de las garantías en los términos establecidos en el anexo general.

f) Los demás informes que sobre temas específicos requieran el MME, la SSPD, la UPME o la CREG.

La UPME o la SSPD, cuando se considere necesario, podrán verificar que se esté dando cumplimiento al cronograma y a lo establecido en esta resolución.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 27)

ARTÍCULO 4.9.4.5. INCUMPLIMIENTO GRAVE E INSALVABLE. Para los proyectos del STR ejecutados mediante Procesos de Selección o los Proyectos Relacionados con el STN, el interventor en su informe indicará la existencia de un incumplimiento grave e insalvable del respectivo proyecto cuando se estén presentando una o varias de las siguientes condiciones:

a) La fecha de puesta en operación del proyecto calculada por el interventor supera en más de tres meses la FPO sin que el ejecutor la haya modificado de acuerdo con el literal b) del artículo 25.

b) La fecha de puesta en operación del proyecto calculada por el interventor supera la FPO modificada por el agente de acuerdo con el literal b) del artículo 25.

c) Cuando el adjudicatario abandone la ejecución del proyecto.

d) De acuerdo con su verificación, las características técnicas de alguno de los activos que conforman el proyecto son menores a las especificadas para el proyecto, incluidas en los documentos de selección o correspondientes a las UC consideradas en el concepto de la UPME, según sea el caso.

En este caso el interventor deberá enviar copia del informe de interventoría al MME y a la CREG. Con base en esta información, el MME para los proyectos ejecutados mediante los Procesos de Selección, o la CREG para los proyectos relacionados con el STN ejecutados por los OR, verificarán que se cumplen las condiciones citadas en este artículo y, con sujeción a un debido proceso, determinarán si hay un incumplimiento grave e insalvable del proyecto y en tal evento ordenarán ejecutar las garantías a que haya lugar.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 28)

ARTÍCULO 4.9.4.6. CONTRATO DE CONEXIÓN. En los casos en los que se construyan proyectos mediante un Proceso de Selección, o Proyectos Relacionados con el STN, se deberá suscribir un contrato de conexión de acuerdo con lo previsto en el Código de Redes, establecido en la Resolución CREG 025 de 1995, o aquella que la modifique o sustituya.

En el contrato de conexión se deberán identificar los riesgos de incumplimiento de cada una de las partes, la forma en que serán subsanados los posibles costos originados por los incumplimientos y, si se considera necesario, se suscribirán las garantías que cubran estos riesgos.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 29)

ARTÍCULO 4.9.4.7. GARANTÍA DEL USUARIO DEL PROYECTO. Cuando para la solicitud de conexión al SIN de un usuario se requieran ejecutar expansiones en el STR, se debe asegurar mediante la constitución de una garantía que la conexión se realizará por el usuario en las condiciones y fechas consideradas en su solicitud. El valor de la cobertura de esta garantía se entenderá como una estimación anticipada de los perjuicios por la no conexión al proyecto ejecutado en el STR.

La garantía deberá cumplir con lo establecido en el anexo general y será exigida para proyectos del STR originados en solicitudes de conexión de usuarios, los cuales corresponden a un Usuario No Regulado (UNR), un generador o un OR, este último cuando para la conexión requiera ejecutar obras adicionales en su sistema. Estos usuarios serán denominados usuarios del proyecto.

El usuario del proyecto tendrá un plazo máximo de cuatro meses, contados a partir de la adopción del Plan de Expansión del SIN en el que se incluyó el proyecto, para constituir y entregar a la UPME la copia de la aprobación de la garantía por parte del ASIC.

Cuando ocurra alguno de los eventos de incumplimiento definidos en el numeral 2.3 del anexo general, sin perjuicio de las sanciones administrativas a que haya lugar, el ASIC informará de esta situación al garante y al usuario del proyecto, y hará efectiva la garantía. En todos los casos, el emisor o garante deberá girar el valor total garantizado al beneficiario.

PARÁGRAFO. Cuando el usuario del proyecto incumpla el plazo previsto para entregar la garantía, el proyecto del STR solo se tendrá en cuenta para los siguientes planes de expansión. Sin embargo, la UPME podrá evaluar si la expansión del STR es requerida por el sistema y aún es viable sin la posible conexión del usuario del proyecto, caso en el cual se procederá a continuar con el proceso de ejecución de la expansión.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 30) (Fuente: R CREG 113/15, art. 6)

ARTÍCULO 4.9.4.8. GARANTÍA DE CUMPLIMIENTO. Cuando en el STR se ejecuten proyectos de expansión, el ejecutor del proyecto debe asegurar mediante la constitución de una garantía que la expansión se realizará en las condiciones y fechas establecidas en el Plan de Expansión del SIN. El valor de la cobertura de esta garantía se entenderá como una estimación anticipada de los perjuicios por la no ejecución del proyecto.

La garantía deberá cumplir con lo establecido en el anexo general y será exigida para proyectos ejecutados mediante Procesos de Selección o para Proyectos Relacionados con el STN. El ejecutor del proyecto deberá constituir y entregar al ASIC la garantía para su aprobación, teniendo en cuenta los plazos previstos en los documentos de selección o en esta resolución, según sea el caso.

Cuando ocurra alguno de los eventos de incumplimiento definidos en el numeral 3.2 del anexo general, sin perjuicio de las sanciones administrativas a que haya lugar, el ASIC informará de esta situación al garante y al agente incumplido, y hará efectiva la garantía. En todos los casos, el emisor o garante girará el valor total garantizado al beneficiario.

PARÁGRAFO 1o. Cuando no se recurra a Procesos de Selección para ejecutar un proyecto en el STR y este se conecte a uno en el STN que va a construirse mediante un proceso de convocatoria, las condiciones de la garantía que debe cumplir el OR son todas las establecidas en la Resolución CREG 022 de 2001 o la que la modifique o sustituya, y su entrega, junto con la demás información requerida, deberá hacerse dentro del plazo que fije la UPME.

Si se incumple el plazo de entrega de la garantía o de la demás información solicitada por la UPME, el proyecto de expansión del STR se hará mediante un Proceso de Selección, en el que no podrá participar el OR que incumplió.

PARÁGRAFO 2o. Para dar inicio a un proceso de convocatoria en el STN no se requiere que ya esté constituida la garantía del proyecto del STR relacionado, si este último va a ser ejecutado mediante Proceso de Selección.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 31) (Fuente: R CREG 113/15, art. 7)

ARTÍCULO 4.9.4.9. MANEJO DE LOS RECURSOS PROVENIENTES DE LAS GARANTÍAS. El ASIC tendrá una cuenta particular para cada STR destinada al manejo de los recursos provenientes de la ejecución de las garantías otorgadas en cumplimiento de lo previsto en los artículos 30 y 31.

Estos recursos junto con los rendimientos que generen, una vez descontados los costos financieros e impuestos, se utilizarán para que el LAC disminuya el monto de la variable asociada a los proyectos ejecutados mediante Procesos de Selección que se utiliza en el cálculo del cargo del nivel de tensión 4 de los STR, definido en la Resolución CREG 097 de 2008, en la siguiente forma:

Dónde:

FPG _R,m:	Fracción de los ingresos esperados de los Procesos de Selección en el STR R, que se pagará en el mes m utilizando el saldo acumulado de las garantías ejecutadas por proyectos relacionados con el STR R.
SPG_R,m-1:	Saldo acumulado, al último día del mes m-1, de los valores recibidos por ejecución de garantías relacionadas con proyectos del STR R, incluyendo los rendimientos pagados y los costos.
IAE_p,R,m:	Ingreso actualizado a pagar en el mes m, de acuerdo con lo previsto en el artículo 21, de cada Proceso de Selección p ejecutado en el STR R.
IE_p,R,_m:	Ingreso Esperado a incluir en las liquidaciones de los cargos por uso, para el mes m, correspondiente a cada Proceso de Selección p ejecutado en el STR R.
IE_G_p,R,_m:	Ingreso esperado que pagará el LAC, como parte de pago del mes m, a los adjudicatarios de cada Proceso de Selección p ejecutado en el STR R, proveniente de los recursos recibidos por ejecución de garantías relacionadas con proyectos del STR R.
NPR_R:	Número de Procesos de Selección ejecutadas en el STR R.
m:	Corresponde al mes calendario de prestación del servicio.

PARÁGRAFO. El LAC deberá prever que en todo momento haya recursos suficientes para cubrir los costos en que se incurra por el manejo de la cuenta donde se depositan los recursos de las garantías ejecutadas.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 32)

ARTÍCULO 4.9.4.10. CONSECUENCIAS DE LA EJECUCIÓN DE LA GARANTÍA DE CUMPLIMIENTO. Cuando ocurra alguno de los eventos de incumplimiento definidos en el numeral 3.2 del anexo general, sin perjuicio de las sanciones administrativas a que haya lugar, el OR o el TR perderá el derecho a recibir el flujo de ingresos y deberá tomar las acciones necesarias para retirarse de la ejecución del proyecto y no obstaculizar la culminación del mismo por parte del adjudicatario que resulte de un nuevo Proceso de Selección que se debe iniciar cuando se declare un incumplimiento.

El nuevo adjudicatario podrá realizar cualquier transacción comercial con el agente que se retira del proyecto sobre los activos, servidumbres o materiales que este último haya adquirido o negociado. De no llegarse a un acuerdo, el agente que se retira tendrá un plazo máximo de tres meses contados a partir de la oficialización del ingreso del nuevo adjudicatario para retirar los activos o materiales que obstaculizan la construcción del proyecto. Trascurrido el plazo y a solicitud del interesado, la CREG podrá hacer uso de sus facultades legales para imponer las servidumbres a que hubiere lugar.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 33)

Otros

ARTÍCULO 4.9.5.1. MEDIDAS TRANSITORIAS. Los OR que no hayan entregado a la UPME la información de que trata el artículo 3o relacionada con su plan de expansión tendrán un plazo de cuatro meses, contados a partir de la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, para cumplir con la entrega.

Para cada proyecto del STR incluido en el plan de expansión del OR mencionado en el párrafo anterior, cuya FPO prevista sea anterior al 1o de enero de 2015 y que cuente con concepto favorable de la UPME, el OR deberá adjuntar la manifestación de interés en ejecutarlo, el cronograma de ejecución, el nombre del interventor seleccionado y, para los Proyectos Relacionados con el STN, la copia de la aprobación de la garantía de que trata el artículo 31. El interventor seleccionado podrá ser diferente de los que hacen parte de la lista que publique el CNO.

En caso de que exista algún proyecto del STR cuya FPO prevista sea anterior al 1o de enero de 2015, que cuente con concepto favorable de la UPME y que el OR no lo incluya en su plan de expansión o no cumpla con lo establecido en el párrafo anterior, dicho proyecto se ejecutará mediante un Proceso de Selección, de acuerdo con lo previsto en la presente resolución, en el que este OR no podrá participar, salvo que se trate de un proyecto con costo superior al Costo Medio del Nivel de Tensión 4 de acuerdo con lo establecido en el artículo 9o.

Para los demás proyectos del STR que sean incluidos en el Plan de Expansión del SIN que se adopte en el año 2013 y cuya FPO prevista sea dentro de los 36 meses siguientes a la adopción del mismo, el OR tendrá un plazo de 8 meses para cumplir con lo establecido en el artículo 4o.

(Fuente: R CREG 024/13, art. 34)

Criterios y condiciones para la realización de las auditorías a la información del esquema de calidad del servicio en los sistemas de distribución local

Disposiciones generales

ARTÍCULO 4.10.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a los Operadores de Red (OR), del Sistema de Interconectado Nacional que realizan la actividad de distribución eléctrica a través de redes que operan a los niveles de tensión 1, 2 y 3.

(Fuente: R CREG 025/13, art. 1)

ARTÍCULO 4.10.1.2. OBJETO. Establecer los criterios y condiciones para la realización de las auditorías a la información, de acuerdo con lo establecido en el numeral 11.2.5.4.2 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008.

(Fuente: R CREG 025/13, art. 2)

ARTÍCULO 4.10.1.3. AUDITORÍA A LA INFORMACIÓN. Los OR que tengan aprobados cargos por uso del SDL y hayan iniciado la aplicación del esquema de calidad del servicio, establecido en el numeral 11.2 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, deberán contratar la auditoría de que trata el numeral 11.2.5.4.2 del anexo mencionado con base en los criterios y disposiciones establecidas en esta resolución. En adelante, y para los efectos de esta resolución, a la auditoría a la información se le denomina auditoría.

(Fuente: R CREG 025/13, art. 3)

ARTÍCULO 4.10.1.4. MARCO DE LA AUDITORÍA. La auditoría para evaluar el desempeño del OR respecto a la aplicación del esquema de calidad del servicio en el SDL deberá considerar los aspectos a verificar de que trata el capítulo 1 del anexo general.

(Fuente: R CREG 025/13, art. 4)

ARTÍCULO 4.10.1.5. INSCRIPCIÓN DE AUDITORES Y LISTA DE ELEGIBLES. Dentro de un plazo máximo de tres meses después de la entrada en vigencia de esta resolución, los auditores interesados podrán inscribirse, con uno o más equipos auditores, para ser tenidos en cuenta en las auditorías.

El CNO deberá crear y publicar una lista de elegibles, conformada por los auditores inscritos para los cuales haya verificado el cumplimiento del perfil establecido en el capítulo 2. El plazo máximo para esto será de un (1) mes después de que se cumpla el plazo para la inscripción de auditores interesados.

Después de publicada la primera lista de elegibles, nuevos auditores podrán inscribirse en cualquier momento y el CNO tendrá un plazo de un (1) mes, después de la inscripción del auditor, para verificar los requisitos y si es del caso incluirlo en dicha lista. Con base en esto, el CNO siempre mantendrá publicada en su página web la lista de elegibles actualizada.

(Fuente: R CREG 025/13, art. 5)

ARTÍCULO 4.10.1.6. SELECCIÓN DEL AUDITOR. Después de que se haya publicado la lista de elegibles, el OR deberá solicitarle al CNO la asignación aleatoria de hasta tres posibles auditores. Para el efecto, el CNO debe establecer el procedimiento de elección de esta lista de tres posibles auditores de forma tal que se asegure la aleatoriedad.

Uno de los tres auditores asignados deberá ser escogido por el OR para llevar a cabo la auditoría de que trata esta resolución. El OR deberá informar sobre esta decisión al CNO, a la CREG y a la SSPD, mediante comunicación escrita.

Corresponde al OR contratar directamente con el auditor seleccionado la realización de la auditoría, observando los términos y condiciones que establece esta resolución. Una vez contratado el auditor, el OR deberá informar, mediante comunicación escrita, al LAC y a la SSPD el programa de trabajo detallado a fin de que se coordinen las consultas a las bases de datos de calidad del LAC y del SUI.

(Fuente: R CREG 025/13, art. 6)

ARTÍCULO 4.10.1.7. FRECUENCIA DE LA AUDITORÍA. El OR que, a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución, se encuentre aplicando el esquema de incentivos y compensaciones deberá ejecutar la primera auditoría dentro del plazo que se le asigna según el siguiente cronograma.

Fecha en que el OR inició la aplicación del esquema	Plazo máximo para la ejecución de la primera auditoría
Julio de 2010 a fecha de entrada en vigencia de la presente resolución.	15 meses contados a partir de la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución.

De la segunda auditoría en adelante, el plazo máximo para ejecutar la auditoría dependerá de las siguientes condiciones:

a) El OR deberá ejecutar una nueva auditoría 24 meses después del plazo máximo de ejecución de la última, si el resultado de esta fue Satisfactorio.

b) El OR deberá ejecutar una nueva auditoría 12 meses después del plazo máximo de ejecución de la última, si el resultado de esta fue No Satisfactorio.

Los OR que ingresen al esquema de incentivos y compensaciones, con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución, deberán ejecutar la primera auditoría en un plazo no mayor a 12 meses, contados a partir de la fecha de inicio de aplicación del esquema. Para esto, deberán solicitar la asignación aleatoria de hasta tres posibles auditores al CNO, de la forma en que lo dispone el Artículo 6. Las siguientes auditorías deberán ejecutarse con base en las condiciones establecidas en los literales a) y b) de este artículo.

La ejecución de la auditoría deberá realizarse dentro los plazos máximos que se indican en este Artículo y deberá comprender la contratación y desarrollo de la auditoría, así como, la entrega al OR del informe preliminar y la entrega a la SSPD y a la CREG del informe final de que trata el artículo 9o.

(Fuente: R CREG 025/13, art. 7) (Fuente: R CREG 168/13, art. 2)

ARTÍCULO 4.10.1.8. PERIODO A AUDITAR. Para la primera auditoría, el periodo a auditar comprende desde la fecha en que el OR inició la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones hasta la fecha de inicio de ejecución de la auditoría a realizar.

Para las siguientes auditorías, el periodo a auditar comprende desde la fecha de inicio de la ejecución de la última auditoría hasta la fecha de inicio de ejecución de la auditoría a realizar.

(Fuente: R CREG 025/13, art. 8)

ARTÍCULO 4.10.1.9. ENTREGA DE INFORMES DE LA AUDITORÍA. El auditor emitirá un informe preliminar para comentarios del OR. Después de contestar los comentarios del OR, el auditor le entregará el informe final de la auditoría y un resumen de los resultados para que este los remita a la SSPD y a la CREG, respectivamente.

El OR entregará a la SSPD y a la CREG el informe final y el resumen de resultados, respectivamente, dentro de los plazos máximos de ejecución de la auditoría indicados en el artículo 7o.

El informe final debe contener los siguientes elementos:

a) informe con el resultado que refleje el concepto final del auditor,

b) hoja de calificación detallada de todos los aspectos y criterios establecidos en los cuestionarios que debe aplicar el auditor,

c) anexo con información y documentación de soporte de todos sus hallazgos y los cálculos efectuados.

(Fuente: R CREG 025/13, art. 9)

ARTÍCULO 4.10.1.10. VERIFICACIÓN DE CUMPLIMIENTO DE REQUISITOS DE APLICACIÓN. La auditoría deberá verificar que al momento de realización de esta el OR continúe cumpliendo los requisitos para la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones, establecidos en el numeral 11.2.6.3 de la Resolución CREG 097 de 2008. El incumplimiento de alguno de los requisitos originará que el puntaje obtenido como resultado de la auditoría sea igual a cero, es decir, No Satisfactorio. No obstante, el auditor deberá verificar todos los demás aspectos, calificarlos y entregar en su informe final los resultados de la aplicación de cada uno de los cuestionarios.

(Fuente: R CREG 025/13, art. 10)

Anexo general

Aspectos a verificar en la auditoría

ARTÍCULO 4.10.2.1.1. Aspectos a verificar en la auditoría. La auditoría a la información establecida en el numeral 11.2.5.4.2 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 deberá verificar los siguientes aspectos:

a) cumplimiento de los requisitos de aplicación del esquema, con el fin de garantizar la confiabilidad en los procesos y manejo adecuado de la información utilizada en la aplicación del esquema,

b) cumplimiento de responsabilidades y obligaciones del OR, establecidas en la regulación,

c) madurez de la implementación del esquema, con el fin de identificar fortalezas y debilidades en la aplicación del esquema de calidad por parte de los OR, que se reflejan en la claridad y transparencia del procesamiento de la información,

d) calidad de la información registrada en las bases de datos del OR, con el fin de analizar la exactitud, integralidad, el grado de vulnerabilidad de los datos a las modificaciones, la facilidad de utilización y la trazabilidad de la información generada desde las diferentes fuentes de captura de datos,

e) calidad de los cálculos de las variables del esquema, con el fin de revisar la adecuada aplicación de las fórmulas de cálculo de las variables utilizadas en el esquema, así como la objetividad y trazabilidad de los resultados,

f) calidad de la información reportada al SUI y al LAC, con el fin de evaluar la coherencia de la información registrada en las bases de datos del OR con respecto a la reportada por este a las bases de datos del SUI y del LAC.

Adicionalmente, el auditor deberá verificar la madurez de la implementación de las aplicaciones TIC a efectos de otorgar puntaje adicional al OR con base en el desarrollo tecnológico implementado para la aplicación del esquema.

A continuación se detalla en qué consiste la verificación de cada uno de estos aspectos.

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I)

ARTÍCULO 4.10.2.1.2. CUMPLIMIENTO DE REQUISITOS DE APLICACIÓN DEL ESQUEMA. El auditor deberá verificar que el OR cuente con la certificación resultante de la auditoría de cumplimiento de requisitos de que trata el numeral 11.2.5.4.1 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 y que el OR sigue cumpliendo los requisitos establecidos en el numeral 11.2.6.3 del mismo anexo.

En el caso en el que el auditor evidencie que el OR ha dejado de cumplir algún requisito de los descritos en el numeral 11.2.6.3, deberá tener en cuenta lo establecido en el artículo 10 de esta resolución.

Para la verificación, el auditor deberá utilizar las preguntas del Cuestionario A, contenido en el numeral 5.1 de este anexo. Cuando sea necesario para contestar las preguntas del cuestionario, el auditor deberá utilizar muestras de datos creadas con los mismos criterios indicados en el numeral 1.4 de este anexo.

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I Num. 1.1)

ARTÍCULO 4.10.2.1.3. CUMPLIMIENTO DE LAS RESPONSABILIDADES Y OBLIGACIONES DEL OR. El auditor deberá identificar si el OR ha venido cumpliendo con las responsabilidades y obligaciones establecidas en el numeral 11.2.7.1 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, aclarado por el artículo 16 de la Resolución CREG 043 de 2010.

Para esto el auditor deberá solicitar al OR los soportes que demuestren el cumplimiento, tales como: presentación del anexo informativo, comunicaciones entre el OR y los comercializadores de su mercado, comunicaciones al SUI, información histórica, entre otros.

El auditor deberá aplicar las preguntas del Cuestionario B, contenido en el numeral 5.2 de este anexo.

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I Num. 1.2)

ARTÍCULO 4.10.2.1.4. MADUREZ DE LA IMPLEMENTACIÓN DEL ESQUEMA. En esta verificación el auditor debe identificar el nivel de madurez de la implementación de los procesos y procedimientos, la estructura y organización de soporte al proceso, la utilización de recurso humano capacitado y el manejo de la documentación con la que se soporta el esquema. Para este fin, el auditor deberá aplicar el Cuestionario C, contenido en el numeral 5.3 de este anexo. Cuando se requiera, se debe utilizar muestras de datos creadas con los mismos criterios indicados en el numeral 1.4 de este anexo.

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I Num. 1.3)

ARTÍCULO 4.10.2.1.5. CALIDAD DE LA INFORMACIÓN REGISTRADA EN LA BASE DE DATOS DEL OR. La exactitud, la integralidad, el grado de vulnerabilidad de los datos a las modificaciones, la facilidad de utilización y la trazabilidad de la información generada desde las diferentes fuentes de captura de datos, serán verificadas por el auditor.

Para esta verificación el auditor deberá diseñar y utilizar muestras aleatorias que garanticen una confiabilidad global mayor del 95% y un error relativo de muestreo menor al 5%, sobre la totalidad de la información reportada en la base de datos del Sistema de Gestión de la Distribución o en los diferentes reportes.

A la información de los elementos que conforman las muestras seleccionadas, el auditor deberá aplicar el Cuestionario D, contenido en el numeral 5.4 de este anexo.

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I Num. 1.4)

ARTÍCULO 4.10.2.1.6. CALIDAD DE LOS CÁLCULOS DE LAS VARIABLES DEL ESQUEMA. El auditor deberá verificar la adecuada aplicación de las fórmulas de cálculo de las variables utilizadas en el esquema y la objetividad y trazabilidad de los resultados. En los casos en que sea necesario, el auditor deberá realizar la validación sobre un conjunto de datos de prueba preparados por él, comparando los resultados obtenidos utilizando el modelo de cálculo que para el efecto la CREG publicará mediante circular y un sistema de pruebas del aplicativo de cálculo que usa el OR para obtener los índices y demás variables del esquema.

El auditor deberá identificar en su informe las diferencias encontradas en los dos ejercicios, en caso de haberlas, así como las razones o problemas del aplicativo de cálculo que considere que causaron estas diferencias.

Para la verificación el auditor deberá utilizar el Cuestionario E, contenido en el numeral 5.5 de este anexo.

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I Num. 1.5)

ARTÍCULO 4.10.2.1.7. CALIDAD DE LA INFORMACIÓN REPORTADA AL SUI Y AL LAC. A través de esta verificación, el auditor deberá evaluar la calidad de la información que fue reportada por el OR a las bases de datos del SUI y LAC, es decir, si esta es coherente con la información registrada en las bases de datos del OR.

Para esto, durante la auditoría el OR debe permitir y acompañar al auditor en el ingreso a las bases de datos del SUI y del LAC, utilizando los usuarios y contraseñas de lectura que asigne el SUI y el LAC al auditor. El auditor comparará la información reportada con la registrada, utilizando muestras de datos creadas con los mismos criterios indicados en el numeral 1.4 de este anexo.

En esta etapa, el auditor deberá aplicar el Cuestionario F, contenido en el numeral 5.6 de este anexo.

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I Num. 1.6)

ARTÍCULO 4.10.2.1.8. MADUREZ DE LA IMPLEMENTACIÓN DE LAS SOLUCIONES TIC. Dado que la implementación de soluciones TIC aumenta la confiabilidad y la transparencia en los procedimientos de recolección y manejo de la información a través de herramientas de tecnología e informática avanzadas, el auditor deberá revisar la solidez y madurez tecnológica con la que el OR está llevando a cabo la aplicación del esquema de calidad del servicio en el SDL.

Para esto, el auditor revisará aspectos tales como:

a) la madurez, capacidad y funcionalidad del sistema implementado para el servicio de atención telefónica. Con este fin, revisará el porcentaje de cubrimiento de usuarios que tiene el servicio, la existencia de registro electrónico de cada llamada del usuario, la posibilidad de consultar simultáneamente información del sistema comercial, la funcionalidad de la interface entre este sistema y las demás fuentes de captura de información de interrupciones, etc.,

b) la madurez, capacidad y funcionalidad del sistema SCADA o sistema de telemedición de las interrupciones. Para esto revisará el porcentaje de cubrimiento de transformadores y redes de todo el sistema del OR, la capacidad de almacenamiento de los datos registrados, etc.,

c) la capacidad y funcionalidad del sistema GIS para manejar de manera fácil e integrada la información de interrupciones del servicio con el fin de que sea recogida y registrada de forma adecuada,

d) la funcionalidad y seguridad del Sistema de Gestión de la Distribución, de que trata el numeral 11.2.5.1 de la Resolución CREG 097 de 2008, respecto a la facilidad de realizar auditoría sobre su funcionamiento, el control de reglas y los niveles de validaciones para el manejo transparente de la información,

e) la coordinación de los trabajos de campo, respecto a la capacidad de controlar la información que de ahí se obtiene y el mecanismo utilizado para capturar esta información. La facilidad de realizar auditoría sobre su proceso, su control y los niveles de validación utilizados para el manejo transparente de la información,

f) madurez y capacidad del mecanismo utilizado para la generación y envío de reportes al LAC y al SUI, respecto a la posibilidad de ser realizados por el sistema de manera automática y acertada respecto a los formatos, condiciones, oportunidad, facilidad para el soporte y requisitos relacionados con cada uno de los reportes. La facilidad de realizar auditoría sobre su correcta implementación, su control y los niveles de validación utilizados para el manejo transparente de la información,

g) capacidad del sistema para realizar cálculos fieles y confiables de los índices y componentes establecidos en el esquema de calidad del servicio en el SDL, su nivel de automatización, capacidad y facilidades de soporte y la facilidad de realizar auditoría sobre su correcto funcionamiento, su control y los niveles de validación utilizados para el manejo transparente de la información,

h) madurez del proceso de administración de la tecnología informática y seguridad que apoya el proceso de prestación del servicio, respecto a la capacidad del equipo, y el proceso utilizado para incorporar, soportar y mantener actualizadas las soluciones informáticas requeridas, siguiendo estándares y prácticas de la industria. El nivel de seguridad y efectividad del manejo de la información utilizada para la aplicación del esquema de calidad del servicio en el SDL.

Para esta verificación el auditor deberá aplicar el Cuestionario G, contenido en el numeral 5.7 de este anexo.

Este aspecto será considerado como un puntaje extra que puede obtener el OR en la calificación y por lo tanto no contar con estas herramientas TIC no implica que el OR no pueda alcanzar el puntaje mínimo para obtener un resultado Satisfactorio.

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I Num. 1.7)

Requisitos del auditor

ARTÍCULO 4.10.2.2.1. EXPERIENCIA DEL AUDITOR. El auditor debe contar como mínimo con alguna de las siguientes experiencias:

a) En planeación y evaluación empresarial o, en planeación y evaluación de soluciones tecnológicas para información,

b) En auditoría organizacional y de procesos,

c) En auditoría de sistemas informáticos, o

d) En sistemas de información orientados al control y la operación de sistemas eléctricos tanto para generación, transmisión, distribución o comercialización de energía.

El total de años de experiencia a acreditar respecto de alguno de los requerimientos establecidos en los literales anteriores, es de mínimo cinco años. De estos cinco años, mínimo dos deben ser en empresas del sector eléctrico y mínimo dos deben haberse realizado durante los últimos cinco años anteriores a la fecha de inscripción en el CNO.

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO II Num. 2.1) (Fuente: R CREG 168/13, art. 1)

ARTÍCULO 4.10.2.2.2. PERFIL DE LOS INTEGRANTES DEL EQUIPO AUDITOR. El equipo auditor debe estar conformado por personas naturales y tener como mínimo profesionales que cumplan con los siguientes perfiles:

a) Un especialista informático: profesional universitario graduado, con conocimiento y experiencia en sistemas de información, bases de datos y tecnologías informáticas y de comunicaciones,

b) Un especialista administrativo u organizacional: profesional universitario graduado, con conocimiento y experiencia en diseño, implementación y/o gestión de procesos y manejo organizacional,

c) Un experto en el sector eléctrico: profesional universitario graduado y con matrícula profesional en las áreas de ingeniería o física, con conocimientos y experiencia en sistemas de telemedición y control, en sistemas SCADA, en sistemas de atención telefónica o en sistemas de gestión para prestación de servicios de electricidad en distribución o transmisión.

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO II Num. 2.2) (Fuente: R CREG 168/13, art. 1)

ARTÍCULO 4.10.2.2.3. 3 EXPERIENCIA DE LOS INTEGRANTES DEL EQUIPO AUDITOR. Los integrantes del equipo auditor deben cumplir los requisitos que, para su correspondiente perfil, se indican a continuación:

a) Especialista informático:

i. Experiencia de mínimo cinco (5) años en diseño, desarrollo, implementación o administración de sistemas y bases de datos empresariales o en proyectos de evaluación y/o auditoría de sistemas de información, bases de datos y soluciones informáticas; o experiencia de mínimo cinco (5) años en sistemas de información orientados al control y la operación de sistemas eléctricos tanto para generación, transmisión y distribución como para comercialización de energía.

ii. Certificación en metodologías ITIL o COBIT,

iii. Al menos una certificación en auditoría, con alguno de los siguientes enfoques: CISA (Certified Information System Auditor), CIA (Certified Internal Auditor), CISM (Certified Information Security Manager) o CGEIT (Certified in the Governance of Enterprise IT).

b) Especialista administrativo u organizacional:

i. Experiencia de mínimo cinco (5) años en diseño, desarrollo, implementación o administración de procesos, desarrollo organizacional, mejoramiento y planeación empresarial y tecnologías; o experiencia de mínimo cinco (5) años en proyectos de evaluación y auditoría empresarial, procesos y tecnología informática,

ii. Al menos una certificación en auditoría, con alguno de los siguientes enfoques: CISA (Certified Information System Auditor), CIA (Certified Internal Auditor), CISM (Certified Information Security Manager), CGEIT (Certified in the Governance of Enterprise IT) o IRCA con orientación a seguridad de información o auditoría en gestión de calidad ISO 9001 o GP 1000;

c) Experto en el sector eléctrico:

i. Experiencia de mínimo cinco (5) años en diseño, desarrollo, implementación, administración, evaluación o auditoría, de sistemas y bases de datos especializadas en procesos de operación del sector eléctrico (distribución, transmisión o generación), o

ii. Experiencia de mínimo cinco (5) años en el desarrollo de trabajos relacionados con la operación o ingeniería de: sistemas de distribución, transmisión o generación del sector eléctrico, sistemas de supervisión y control en tiempo real de redes eléctricas, o sistemas de telemedición.

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO II Num. 2.3) (Fuente: R CREG 168/13, art. 1)

ARTÍCULO 4.10.2.2.4. CONSIDERACIONES EN LA SELECCIÓN DEL AUDITOR. El auditor puede ser persona natural o jurídica, nacional o extranjera, que acredite al menos un año de experiencia en auditorías. Se podrán constituir uniones temporales o consorcios para inscribirse en los respectivos procesos de selección ante el CNO. En estos últimos casos alguno de los integrantes del consorcio o la unión temporal deberá cumplir los requisitos para el auditor.

Para la selección del auditor se deberá considerar que éste no podrá realizar la auditoría a un OR cuando:

a) Haya contratado con el OR al que se audita trabajos relacionados con la auditoría de que trata esta resolución, dentro del año anterior al inicio de la auditoría,

b) Haya realizado al OR la verificación de cumplimiento de condiciones iniciales para comenzar la aplicación del esquema, dentro del año anterior al inicio de la auditoría,

c) Haya prestado dentro del año anterior al inicio de la auditoría, o le esté prestando, servicios de consultoría o asesoría en el diseño e implementación de todo o parte del sistema incentivos y compensaciones a la calidad del servicio en el SDL,

d) Haya prestado dentro del año anterior al inicio de la auditoría, o le esté prestando, servicios de consultoría o asesoría en el diseño e implementación de todo o parte de su proceso de distribución,

e) Haya prestado dentro del año anterior al inicio de la auditoría, o le esté prestando, servicios de consultoría o asesoría en el diseño e implementación de todo o parte del sistema de gestión de la calidad de su proceso de distribución,

f) Tenga un conflicto de intereses con el OR respecto a la actividad a desarrollar.

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO II Num. 2.4) (Fuente: R CREG 168/13, art. 1)

ARTÍCULO 4.10.2.2.5. ACTUALIZACIÓN DE LA LISTA DE ELEGIBLES. El CNO deberá actualizar la lista de elegibles con base en lo establecido en la presente resolución. Los auditores interesados deberán inscribirse con uno o más equipos auditores ante el CNO, dentro de los plazos y procedimientos que este disponga para el efecto.

(Fuente: R CREG 168/13, art. 3)

ARTÍCULO 4.10.2.2.6. ACLARACIÓN SOBRE LA INSCRIPCIÓN DE NUEVOS AUDITORES Y LISTA DE ELEGIBLES. Después de actualizada la lista de elegibles de que trata el artículo 3o podrán inscribirse, en cualquier momento, nuevos auditores y/o nuevos equipos auditores, de acuerdo con lo establecido en el artículo 5o de la Resolución CREG 025 de 2013.

(Fuente: R CREG 168/13, art. 4)

Proceso de selección del auditor

ARTÍCULO 4.10.2.3.1. Proceso de selección del auditor. Los auditores que podrán realizar las auditorías serán seleccionados con base en las siguientes consideraciones.

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO III)

ARTÍCULO 4.10.2.3.2. INSCRIPCIÓN DE AUDITORES. Los auditores que cumplan con los requisitos descritos en el capítulo 2 de este anexo y que estén interesados en prestar el servicio de auditoría, en los términos establecidos en esta resolución, deberán inscribirse ante el CNO. El auditor podrá inscribir uno o más equipos auditores, acreditando el perfil exigido tanto para el auditor como para cada uno de las personas que conforman él o los equipos inscritos. De lo anterior se deriva que una empresa auditora podrá participar para realizar una o más auditorías con un equipo de trabajo diferente.

Los plazos para las inscripciones son los establecidos en el artículo 5o de esta resolución.

Por razones de organización y logística, el CNO podrá establecer los procedimientos y formatos para la presentación de la información requerida y para la elaboración de la lista de elegibles, dando cumplimiento a los tiempos establecidos en esta resolución.

El auditor y cada uno de los integrantes de sus equipos inscritos deben además declarar, bajo la gravedad del juramento, que no incurren en ninguna causal de incompatibilidad o conflicto de intereses, en los términos definidos en el numeral 2.4 de este anexo, y que los recursos con los cuales han constituido su empresa no provienen de ninguna actividad ilícita de las contempladas en el Código Penal Colombiano.

En caso de incurrir en alguna de las causales respecto de un OR, el auditor debe anunciar y declarar impedida a su firma o al respectivo equipo de trabajo para realizar el trabajo de auditoría de ese OR en particular. Si el auditor no está impedido para realizarle la auditoría a un OR, podrá realizarla con alguno de sus equipos que no esté impedido.

Cuando un miembro de un equipo auditor incurra en alguna de las causales definidas en el numeral 2.4, hará incurrir en las mismas causales al equipo auditor.

Cuando una empresa auditora incurra en alguna de las causales definidas en el numeral 2.4, se entenderá que sus equipos auditores inscritos no podrán realizar la auditoría.

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO III Num. 3.1)

ARTÍCULO 4.10.2.3.3. CONDICIONES DE LA LISTA DE ELEGIBLES. La lista de elegibles de que trata el artículo 5o será de consulta pública y deberá permanecer publicada en la página web del CNO. En esta lista se deberá indicar, para cada auditor y/o para cada uno de sus equipos de trabajo, los OR para los cuales no puede prestar el servicio de auditoría, de acuerdo con la declaración de impedimento que haya presentado durante el proceso de inscripción.

Es obligación de cada auditor actualizar su declaración cada vez que se presente un cambio en su situación que lo haga incurrir en alguna de las causales que le impidan ejercer la auditoría, bien sea directamente o por parte de algún integrante de sus equipos auditores. El CNO actualizará de manera inmediata la publicación de la lista de elegibles a fin de reflejar esta nueva situación.

La lista de tres posibles auditores que asigne el CNO a cada OR deberá estar conformada por auditores diferentes, es decir, que en la lista asignada a ese OR no podrá repetirse la firma auditora, aunque sus equipos de trabajo sean diferentes.

Un auditor formará parte de la lista de elegibles, hasta cuando informe al CNO que ya no cumple con el perfil o que alguno de los miembros inscritos ya no forma parte de su equipo, caso en el cual, si lo desea, podrá solicitar nuevamente la inscripción de un nuevo equipo de trabajo.

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO III Num. 3.2)

Desarrollo de la auditoría

ARTÍCULO 4.10.2.4.1. PREPARATIVOS DE LA VISITA. Es obligación del OR garantizar que la auditoría pueda realizarse eficazmente y para ello debe coordinar y planificar con el auditor la disposición adecuada de toda la información y los medios necesarios, como mínimo en lo referente a: i) las personas de contacto durante el desarrollo de la auditoría, ii) los procedimientos de consulta de información, iii) la disponibilidad, acceso y utilización de los recursos físicos y tecnológicos necesarios, y iv) la disponibilidad del sistema de pruebas mencionado en el numeral 1.5 de este anexo.

El LAC y el SUI proporcionarán a cada uno de los OR los "usuarios" y "contraseñas" para que los auditores realicen las consultas, sin posibilidad de modificación de la información reportada por el OR. Estos "usuarios" y "contraseñas" podrán ser usados para todas las auditorías. El LAC y el SUI determinarán la forma mediante la cual suministrarán esta información a los OR.

A fin de brindarle un conocimiento amplio y suficiente de la operación de la empresa y del esquema de incentivos y compensaciones a la calidad del servicio, y sin que esto constituya parte de la calificación de la auditoría, como mínimo el OR debe brindar al auditor la siguiente información:

a) información general del OR en lo relativo al área de cobertura, usuarios e infraestructura actual para prestar el servicio de distribución;

b) estructura de procesos del OR en donde se indique el flujo extremo a extremo de los procesos operativos relacionados con la coordinación y prestación del servicio de distribución y el manejo del esquema de calidad del servicio, con el suficiente nivel de detalle para conocer las actividades desarrolladas relacionadas con el esquema de calidad;

c) documentación relativa a la estructura organizacional, cuadros de mando y ejecución de la organización para las áreas relacionadas con la coordinación y prestación del servicio de distribución y el manejo del esquema de calidad del servicio;

d) equipos de trabajo, roles y perfiles involucrados en los procesos asociados al servicio de distribución y al manejo del esquema de calidad del servicio, el cual debe incluir el nombre de las personas que actualmente trabajan en cada uno ellos, al nivel de actividades, con la información detallada acerca de su nivel de formación, capacitación para el trabajo, conocimiento de la regulación y experiencia. Debe informarse además de los programas internos de formación y desarrollo del personal asociado a los procesos mencionados;

e) tecnología informática relacionada con la infraestructura de sistemas de información y aplicaciones implementadas por el OR, especialmente para el manejo de eventos en su red y el manejo del esquema de incentivos y compensaciones, identificando la infraestructura y plataforma de cómputo, almacenamiento, respaldo, seguridad y comunicaciones;

f) procesos y organización implementados por el área de administración informática, prácticas y estándares adoptados y acuerdos de servicios y niveles de atención implementados para gestionar la infraestructura y soluciones de TIC, requeridos por los procesos operativos relacionados con la coordinación y prestación del servicio de distribución y el manejo del esquema de calidad del servicio.

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.1)

ARTÍCULO 4.10.2.4.2. APLICACIÓN. Una vez el auditor haya recopilado y revisado la información que se indica en el numeral anterior, deberá proceder a aplicar los cuestionarios establecidos en el capítulo 5 y el mecanismo de evaluación que se establece en el numeral 4.3 de este anexo.

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.2)

ARTÍCULO 4.10.2.4.3. MECANISMO DE EVALUACIÓN. Con base en los resultados obtenidos en los cuestionarios aplicados a cada uno de los aspectos mencionados en el capítulo 1 de esta resolución, el auditor deberá determinar el resultado de la auditoría a partir de la de la siguiente fórmula:

RA=CR*[CO+(k₁*M+k₂*QG+k₃*QC+k₄*QP)+MTIC]

Donde:

RA:	Resultado de la auditoría
CR:	Cumplimiento de requisitos para la aplicación del esquema
CO:	Cumplimiento de las responsabilidades y obligaciones del OR
k₁:	Factor que representa el peso de la madurez de la implementación del esquema
M:	Madurez de implementación del esquema
k₂:	Factor que representa el peso de la calidad de la información registrada
QG:	Calidad de la información registrada en las bases de datos del OR
k₃:	Factor que representa el peso de la calidad de los cálculos de las variables del esquema
QC:	Calidad de los cálculos de las variable del esquema
k₄:	Factor que representa el peso de la calidad de la información reportada al SUI y al LAC
QP:	Calidad de la información reportada al SUI y al LAC
MTIC:	Madurez de la implementación de soluciones TIC

A continuación se describen las características de cada componente de la fórmula.

Componente	Descripción	Evaluación
CR	El auditor verifica que todos los requisitos mencionados continúan vigentes. El auditor debe utilizar el Cuestionario A.	Vigentes = 1	No vigentes = 0
CO	El auditor verifica que el OR, en el periodo de auditado, ha cumplido con las responsabilidades y obligaciones que determina la regulación. Para esto se aplica el Cuestionario B.	Puntaje que varía entre 0 y 90
k₁	Factor multiplicador para la madurez de implementación del esquema.	1,9
M	Puntaje obtenido al aplicar el Cuestionario C que evalúa la madurez en la implementación del esquema.	Puntaje que al aplicar el factor k1 puede variar entre 0 y 80 puntos.
k₂	Factor multiplicador para la calidad de la información registrada.	11.43
QG	Puntaje obtenido al aplicar el Cuestionario D que evalúa la calidad de la información que fue registrada en las bases de datos del OR.	Puntaje que al aplicar el factor k2 puede variar entre 0 y 160 puntos.
k₃	Factor multiplicador para la calidad de los cálculos de los componentes y variables que hacen parte de los índices y compensaciones.	16
QC	Puntaje obtenido al aplicar el Cuestionario E que evalúa la calidad de los cálculos de los componentes y variables que hacen parte de los índices y compensaciones.	Puntaje que al aplicar el factor k₃ puede variar entre 0 y 80 puntos.
k4	Factor multiplicador para la calidad de la información reportada al SUI y al LAC en las bases de datos.	5
QP	Puntaje obtenido al aplicar el Cuestionario F que evalúa la calidad de la información reportada a las bases de datos del SUI y el LAC.	Puntaje que al aplicar el factor k4 puede variar entre 0 y 80 puntos.
MTIC	Puntaje obtenido al aplicar el Cuestionario G que evalúa la Madurez de la implementación de soluciones TIC.	Puntaje que varía entre 0 y 57 al aplicar el cuestionario

El componente MTIC otorga un puntaje extra que permite elevar la calificación del OR por haber implementado herramientas tecnológicas y de información más avanzadas que las exigidas en la regulación. Por esta razón, no contar con estas herramientas TIC no implica que el OR no pueda alcanzar el puntaje mínimo para obtener un resultado Satisfactorio.

El resultado de la auditoría, RA, es Satisfactorio si es superior a 294 puntos. De lo contrario el resultado de la auditoría es No Satisfactorio.

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.3)

Cuestionarios

ARTÍCULO 4.10.2.5.1. Cuestionarios. El auditor deberá utilizar los cuestionarios que se presentan a continuación, los cuales son anexados a esta resolución en formato Excel para su diligenciamiento durante la auditoría.

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO V)

ARTÍCULO 4.10.2.5.2. CUESTIONARIO A. Las siguientes preguntas permiten al auditor verificar que los requisitos para la aplicación del esquema se encuentran vigentes el momento de realización de la auditoría.

Las respuestas a cada una de las preguntas de este cuestionario solamente deberán ser afirmativas o negativas (sí o no). Al componente CR de la fórmula establecida en el numeral 4.3 se le asignará un valor de 1 si todas las respuestas de este cuestionario son afirmativas. En caso de que alguna de las respuestas sea negativa el valor del componente CR será igual a cero.

No.	Pregunta/Actividad	Calificación posible	Calificación	Evaluación
A.1	¿Existe correcta vinculación entre los usuarios, transformadores y circuitos? Utilizar la muestra. Margen de tolerancia del 10% sobre la obligación.	Sí/No
A.2	¿Cada uno de los componentes del Sistema de Gestión de la Distribución del OR está funcionado correctamente, según las funciones que deben cumplir?	Sí/No
A.3	¿Se reporta información telemedida de interrupciones al Sistema de Gestión de la Distribución, del 90% de las cabeceras de alimentadores? Margen de tolerancia del 5% sobre la obligación.	Sí/No
A.4	¿El OR está reportando la información de interrupciones al LAC utilizando alguna de las opciones establecidas en la regulación para ese fin?.	Sí/No
A.5	¿El OR tiene actualizada la Certificación de Gestión de Calidad de su proceso de Distribución y esta contiene los procedimientos para la medición, el registro y el reporte de las interrupciones del servicio?	Sí/No
A.6	¿Se reporta la información de interrupciones al Sistema de Gestión de la Distribución de por lo menos dos elementos de telemedición en el 90% de los circuitos? Margen de tolerancia del 5% sobre la obligación. Si el OR todavía no debe cumplir con este requisito, no se requiere revisión, únicamente asignar SI a esta pregunta.	Sí/No
			Valor CR

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO V Num. 5.1)

ARTÍCULO 4.10.2.5.3. CUESTIONARIO B. Por medio de las preguntas o actividades planteadas en el siguiente cuestionario el auditor deberá verificar el cumplimento de las responsabilidades y obligaciones por parte del OR, según lo establecido en el numeral 11.2.7.1 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, aclarado por el artículo 16 de la Resolución CREG 043 de 2010.

No.	Pregunta/Actividad	Valoración criterio	Calificación posible	Calificación	Puntaje
B.1	¿Antes de dar inicio al esquema, el OR suministró a los comercializadores de su mercado los códigos de vinculación de usuarios a circuitos y transfomadores de su red?	10	Sí/No
B.2	¿El OR mantiene el soporte de los eventos clasificados como exclusiones en los reportes hechos al SUI y al LAC, y de los eliminados en los reportes trimestrales al LAC, para un periodo mínimo de 2 años ?	10	Sí/No
B.3	¿El OR ha entregado cada año a los comercializadores de su mercado el anexo informativo de funcionamiento del esquema?	10	Sí/No
B.4	¿El OR cuenta con la información base generada en el Sistema de Gestión de la Distribución y los documentos de soporte de los cálculos de los índices, incentivos y compensaciones de los dos años anteriores a la fecha de realización de la auditoría?	10	Sí/No
B.5	Obligaciones de Envío y oportunidad de reportes al LAC/SUI	50	Sí/No
B.5.1	¿Qué porcentaje se tiene de envío a tiempo de los Reportes diarios al LAC?	5	0%-100%
B.5.2	Cuando hay retrasos, ¿se tienen todas las justificaciones documentadas?	5	Sí/No
B.5.3	¿Qué porcentaje se tiene de envío a tiempo de los Reportes mensuales al LAC?	5	0%-100%
B.5.4	Cuando hay retrasos, ¿se tienen todas las justificaciones documentadas?	5	Sí/No
B.5.5	¿Qué porcentaje se tiene de envío a tiempo de los Reportes trimestrales al LAC?	5	0%-100%
B.5.6	Cuando hay retrasos, ¿se tienen todas las justificaciones documentadas?	5	Sí/No
B.5.7	¿Qué porcentaje se tiene de envío a tiempo de los Reportes mensuales al SUI?	5	0%-100%
B.5.8	Cuando hay retrasos, ¿se tienen todas las justificaciones documentadas?	5	Sí/No
B.5.9	¿Qué porcentaje se tiene de envío a tiempo de los Reportes trimestrales al SUI?	5	0%-100%
B.5.10	Cuando hay retrasos, ¿se tienen todas las justificaciones documentadas?	5	Sí/No
				Puntaje CO

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO V Num. 5.2)

ARTÍCULO 4.10.2.5.4. CUESTIONARIO C. La madurez en la implementación del esquema de calidad será verificada por el auditor utilizando las preguntas o actividades que se plantean en el siguiente cuestionario.

No.	Pregunta/Actividad	Valoración criterio	Calificación posible	Calificación	Puntaje
C.1	Implementación de procedimientos	12
C.1.1	¿El OR tiene un procedimiento de vinculación usuario-transformadorcircuito, dentro de su proceso de Distribución?	1	Sí/No
C.1.2	¿El OR tiene un procedimiento, dentro de su Proceso de Distribución, de asignación de códigos a los transformadores, alimentadores, circuitos?	1	Sí/No
C.1.3	¿El OR tiene un procedimiento para la captura y manejo de la información proveniente de telemedición de interrupciones en la cabecera de los circuitos, dentro de su Proceso de Distribución?	1	Sí/No
C.1.4	¿El OR tiene un procedimiento de registro de llamadas relacionadas con las interrupciones del servicio, dentro de du Proceso de Distribución?	1	Sí/No
C.1.5	¿El OR tiene un procedimiento que incluye los criterios para eliminar eventos en los reportes el LAC y son conocidos por el personal encargado de estas funciones?	1	Sí/No
C.1.6	¿ El OR tiene un procedimiento de programación, solicitudes de consignación, de ejecución de mantenimientos y de adecuaciones en la red, dentro de su proceso de Distribución?	1	Sí/No
C.1.7	¿El OR tiene un procedimiento de intervenciones en la red por parte de las cuadrillas y la coordinación, dentro de su proceso de Distribución?	1	Sí/No

No.	Pregunta/Actividad	Valoración criterio	Calificación posible	Calificación	Puntaje
C.1.8	¿El OR tiene un procedimiento para asegurar el registro confiable de una interrupción, sus causas y tiempos por parte de las cuadrillas?	1	Sí/No
C.1.9	¿El OR tiene un procedimiento para asegurar el registro confiable de una interrupción, sus causas y tiempos por parte de los operadores del sistema de distribución?	1	Sí/No
C.1.10	¿El OR tiene un procedimiento de manejo de la información requerida para reportes al LAC, dentro de su proceso de Distribución?	1	Sí/No
C.1.11	¿El OR tiene un procedimiento de manejo de la información requerida para reportes al SUI, dentro de su proceso de Distribución?	1	Sí/No
C.1.12	¿El OR tiene un procedimiento para cálculo de los indicadores de calidad, dentro de su proceso de Distribución?	1	Sí/No
C.2	Estructura y organización de soporte	3
C.2.1	¿ El OR tiene una estructura de mando y una estructura operativa claramente definida y formalmente documentada y aprobada?	1	Sí/No
C.2.2	¿ El OR tiene definidos y documentados unos roles claros de registro, reporte y cálculo para la aplicación del esquema de Incentivos y Compensaciones?	1	Sí/No
C.2.3	¿ El OR tiene definidas y documentadas, de manera clara y precisa, las responsabilidades para los diferentes roles que apoyan la aplicación del esquema de Incentivos y Compensaciones?	1	Sí/No
C.3	Conocimiento del talento humano	3
C.3.1	¿Ha llevado a cabo el OR cursos o jornadas de capacitación dirigidas al personal que realiza funciones relacionadas con la aplicación del esquema de Incentivos y Compensaciones?	1	Sí/No
C.3.2	¿Los temas de los cursos y capacitaciones han sido dirigidos a las funciones específicas de cada miembro del personal, según sus funciones dentro de la aplicación del esquema de Incentivos y Compensaciones?	1	Sí/No

No.	Pregunta/Actividad	Valoración criterio	Calificación posible	Calificación	Puntaje
C.3.3	Qué porcentaje del personal que realiza funciones relacionadas con la aplicación del esquema de Incentivos y Compensaciones ha participado alguna vez en los cursos o jornadas de capacitación mencionadas?	1	0%-100%
C.4	Manejo de información y documentación para el soporte del esquema de distribución?	6
C.4.1	¿ Se tiene un procedimiento para almacenar la información histórica de los reportes y formatos enviados al LAC y SUI, dentro de su proceso de Distribución?	1	Sí/No
C.4.2	¿Se tiene un procedimiento para almacenar la información histórica de los índices, dentro de su proceso de Distribución?	1	Sí/No
C.4.3	¿La clasificación de interrupciones que usa el OR para hacer los reportes al SUI corresponde con la indicada en la regulación?	1	Sí/No
C.4.4	¿La equivalencia de las causas internas definidas por el OR es coherente con la clasificación de interrupciones indicada en la regulación?	1	Sí/No
C.4.5	¿Existe soporte para los tiempos asignados a los eventos registrados y reportados en el sistema? Utilizar la muestra. Margen de tolerancia del 10% sobre la obligación.	1	Sí/No
C.4.6	¿Existen documentos de soporte en los que se sustenten las diferencias de información entre el reporte al SUI y el reporte al LAC?	1	Sí/No
C.5	Nivel de automatización	6
C.5.1	¿ El sistema de atención telefónica asigna automáticamente la fecha y hora de la llamada al campo de fecha y hora de inicio del evento reportado?	1	Sí/No
C.5.2	¿El tiempo de cierre de los eventos en los elementos telemedidos se asigna automáticamente como tiempo de finalización del evento asociado?	1	Sí/No
C.5.3	¿Todos los eventos detectados en el proceso de telemedición se envían automáticamente a la base de datos del Sistema de Gestión de la Distribución?	1	Sí/No

No.	Pregunta/Actividad	Valoración criterio	Calificación posible	Calificación	Puntaje
C.5.4	¿Todos los eventos registrados en el proceso de atención telefónica se envían automáticamente a la base de datos del Sistema de Gestión de la Distribución?	1	Sí/No
C.5.5	Cuando por las diferentes fuentes es registrada la ocurrencia de un evento, ¿El sistema GIS es actualizado de forma automática y actualiza en línea los despliegues gráficos?	1	Sí/No
C.5.6	¿El OR tiene implementada una funcionalidad centralizada para el manejo de eventos modificados, en una estructura independiente de la base de datos, de tal forma que preserve la información original de los eventos como son los elementos, tiempos y causas?	1	Sí/No
C.6	Nivel de manejo integrado de la información	2
C.6.1	¿Se tiene una sola base de datos donde se integre automáticamente la información de registro de eventos de los sistemas de atención telefónica, Telemedición, GIS y coordinación de trabajos en la red?	1	Sí/No
C.6.2	¿Se tiene una misma base de datos para almacenar la información relativa a los eventos y para la generación de reportes?	1	Sí/No
C.7	Nivel de automatización Nivel de intervención manual	11
C.7.1	¿E l operador o agente de atención telefónica asigna o modifica el tiempo de recepción de la llamada?	1	Sí/No
C.7.2	¿El operador o agente de atención telefónica asigna o modifica el código de transformador o circuito asociado al usuario que realiza la llamada?	1	Sí/No
C.7.3	¿El operador o analista del centro de control ingresa o modifica el tiempo de apertura o cierre de cualquier elemento de red, en el sistema de telemedición?	1	Sí/No
C.7.4	¿El operador o analista del centro de control ingresa o modifica la identificación transformador o circuito asociado a cualquier evento de un elemento de red en la base de datos que registra los eventos?	1	Sí/No
C.7.5	¿El operador o analista del centro de control ingresa o modifica los tiempos asociados al inicio de cualquier evento en la base de datos en la que se registran los eventos?	1	Sí/No
C.7.6	¿La clasificación de causa de los eventos es establecida por el responsable del registro en la base de datos, de acuerdo con su criterio?	1	Sí/No
C.7.7	¿Alguno de los eventos, datos de tiempo o elemento de red almacenados en el Sistema de Gestión de la Distribucion son modificados durante la elaboración del reporte diario o mensual a ser enviado al LAC?	1	Sí/No
C.7.8	¿A lguno de los datos de tiempos de interrupción, clasificación o elementos de red son modificados por un operador o analista encargado, en los formatos mensuales a ser enviados al SUI?	1	Sí/No
C.7.9	¿Alguno de los eventos, datos de causas o elemento de red son modificados por un operador o analista encargado, en el reporte trimestral a ser enviado al LAC?	1	Sí/No
C.7.10	¿ La marcación de eventos a ser eliminados en el reporte trimestral al LAC es identificada en el sistema, para soporte de la auditoría?	1	Sí/No
C.7.11	¿Alguno de los valores de las variables a reportar en el SUI en los formatos de reporte de índices de incentivos y compensaciones calculados son modificados por un operador o analista encargado?	1	Sí/No
				Puntaje M

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO V Num. 5.3)

ARTÍCULO 4.10.2.5.5. CUESTIONARIO D. Para la verificación de la calidad de la información registrada en la base de datos del OR el auditor deberá utilizar el siguiente cuestionario.

No.	Pregunta/Actividad	Valoración criterio	Calificación posible	Calificación	Puntaje
D.1	Verificación información	14
D.1.1	¿El OR tiene en sus bases de datos un esquema configurado y activado para el control de acceso, con perfiles y usuarios claramente definidos y aprobados?	1	Sí/No
D.1.2	En el sistema de atencion telefonica, ¿todas las llamadas son registradas y, a menos que no puedan considerarse como eventos, reflejadas en el Sistema de Gestión de la Distribución? Utilizar la muestra. Margen de tolerancia de 10% sobre la obligación.	1	Sí/No
D.1.3	En el sistema de telemedicion, ¿los eventos telemedidos están relacionados y reflejados en un evento registrado en el Sistema de Gestión de la Distribución? Utilizar la muestra. Margen de tolerancia de 10% sobre la obligación.	1	Sí/No
D.1.4	Si se borra un evento, ¿quedan rastros o registros de auditoría que le permiten al OR detectarlo? Utilizar la muestra. Margen de tolerancia de 0% sobre la obligación.	1	Sí/No
D.1.5	¿La vinculación de usuarios y transformadores revisada está correcta y completa? Utilizar la muestra.	1	0%-100%
D.1.6	¿La información de los eventos revisados en el sistema de atención telefónica sobre tiempo o elemento de red afectado por una interrupción, ha sido reflejada con exactitud en el Sistema de Gestión de la Distribución? Utilizar la muestra.	1	0%-100%
D.1.7	¿Cuándo los eventos afectan elementos aguas abajo, la información de afectación u ocurrencia de un evento en estos elementos puede ser constatada?, ¿Existe coherencia? Utilizar la muestra. Margen de tolerancia de 10% sobre la obligación.	1	Sí/No
D.1.8	¿Se registra el inicio de los eventos por trabajos programados inmediatamente estos comienzan? Utilizar la muestra. Margen de tolerancia de 10% sobre la obligación.	1	Sí/No
D.1.9	¿El tiempo de inicio de las interrupciones no programadas llega desde los sistemas de telemedicion o atencion telefonica? Utilizar la muestra. Margen de tolerancia de 10% sobre la obligación.	1	Sí/No
D.1.10	En el Sistema de Gestion de la Distribución, ¿se registra el tiempo de terminación de un evento telemedido inmediatamente concluye? Utilizar la muestra. Margen de tolerancia de 10% sobre la obligación.	1	Sí/No
D.1.11	¿La topología de la red está completa y actualizada en el sistema GIS? Utilizar la muestra.	1	0%-100%
D.1.12	¿En los reportes trimestrales al LAC, que provengan del sistema de atención telefónica, son exactos los datos de tiempos de la interrupción y existe soporte respecto a la asignación de la causa? Utilizar la muestra. Margen de tolerancia de 10% sobre la obligación.	1	Sí/No
D.1.13	¿En los reportes trimestrales al LAC, que provengan del sistema de Telemedición, son exactos en los datos de tiempos de la interrupción, y existe soporte respecto a la asignación de la causa? Utilizar la muestra. Margen de tolerancia de 10% sobre la obligación.	1	Sí/No
D.1.14	¿Los eventos clasificados como interrupciones excluidas son claramente identificables o diferenciables dentro de las causas identificadas como eventos que no se tendrán en cuenta para el cálculo de los Índices de calidad? Utilizar la muestra. Margen de tolerancia de 10% sobre la obligación.	1	Sí/No
				Puntaje QG

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO V Num. 5.4)

ARTÍCULO 4.10.2.5.6. CUESTIONARIO E. Por medio de las preguntas o actividades establecidas en el siguiente cuestionario, el auditor deberá verificar la calidad de los cálculos de los diferentes índices y variables que hacen parte del esquema de incentivos y compensaciones.

No.	Pregunta/Actividad	Valoración criterio	Calificación posible	Calificación	Puntaje
E.1	Verificación de cálculos	5
E.1.1	¿Los cálculos de índices pueden obtenerse, consultarse y utilizarse?	1	Sí/No
E.1.2	¿La información para los cálculos de índices es la misma que la información en la base de datos de eventos?	1	Sí/No
E.1.3	¿Hay consistencia de los índices calculados por el OR y el LAC?	1	Sí/No
E.1.4	Validar con un conjunto de datos de prueba preparado por el auditor la exactitud del sistema de cálculos de índices del esquema de Incentivos y compensaciones. ¿Es preciso?. Para esto utilizar el modelo de cálculo hecho por la CREG.	1	Sí/No
E.1.5	Determinar la confiabilidad de la implementación de los aplicativos que calculan los índices reportados al SUI. Usando el sistema de prueba del aplicativo de cálculo del OR, recuperando n meses y realizando de nuevo los cálculos, ¿se obtiene exactamente el mismo resultado reportado? Para esto utilizar el modelo de cálculo hecho por la CREG.	1	Sí/No
				Puntaje QG

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO V Num. 5.5)

ARTÍCULO 4.10.2.5.7. CUESTIONARIO F. La calidad de los reportes hechos al SUI y al LAC deberá ser verificada por el auditor con base en las preguntas establecidas en el siguiente cuestionario:

No.	Pregunta/Actividad	Valoración criterio	Calificación posible	Calificación	Puntaje
F.1	Verificación de reportes hechos por el OR	16
F.1.1	¿Pueden reconstruirse los reportes de elementos, tiempos y causas de interrupciones hechos al SUI? Utilizar muestra.	1	0%-100%
F.1.2	¿Los datos de elementos reportados en los formatos al SUI pueden obtenerse, consultarse y utilizarse? Utilizar muestra.	1	0%-100%
F.1.3	¿Se pueden reconstruir los reportes de eventos reportados al LAC? Utilizar muestra.	1	0%-100%
F.1.4	¿Los datos en los reportes de eventos al LAC pueden obtenerse, consultarse y utilizarse? Utilizar muestra.	1	0%-100%
F.1.5	¿Los datos reportados en los formatos de Índices del SUI pueden reconstruirse? Utilizar muestra.	1	0%-100%
F.1.6	En el Sistema de Gestión de la Distribución, ¿todas las llamadas están reflejadas en un registro del reporte diario o mensual al LAC? Utilizar muestra.	1	0%-100%
F.1.7	En el Sistema de Gestión de la Distribución, ¿todas las llamadas están registradas y hacen parte del reporte de calidad del elemento respectivo reportado en el formato mensual al SUI, a menos que no puedan considerarse como eventos? Utilizar muestra.	1	0%-100%
F.1.8	En el Sistema de Gestión de la Distribución, ¿todos los eventos telemedidos están relacionados con interrupciones del servicio registradas y reflejadas en el reporte diario o mensual al LAC, a menos que no puedan considerarse como eventos? Utilizar muestra.	1	0%-100%
F.1.9	En el Sistema de Gestión de la Distribución, ¿los eventos telemedidos seleccionados para auditar están relacionados con interrupciones del servicio registradas y reflejadas en el reporte mensual al SUI, a menos que no puedan considerarse como eventos? Utilizar muestra.	1	0%-100%
F.1.10	¿Están completos los elementos y datos reportados mensualmente en los formatos de información de calidad del SUI? Utilizar muestra.	1	0%-100%
F.1.11	¿La información de tiempos en los reportes está completa y precisa? Utilizar muestra.	1	0%-100%
F.1.12	¿Los eventos incluidos en el reporte mensual y trimestral al LAC están completos? Utilizar muestra.	1	0%-100%
F.1.13	¿Las diferencias entre los reportes hechos al LAC y al SUI, con respecto a elementos, tiempos y clasificación de las interrupciones, están justificadas? Utilizar muestra.	1	0%-100%

No.	Pregunta/Actividad	Valoración criterio	Calificación posible	Calificación	Puntaje
F.1.14	Validar con un conjunto de datos de prueba preparado por el auditor la exactitud del sistema de generación de reportes. ¿Es preciso y confiable?	1	0%-100%
F.1.15	Usando una base de datos vacía, recuperando n meses y realizando de nuevo la generación de reportes, ¿se obtiene exactamente el mismo reporte enviado al LAC diariamente, mensualmente y trimestralmente?	1	Sí/No
F.1.16	Usando una base de datos vacía, recuperando n meses y realizando de nuevo la generación de reportes, ¿se obtiene exactamente el mismo resultado enviado al SUI mensualmente y trimestralmente?	1	Sí/No
				Puntaje QP

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO V Num. 5.6)

ARTÍCULO 4.10.2.5.8. CUESTIONARIO G. La madurez alcanzada por el OR en cuanto a la aplicación de soluciones de tecnología e informática deberá ser evaluada por el auditor utilizando el siguiente cuestionario.

No.	Pregunta/Actividad	Valoración criterio	Calificación posible	Calificación	Puntaje
G.1	Implementación Servicio de Atención telefónica	9
G.1.1	¿Qué porcentaje de cubrimiento de usuarios tiene el servicio de atención telefónica?	1	0%-100%
G.1.2	¿Se hace un registro electrónico de cada llamada de usuarios?	1	Sí/No
G.1.3	¿Desde las estaciones de atención telefónica se tiene acceso a consulta del sistema comercial?	1	Sí/No
G.1.4	¿Desde las estaciones de atención telefónica se tiene acceso a consulta del sistema GIS?	1	Sí/No
G.1.5	¿Desde el sistema de atencion telefonica, se tiene acceso a consultar toda la información del Sistema de Gestión de la Distribución?	1	Sí/No
G.1.6	¿El sistema de atención telefónica posee un sistema de grabación telefónica de las llamadas de los usuarios?	1	Sí/No
G.1.7	¿El sistema de atención telefónica tiene sincronización de tiempo de forma satelital (denominado también por GPS)?	1	Sí/No
G.1.8	¿El sistema de atención telefónica tiene funcionalidad y reportes para supervisar y monitorear su funcionamiento y estadísticas de operación?	1	Sí/No
G.1.9	¿Se manejan índices de desempeño en el servicio de atención de llamadas?. ¿Cuáles?, registrarlos.	1	Sí/No
G.2	Implementación Sistema SCADA	5
G.2.1	¿Qué porcentaje de cubrimiento de transformadores y circuitos tiene el sistema de telemedición?	1	0%-100%
G.2.2	¿El sistema de telemedición posee un almacenamiento histórico de eventos, mínimo de dos años?	1	Sí/No
G.2.3	¿El sistema de telemedicion posee una sincronización de tiempo vía sateliltal (GPS)?	1	Sí/No
G.2.4	¿Qué porcentaje de los dispositivos remotos de medición de interrupciones, como RTU, reconectadores etc, están sincronizados vía satelital (GPS)?	1	0%-100%
G.2.5	¿El tiempo registrado por el sistema de telemedición es el del dispositivo remoto?	1	Sí/No
G.3	Implementación de Sistema GIS	3
G.3.1	¿Qué porcentaje de la red de distribución está supervisada en el Sistema GIS?	1	0%-100%
G.3.2	¿El sistema GIS permite consulta en línea del estado de la red?	1	Sí/No
G.3.3	¿Se tiene un proceso de actualización permanente de la topología en el GIS?	1	Sí/No

No.	Pregunta/Actividad	Valoración criterio	Calificación posible	Calificación	Puntaje
G.4	Mecanismo de registro de los eventos	12
G.4.1	¿Son enviados de manera automática los eventos registrados en la base de datos del Sistema de Gestión de la Distribución al área que coordina los trabajos en la red y a partir de esto se despacha en línea las órdenes de trabajo?	1	Sí/No
G.4.2	¿ El cálculo de índices se realiza de manera automática en fechas y/o horas predefinidas en el sistema?	1	Sí/No
G.4.3	En las bases de datos originales de los componentes del Sistema de Gestión de la Distribución, ¿se tienen restricciones a la modificación de datos originales de registros o eventos (primer dato entrado)?	1	Sí/No
G.4.4	¿Se tiene una base de datos separada para los eventos que deban ser modificados (estructura independiente para eventos modificados, sin alterar el original)?	1	Sí/No
G.4.5	¿El sistema posee validaciones automáticas para la entrada de fechas y tiempos?	1	Sí/No
G.4.6	¿El sistema posee una selección predefinida de causas posibles de los eventos?	1	Sí/No
G.4.7	¿Las causas identificadas por el OR se asocian de manera automática a las clasificaciones establecidas en la regulación?	1	Sí/No
G.4.8	¿Tiene el OR un mecanismo para realizar consultas predefinidas de la información de eventos?	1	Sí/No
G.4.9	¿Existe algún mecanismo en el sistema que garantice el registro de la hora exacta de finalización del evento?	1	Sí/No
G.4.10	¿Existe algún control y notificación de alertas para controlar ventanas de tiempo de la duración de los trabajos en ejecución?	1	Sí/No
G.4.11	¿El inicio de los eventos sucedidos durante un turno queda registrado en el periodo de tiempo que comprende ese mismo turno?	1	Sí/No
G.4.12	¿El sistema posee un registro de auditoría para los cambios y modificaciones de datos en los eventos?	1	Sí/No
G.5	Mecanismo de coordinación de trabajos en la red	8
G.5.1	¿Tiene el OR un despacho automatizado de cuadrillas apoyado en sistemas móviles?	1	Sí/No
G.5.2	¿Tiene el OR un control en línea de ubicación y actividades de las cuadrillas?	1	Sí/No
G.5.3	¿Existen mecanismos que permitan validar las aprobaciones de trabajos programados y controlen el inicio y terminación de la ejecución de acuerdo con lo planeado?	1	Sí/No
G.5.4	¿Las cuadrillas tienen un sistema para el reporte automatizado de tiempos y acciones en la atención de eventos?	1	Sí/No
G.5.5	¿Tiene el OR un almacenamiento histórico de información de trabajos realizados por las cuadrillas?	1	Sí/No
G.5.6	¿El despacho de las cuadrillas tiene un método estructurado y automatizado?	1	Sí/No
G.5.7	¿Las cuadrillas poseen una sincronización de tiempo satelital (GPS)?	1	Sí/No
G.5.8	¿El sistema verifica que se cumplan tiempos de atención definidos para las cuadrillas?	1	Sí/No
G.6	Mecanismo de generación de reportes LAC/SUI	6
G.6.1	¿El sistema genera de manera automática su reporte diario al LAC?	1	Sí/No
G.6.2	¿El sistema genera de manera automática su reporte mensual al LAC?	1	Sí/No
G.6.3	¿El sistema genera de manera automática su reporte trimestral al LAC?	1	Sí/No
G.6.4	¿El sistema genera de manera automática su reporte mensual al SUI?	1	Sí/No
G.6.5	¿El sistema genera de manera automática su informe trimestral de variables e índices al SUI?	1	Sí/No
G.6.6	¿El sistema tiene un registro de los cambios o modificaciones a los reportes al SUI?	1	Sí/No

No.	Pregunta/Actividad	Valoración criterio	Calificación posible	Calificación	Puntaje
G.7	Mecanismo para realizar cálculos de los Índices de Calidad	4
G.7.1	¿El sistema genera de manera automática el cálculo de los Índices?	1	Sí/No
G.7.2	¿El sistema genera de manera automática el reporte al SUI de la información sobre variables intermedias necesarias para el cálculo de los índices?	1	Sí/No
G.7.3	¿El sistema tiene un registro automático de los cambios o modificaciones a los formatos generados?	1	Sí/No
G.7.4	¿El sistema genera o guarda los soportes de los cálculos?	1	Sí/No
G.8	Mecanismo de Envío de Reportes	2
G.8.1	¿El sistema envía de manera automática el reporte diario al LAC?	1	Sí/No
G.8.2	¿El OR proporciona al LAC un acceso directo a la información de eventos diarios?	1	Sí/No
G.9	Administración de TI y Seguridad	8
G.9.1	¿El OR tiene un plan de tecnología Informático actualizado?	1	Sí/No
G.9.2	¿El OR tiene una organización de TI estructurada por procesos, con roles y responsabilidades claramente definidas y aprobadas?	1	Sí/No
G.9.3	¿El OR tiene implementadas y adoptadas prácticas de ITIL?	1	Sí/No
G.9.4	¿El OR tiene implementadas y adoptadas prácticas o certificaciones de COBIT?	1	Sí/No
G.9.5	¿El OR tiene un proceso definido e implementado, apoyado en herramienta de Mesa de Ayuda (Help-desk) para la atención a los usuarios internos y el registro y atención de incidentes, problemas y solicitudes de cambio en los sistemas y plataforma informática?	1	Sí/No
G.9.6	¿El OR tiene implementado un esquema de seguridad y control de acceso a equipos e información?	1	Sí/No
G.9.7	¿El OR tiene implementado un esquema de respaldo de datos para salvaguardar toda la información del Sistema de Gestión de la Distribución?	1	Sí/No
G.9.8	¿El OR tiene implementada una metodología de desarrollo y mantenimiento de aplicaciones estructurada y documentada?	1	Sí/No
				Puntaje MTIC

(Fuente: R CREG 025/13, ANEXO GENERAL CAPÍTULO V Num. 5.7)

Condiciones de calidad, operación y mantenimiento de la infraestructura del sector de energía eléctrica que deben observarse para la celebración y en la ejecución de los acuerdos de compartición de infraestructura eléctrica para la prestación de servicios de telecomunicaciones y de televisión

Disposiciones generales

ARTÍCULO 4.11.1.1. OBJETO. Definir las condiciones de calidad, operación y mantenimiento de la infraestructura del sector de energía eléctrica que deben observarse y exigirse para la celebración y ejecución de los acuerdos de compartición de infraestructura eléctrica para la prestación de servicios de telecomunicaciones y de televisión.

(Fuente: R CREG 063/13, art. 1)

ARTÍCULO 4.11.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente resolución aplica a los prestadores del servicio público domiciliario de energía eléctrica que desarrollan las actividades de Transmisión y Distribución y que operen activos de uso susceptibles de ser compartidos para el despliegue de redes y la prestación de servicios de telecomunicaciones y de televisión, así como a los elementos que componen la infraestructura destinada al suministro del servicio de energía eléctrica susceptible de ser compartida para el despliegue de redes y/o la prestación de servicios de telecomunicaciones y/o de televisión.

(Fuente: R CREG 063/13, art. 2)

ARTÍCULO 4.11.1.3. OBLIGACIÓN DE PERMITIR EL ACCESO Y USO DE LA INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA SUSCEPTIBLE DE COMPARTICIÓN. El Proveedor de Infraestructura deberá permitir al Proveedor de Telecomunicaciones el acceso y uso a la Infraestructura Eléctrica cuando así sea solicitado, siempre y cuando tenga la disponibilidad correspondiente, sea técnicamente viable y no se degrade la calidad del servicio que el propietario de la infraestructura o red eléctrica presta. En consecuencia, el Proveedor de Infraestructura tiene el derecho y la correspondiente obligación de celebrar y ejecutar los acuerdos que se requieran para posibilitar la compartición de infraestructura eléctrica, según lo establecido en esta resolución.

PARÁGRAFO. El Proveedor de Infraestructura solo podrá negarse u oponerse a otorgar el acceso solicitado cuando demuestre fundada y detalladamente que existen restricciones técnicas y/o de disponibilidad que impiden dicho acceso. El Proveedor de Infraestructura podrá aceptar alternativas ofrecidas por el Proveedor de Telecomunicaciones frente a dichas restricciones para que el acceso se pueda producir. En todo caso, se deberá otorgar siempre el acceso respecto de aquella infraestructura contenida en la solicitud que no tenga restricciones técnicas y/o de disponibilidad. La negación injustificada de la solicitud de acceso dará lugar a las sanciones o acciones previstas en la ley.

(Fuente: R CREG 063/13, art. 4)

ARTÍCULO 4.11.1.4. RETIRO DE ELEMENTOS NO AUTORIZADOS. En cualquier momento, el Proveedor de Infraestructura podrá retirar cualquier elemento no autorizado que se encuentre en la infraestructura eléctrica, así como todos aquellos equipos instalados por un Proveedor de Telecomunicaciones cuando pongan en riesgo la seguridad de los operarios, de los usuarios y/o de la Infraestructura. En este caso, el proveedor de infraestructura podrá reclamar al proveedor de telecomunicaciones que asuma los costos que se originen por estas labores y los daños o perjuicios derivados por esta actuación de conformidad con lo previsto en la ley.

En los demás casos, en los que no se encuentre en riesgo la infraestructura pero que estén instalados elementos no autorizados en la misma, el Proveedor de Infraestructura concederá para el retiro de los elementos y/o equipos antes mencionados, un plazo de cinco (5) días hábiles contados a partir de la solicitud que en tal sentido realice, siempre y cuando sea factible identificar al correspondiente Proveedor de Telecomunicaciones. Vencido este plazo sin que se haya procedido con el retiro de los elementos, el Proveedor de Infraestructura podrá retirarlos y los costos involucrados podrán ser cobrados por el Proveedor de Infraestructura al Proveedor de Telecomunicaciones.

Las autoridades nacionales, departamentales y municipales, tanto civiles como de policía, en los términos del artículo 29 de la Ley 142 de 1994, prestarán al Proveedor de Infraestructura el apoyo necesario para la restitución de postes, torres, ductos, entre otros, pertenecientes a la infraestructura eléctrica que hayan sido ocupados sin que exista previamente acuerdo, contrato o autorización de la empresa o propietario de infraestructura eléctrica.

(Fuente: R CREG 063/13, art. 5)

ARTÍCULO 4.11.1.5. SOLICITUDES DE ACCESO Y USO. Para efectos de facilitar el acceso y uso de la infraestructura eléctrica, al inicio de cada año calendario el Proveedor de Infraestructura deberá, a través de su página web, poner a disposición para consulta de los Proveedores de Telecomunicaciones que lo requieran el Plan de Expansión de que trata el numeral 3 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998 o aquella que la adicione, modifique o sustituya.

PARÁGRAFO 1o. El Proveedor de Infraestructura podrá negar una solicitud de acceso si, existiendo disponibilidad y viabilidad técnica de la infraestructura eléctrica para la prestación de los servicios de telecomunicaciones, esta se encuentra comprometida en planes de expansión de la infraestructura eléctrica que puedan impedir la efectiva compartición. Lo anterior, siempre y cuando dichos planes hayan sido previstos con anterioridad a la solicitud y programados para ser ejecutados dentro de un término no superior a un (1) año para postes y torres y de dos (2) años para ductos.

PARÁGRAFO 2o. Cuando se prevea que los programas de expansión eléctrica se ejecutarán con posterioridad a los términos establecidos en el parágrafo 1o del presente artículo, la empresa o propietario de la infraestructura eléctrica podrá atender temporalmente la solicitud. En este caso, el Proveedor de Infraestructura podrá exigir al Proveedor de Telecomunicaciones que desmonte sus activos en un plazo de seis (6) meses posteriores a la comunicación por escrito del requerimiento.

(Fuente: R CREG 063/13, art. 6)

ARTÍCULO 4.11.1.6. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA RED. Siempre que un tercero distinto al Proveedor de Infraestructura requiera intervenir sobre la Infraestructura Eléctrica, deberá contar con la autorización previa, escrita y expresa otorgada por el Proveedor de Infraestructura.

Los trabajos de instalación y mantenimiento preventivo que se pretendan realizar en línea viva deberán ser notificados al Proveedor de Infraestructura a través de solicitud formal con el cronograma de trabajos, con quince (15) días hábiles de anticipación con el fin de realizar la coordinación de los trabajos que se requieran.

En caso de requerirse trabajos de instalación y mantenimiento preventivo que no se puedan efectuar en línea viva y para tal efecto sea requerido desenergizar un circuito determinado, el Proveedor de Infraestructura exigirá que se efectúe una solicitud en tal sentido por parte del Proveedor de Telecomunicaciones, la cual deberá efectuarse con un mínimo de treinta (30) días hábiles de anticipación.

El Proveedor de Infraestructura contará con cinco (5) días hábiles contados a partir del día siguiente al del recibo de la solicitud de intervención de la red para responder a la misma de manera escrita.

Los plazos anteriormente señalados no aplican en caso de mantenimientos correctivos (daños) o de instalación de nuevos usuarios, siempre y cuando no implique desenergización de la red de energía. Para estos casos el Proveedor de Infraestructura contará con dos (2) días hábiles contados a partir del día siguiente al del recibo de la solicitud de intervención de la red para otorgar la autorización escrita al solicitante. Si la solicitud no es respondida en el plazo antes señalado se entenderá otorgada la autorización.

(Fuente: R CREG 063/13, art. 7)

ARTÍCULO 4.11.1.7. PROVISIÓN DE LA INFORMACIÓN NECESARIA. En desarrollo del Acuerdo de Compartición de Infraestructura Eléctrica a suscribir, el Proveedor de Infraestructura deberá intercambiar con su contra parte en los acuerdos de compartición de infraestructura la información técnica que resulte necesaria para permitir la utilización eficiente de la Infraestructura Eléctrica, mantenerla actualizada, incluyendo como mínimo la siguiente:

-- Personal o áreas de contacto 24 horas: Corresponde a la información de contacto del personal autorizado para atender los requerimientos frente a situaciones de riesgo de seguridad de los operarios, de los usuarios y/o de la Infraestructura.

-- Relación de personal del Proveedor de Telecomunicaciones encargado de realizar los trabajos de instalación y/o mantenimiento. Para el caso de instalaciones en postes y torres, el personal debe contar con sus respectivos certificados de nivel avanzado para trabajos en altura, de que trata la Resolución número 1409 de 2012 del Ministerio del Trabajo, o aquella que la aclare, modifique o sustituya. Esta relación debe ser permanentemente actualizada de acuerdo con las recertificaciones requeridas. En el caso de que los datos de una persona, incluyendo la entidad certificadora y el número del certificado, no sean actualizados durante un año, dicha persona deberá ser retirada de la lista de personas autorizadas.

(Fuente: R CREG 063/13, art. 8)

ARTÍCULO 4.11.1.8. REMISIÓN DE LOS ACUERDOS DE COMPARTICIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Los Proveedores de Infraestructura deberán remitir a la CREG los acuerdos de compartición de Infraestructura Eléctrica suscritos con los Proveedores de Telecomunicaciones durante el año anterior, de acuerdo con el Formato definido en el Anexo 1 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 063/13, art. 9)

ARTÍCULO 4.11.1.9. CONDICIONES DE USO. Los Proveedores de Infraestructura establecerán las condiciones de uso, entre las cuales podrán incluirse los procedimientos de instalación, mantenimiento, y demás disposiciones de carácter técnico que deben cumplirse para hacer uso de la Infraestructura Eléctrica en condiciones de seguridad. Estas condiciones de uso deberán adecuarse como mínimo a lo establecido en el RETIE, a las condiciones de seguridad establecidas en la Resolución número 1409 de 2012 del Ministerio del Trabajo y la Resolución número 1348 de 2009 del Ministerio de la Protección Social o aquellas disposiciones que las modifiquen o sustituyan y al manual de operación del Proveedor de Infraestructura.

Para este efecto, al inicio de cada año calendario el Proveedor de Infraestructura publicará su Manual de Operación en su página web, para que pueda ser consultado.

La utilización de la Infraestructura Eléctrica para la prestación de los servicios de telecomunicaciones o televisión en ningún caso podrá afectar la adecuada prestación del servicio de energía eléctrica. En consecuencia, cualquier falla producida en la red de energía eléctrica o en la prestación del servicio, a causa de la operación del servicio de telecomunicaciones o de televisión en la misma red, no será causal de exclusión para los índices de calidad y por lo tanto será contabilizada como falla en la prestación del servicio de energía eléctrica según las condiciones que la regulan.

Teniendo en cuenta que la prestación del servicio de energía eléctrica es considerada como una actividad de alto riesgo, los Proveedores de Infraestructura exigirán que quienes accedan y usen la Infraestructura Eléctrica tomen las precauciones necesarias para proteger a sus usuarios de cualquier riesgo eléctrico que se pueda derivar de la utilización de la misma.

PARÁGRAFO. Quien acceda y use la infraestructura eléctrica responderá ante el Proveedor de Infraestructura por cualquier daño o perjuicio ocasionado a esta, o cualquier afectación a la prestación continua y de buena calidad del servicio de energía eléctrica a los usuarios del Proveedor de Infraestructura, o cualquier otra afectación a otros servicios damnificados, derivados del uso e intervención de la infraestructura eléctrica, todo lo anterior de conformidad con lo previsto en la ley.

(Fuente: R CREG 063/13, art. 10)

ARTÍCULO 4.11.1.10. ADECUACIÓN DE REDES. En caso de que las distancias mínimas de seguridad entre los elementos de telecomunicaciones y/o televisión y la red de energía establecidas en el RETIE no se estén cumpliendo, el Proveedor de Infraestructura otorgará como plazo máximo hasta el 31 de diciembre de 2013 para solucionar esta situación. Una vez vencido el plazo señalado, si las distancias no se están cumpliendo, el Proveedor de Infraestructura procederá a su retiro, siguiendo las reglas establecidas en el artículo 5o de esta resolución para el retiro de elementos no autorizados.

(Fuente: R CREG 063/13, art. 11)

ARTÍCULO 4.11.1.11. CONDICIONES TÉCNICAS. Los requisitos y consideraciones técnicas que se deben cumplir, para efectuar la adecuada compartición de la Infraestructura Eléctrica, se encuentran en el Anexo 2 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 063/13, art. 12) (Fuente: R CREG 140/14, art. 1)

Acuerdos sobre uso de infraestructura de energía eléctrica (Anexo 1)

ARTÍCULO 4.11.2.1. Acuerdos sobre uso de infraestructura de energía eléctrica (Anexo 1). Los Proveedores de Infraestructura deberán remitir el siguiente formato debidamente diligenciado cada vez que suscriba un acuerdo de compartición de infraestructura eléctrica para la prestación de servicios de telecomunicaciones.

Periodicidad: Eventual

Plazo: 10 días hábiles siguientes a la suscripción del acuerdo sobre compartición de infraestructura eléctrica para la prestación de servicios de telecomunicaciones.

Este formato deberá ser diligenciado por los proveedores de infraestructura. Toda modificación a los acuerdos inicialmente suscritos, deberán remitirse en el mismo lapso ante la CREG.

(Fuente: R CREG 063/13, ANEXO 1)

ARTÍCULO 4.11.2.2. A. INFORMACIÓN GENERAL DEL ACUERDO.

1	2	3	4	5	6	7	8
Número del acuerdo	Proveedor de Infraestructura	Operador de Telecomunicaciones	Objeto	Fecha de firma	Duración	Observaciones	Archivo

1. Número del acuerdo. Corresponde al número dado al acuerdo por las partes.

2. Proveedor de Infraestructura. Operador de Red (OR) o Transmisor Nacional (TN) del servicio de energía eléctrica cuya infraestructura es susceptible de ser utilizada en la prestación de los servicios de telecomunicaciones.

3. Proveedor de Telecomunicaciones. Prestador del servicio de telecomunicaciones o televisión, proveedor de redes o servicios de telecomunicaciones u operador de televisión que requiera acceder y hacer uso de infraestructura utilizada para la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, para la prestación de sus servicios.

4. Objeto. Breve resumen del objeto del acuerdo con las principales características.

5. Fecha de firma. Especificar la fecha a partir de la cual es vigente dicho acuerdo.

6. Duración. Ingresar la duración acordada del acuerdo en meses.

7. Observaciones. Espacio para incluir particularidades relevantes sobre el acuerdo.

8. Archivo. Archivo adjunto con la totalidad del texto del acuerdo. En caso de tener múltiples archivos debe adjuntar un único archivo en formato comprimido. En caso de existir asuntos confidenciales se deberá enviar la información en archivo separado, indicando las razones legales en que se fundamenta la reserva legal.

(Fuente: R CREG 063/13, ANEXO 1 Lit. A)

ARTÍCULO 4.11.2.3. B. VALOR COBRADO POR LA INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA.

1	2	3	4
Infraestructura eléctrica compartida	Elemento instalado	Valor	Observaciones

1. Infraestructura eléctrica compartida. Infraestructura del Operador de Red (OR) o Transmisor Nacional (TN) del servicio de energía eléctrica que es utilizada en la prestación de los servicios de telecomunicaciones o de televisión.

2. Elemento instalado. Tipo de elemento instalado en la infraestructura eléctrica por parte del proveedor de redes y servicios de telecomunicaciones y/u operador de televisión.

3. Valor. Indicar el valor mensual unitario, en pesos colombianos, por cada tipo de infraestructura eléctrica compartida y elemento instalado.

4. Observaciones. Espacio para incluir particularidades relevantes sobre el elemento.

(Fuente: R CREG 063/13, ANEXO 1 Lit. B)

Condiciones técnicas a observar para la compartición de infraestructura eléctrica (Anexo 2)

Consideraciones generales

ARTÍCULO 4.11.3.1.1. Consideraciones generales. Cuando se requiera hacer uso de la Infraestructura Eléctrica para la provisión de servicios de telecomunicaciones se deben cumplir los siguientes requisitos:

-- Una vez que el Proveedor de Infraestructura otorgue la autorización de intervención sobre la red, en los términos del artículo 7o de la Resolución CREG 063 de 2013 o aquella que la modifique o sustituya, el Proveedor de Infraestructura podrá asignar un delegado para presenciar la ejecución de las labores, durante el tiempo en que sea ejecutada la intervención sobre la red. La inasistencia del delegado asignado no será impedimento para la ejecución de las labores autorizadas.

-- La función de los postes, torres, ductos y cámaras de las redes operadas por el Proveedor de Infraestructura será únicamente la de soportar mecánicamente el peso y la tensión de tendido de las redes y equipos autorizados.

-- En caso que el Proveedor de Infraestructura requiera modificar o reubicar la infraestructura, el Proveedor de Telecomunicaciones deberá rediseñar y tomar los correctivos pertinentes para que sus instalaciones continúen cumpliendo con todas las exigencias de la instalación inicial.

(Fuente: R CREG 063/13, ANEXO 2 Num. 1) (Fuente: R CREG 140/14, ANEXO 2)

Solicitud

ARTÍCULO 4.11.3.2.1. Solicitud. La solicitud que haga el Proveedor de Telecomunicaciones deberá ser realizada y firmada por un ingeniero electricista con matrícula profesional vigente, teniendo en cuenta lo que disponen las normas que regulan estas profesiones, sin que esto afecte el contenido mínimo de suministro de información de que trata el artículo 5o de la Resolución CRC 4245 de 2013 o aquella que la modifique, reemplace o sustituya.

Se podrá pedir, al Proveedor de Infraestructura, información para realizar los estudios que soporten la solicitud. La información disponible deberá ser entregada por el Proveedor de Infraestructura, bajo acuerdo previo y escrito de confidencialidad, durante los diez (10) días contados a partir del día siguiente al de su requerimiento.

La responsabilidad de la revisión de la solicitud que haga el Proveedor de Telecomunicaciones es del Proveedor de Infraestructura, para lo cual deberá tener en cuenta los siguientes aspectos:

-- Cumplimiento de las normas técnicas, garantizando el cumplimiento del RETIE, en el diseño de la red a instalar, revisando especialmente las distancias de seguridad descritas en el artículo 13 del RETIE o aquel documento que lo sustituya o modifique.

-- Disponibilidad de espacio sobre la infraestructura eléctrica aérea o subterránea considerando la capacidad de carga de las estructuras correspondientes.

-- Posibilidad de conexiones a la red de energía eléctrica para equipos requeridos por el Proveedor de Telecomunicaciones. Todo punto de Conexión y consumo de energía debe ser autorizado y legalizado.

(Fuente: R CREG 063/13, ANEXO 2 Num. 2) (Fuente: R CREG 140/14, ANEXO 2)

Redes del sistema de distribución local (SDL)

ARTÍCULO 4.11.3.3.1. INSTALACIÓN DE REDES DE TELECOMUNICACIONES SOPORTADAS EN REDES DE ENERGÍA ELÉCTRICA AÉREAS. Se podrán utilizar los apoyos aéreos existentes siempre y cuando se cumplan los siguientes requerimientos:

-- Los postes no pueden ser sometidos a una mayor tensión mecánica que la determinada por la carga máxima de trabajo.

-- La autorización de la instalación de un número determinado de cables o conductores por poste dependerá de la capacidad y la disponibilidad de las estructuras a utilizar.

-- Los cables o conductores de las redes que se pretendan instalar en la infraestructura de energía eléctrica deben ser autosoportados y deben considerar las tensiones de tendido de tal manera que estas no excedan las tensiones determinadas por la carga máxima de trabajo de la Infraestructura Eléctrica intervenida.

-- En los postes de retención o en cualquier poste donde se encuentre un transformador de distribución con equipos de maniobra (seccionadores, cortacircuitos y reconectadores) y en los postes con afloramientos o subterranizaciones en media tensión no se permite la instalación de amplificadores, nodos ópticos, fuentes y cualquier otro equipo.

-- En el caso que no haya opción técnica para instalar equipos en postes distintos a los de retención, quien solicita intervenir la red podrá asumir el costo de reforzar dicha estructura con templetes o postes, el refuerzo de la cimentación o el remplazo del poste por otro de mayor resistencia, conforme a las normas técnicas del Proveedor de Infraestructura.

-- Para efectuar fijaciones o ejecución de refuerzos en estructuras se pueden utilizar elementos que no impliquen perforar la estructura.

-- Se deben evitar cruces diagonales de redes de telecomunicaciones aéreas desde esquinas de manzana. Las derivaciones de otros servicios diferentes al de energía eléctrica se realizarán de tal forma que no dificulten la operación de la Infraestructura Eléctrica.

-- En los postes donde existan puestas a tierra del sistema eléctrico el solicitante deberá aislar la abrazadera de sujeción al poste.

-- En los postes, los mensajeros de los cables de señal y las cajas metálicas de los equipos al servicio del solicitante deberán ser conectados a tierra de seguridad.

-- No se permiten reservas de cables en los vanos o en postes donde ya exista una reserva de otro prestador, distinto al de energía eléctrica. Cuando exista un empalme este se colocará sobre la misma reserva.

-- Dentro de la franjas de servidumbre el Proveedor de Telecomunicaciones no se debe realizar despeje de vegetación. Cuando se detecte vegetación en un tramo de línea, se deberá informar dicha situación al Proveedor de Infraestructura para que este último realice las actividades de poda que le corresponden.

(Fuente: R CREG 063/13, ANEXO 2 Num. 3.1) (Fuente: R CREG 140/14, ANEXO 2)

ARTÍCULO 4.11.3.3.2. INSTALACIÓN DE REDES DE TELECOMUNICACIONES SOPORTADAS EN REDES DE ENERGÍA ELÉCTRICA SUBTERRÁNEAS. Para la compartición de esta Infraestructura Eléctrica se deberán cumplir los siguientes requerimientos:

-- El cable de señal deberá ser adosado firmemente a las paredes de las cámaras y solo se podrá utilizar el ducto aprobado por el Proveedor de Infraestructura en la viabilidad otorgada.

-- Para instalar puestas a tierra en cámaras del sistema eléctrico se debe obtener la autorización expresa del Proveedor de Infraestructura.

-- Todas las reservas de conductores deberán ser coordinadas con el Proveedor de Infraestructura, con sujeción a sus normas técnicas y disponibilidad en cada caso.

-- Se deben dejar limpias las cajas de inspección utilizadas respecto de los elementos usados en el tendido de redes de telecomunicaciones. Las cajas de inspección se deben dejar en el mismo estado en el que fueron encontradas.

-- Se debe realizar la apertura y cierre de las cámaras de inspección técnicamente, conservando el estado las tapas de concreto. En caso de comprobarse daños a dichas tapas, los costos en que incurra el Proveedor de Infraestructura para corregir la deficiencia serán cubiertos por el responsable identificado.

-- En el caso de no existir ductos libres o de existir uno solo libre en el banco, se podrá solicitar el estudio de ampliación del banco existente al Proveedor de Infraestructura, teniendo en cuenta los plazos para estudio, aprobación, permisos y construcción. Esto se debe anunciar y solicitar cuando se presente la solicitud para viabilidad de la infraestructura a utilizar.

(Fuente: R CREG 063/13, ANEXO 2 Num. 3.2) (Fuente: R CREG 140/14, ANEXO 2)

Redes de los sistemas de transmisión regional y nacional, STR y STN

ARTÍCULO 4.11.3.4.1. Redes de los sistemas de transmisión regional y nacional, STR y STN. Para la compartición de infraestructura en los STR y el STN se deberán tener en cuenta lo siguiente:

-- Dados los niveles de inducción electromagnética de la red de energía eléctrica sobre los cables de cobre o conductores de telecomunicaciones multipares o coaxiales, dichos conductores no son aptos para su instalación sobre la Infraestructura Eléctrica de STR y STN.

-- En el caso que, debido a la solicitud de instalación de infraestructura de telecomunicaciones, sea necesario reforzar estructuralmente alguna torre, la estructura de refuerzo debe cumplir los requerimientos de espesor del galvanizado, teniendo en cuenta los ambientes corrosivos o salinos que se presenten.

-- No se deben perforar las estructuras de soporte para fijaciones. En caso de requerirse refuerzos en las estructuras estos deben ser calculados y entregados al Proveedor de Infraestructura para que valide su implementación.

(Fuente: R CREG 063/13, ANEXO 2 Num. 4) (Fuente: R CREG 140/14, ANEXO 2)

Cargos por uso de los sistemas de transmisión regional y distribución local (Anexo general)

Cálculo de cargos

Cargos por uso

ARTÍCULO 4.12.1.1.1. CARGOS POR USO. El LAC calculará mensualmente los cargos por uso de cada nivel de tensión de acuerdo con las siguientes expresiones.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.1)

ARTÍCULO 4.12.1.1.2. CARGOS POR USO DE NIVEL DE TENSIÓN 4. El LAC calculará para cada STR los cargos por uso de nivel de tensión 4 de la siguiente manera:

Donde:

Dt_4,R,m,t:	Cargo por uso del nivel de tensión 4 del OR que hace parte del STR R para el mes m del año t, en $/kWh.
CD_4,R,m,t:	Cargo del nivel de tensión 4 del STR R, en el mes m del año t, en $/ kWh, calculado según lo establecido en el numeral 1.2.1.
PR_4,R,m,t:	Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 4, del OR que hace parte del STR R, al STN en el mes m del año t, calculado como se muestra enseguida.

Donde:

P_4,R,m,t:	Factor de pérdidas ponderado del nivel de tensión 4, para los OR que hacen parte del STR R, en el mes m del año t.
IMSC_j,4,R,m,t:	Ingreso mensual del OR j, en el nivel de tensión 4, en el mes m del año t, calculado según lo establecido en el numeral 2.1. El LAC utilizará el último valor disponible de esta variable en la fecha que se deba calcular y publicar el factor de pérdidas ponderado.
P_4,j,m,t:	Factor de pérdidas del nivel de tensión 4 del OR j, que hace parte del STR R, en el mes m del año t, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 7.1.2.1.
JR:	Número de mercados de comercialización en el STR R.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.1.1) (Fuente: R CREG 199/19, art. 2) (Fuente: R CREG 036/19, art. 4)

ARTÍCULO 4.12.1.1.3. CARGOS POR USO DE NIVEL DE TENSIÓN 3. Para cada uno de los OR, el LAC calculará los cargos por uso de nivel de tensión 3 de la siguiente manera:

Donde:

Dt_3,j,m,t:	Cargo por uso del nivel de tensión 3 del OR j para el mes m del año t, en $/kWh.
CD_4,R,m,t:	Cargo del nivel de tensión 4 del STR R, del que hace parte el OR j, en el mes m del año t, en $/kWh, calculado según lo establecido en el numeral 1.2.1.
CD_3,j,m,t:	Cargo del nivel de tensión 3 del OR j, en el mes m del año t. en $/kWh, calculado según lo establecido en el numeral 1.2.2.
PR_3,j,m,t:	Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 3 del OR j al STN en el mes m del año t, calculado conforme a lo establecido en el numeral 7.2.
Dtcs_3,j,m,t:	Cargo por incentivo a la calidad del servicio del OR j en el nivel de tensión 3, en el mes m del año t, en $/kWh, de acuerdo con lo previsto en el numeral 1.1.5.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.1.2)

ARTÍCULO 4.12.1.1.4. CARGOS POR USO DE NIVEL DE TENSIÓN 2. Para cada uno de los OR, el LAC calculará los cargos por uso de nivel de tensión 2 de la siguiente manera:

Donde:

Dt_2,j,m,t:	Cargo por uso del nivel de tensión 2 del OR j para el mes m en el año t, en $/kWh,
CD_4,R,m,t:	Cargo del nivel de tensión 4 del STR R, del que hace parte el OR j, en el mes m del año t, en $/kWh, según lo establecido en el numeral 1.2.1.
CD_2,j,m,t:	Cargo del nivel de tensión 2 del OR j, en el mes m del año t, en $/kWh, calculado según lo establecido en el numeral 1.2.3.
PR_2,j,m,t:	Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 2 del OR j al STN en el mes m del año t, calculado conforme a lo establecido en el numeral 7.2.
Dtcs_2,j,m,t:	Cargo por incentivo a la calidad del servicio del OR j en el nivel de tensión 2, en el mes m del año t, en $/kWh, de acuerdo con lo previsto en el numeral 1.1.5.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.1.3)

ARTÍCULO 4.12.1.1.5. CARGOS POR USO DE NIVEL DE TENSIÓN 1. Para cada uno de los OR, el LAC calculará los cargos por uso de nivel de tensión 1 de la siguiente manera

Donde:

Dt_1,j,m,t:	Cargo por uso del nivel de tensión 1 del OR j para el mes m en el año t, en $/kWh,
CD_4,R,m,t:	Cargo del nivel de tensión 4 del STR R, del que hace parte el OR j, en el mes m del año t, en $/kWh, según lo establecido en el numeral 1.2.1.
PR_1,j,m,t:	Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 1 del OR j al STN en el mes m del año t, calculado conforme a lo establecido en el numeral 7.2.
CD_2,j,m,t:	Cargo del nivel de nivel de tensión 2 del OR j, en el mes m del año t. en $/kWh, según lo establecido en el numeral 1.2.3.
P_j,1,t:	Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 1, en el año t, calculado conforme a lo establecido en los numerales 7.1.2 y 7.1.3.
CDI_1,j,m,t:	Cargo de inversión del nivel de tensión 1 del OR j, en el mes m del año t, en $/kWh, calculado según lo establecido en el numeral 1.2.4.1.
CDA_1,j,m,t:	Cargo de AOM del nivel de tensión 1 del OR j, en el mes m del año t. en $/kWh, según lo establecido en el numeral 1.2.4.2.
Dtcs_1,j,m,t:	Cargo por incentivo a la calidad del servicio del OR j en el nivel de tensión 1, en el mes m del año t, en $/kWh, de acuerdo con lo previsto en el numeral 1.1.5.

En caso de que la totalidad o fracción de los activos de nivel de tensión 1 sean de propiedad del usuario o de la copropiedad donde está el predio del usuario, el comercializador deberá descontar, de la variable Dt_1,j,m,t, el cargo de inversión del nivel de tensión 1 del ORj, CDI_1,j,m,t, en la fracción que corresponda. Con este propósito:

a. El OR deberá reportar mensualmente al comercializador respectivo el listado de usuarios finales asociados a activos de nivel de tensión 1 que sean de propiedad de los usuarios. El comercializador deberá hacer el respectivo descuento a partir del mes siguiente al de la fecha de recepción de dicha información por parte del OR.

b. Cuando la propiedad de los activos de nivel de tensión 1 sea compartida con el OR, de tal forma que el usuario sea propietario del transformador o de la red secundaria, el comercializador liquidará el 50 % del respectivo cargo máximo. Si el usuario es propietario de los dos activos mencionados, el comercializador deberá descontar el 100% del respectivo cargo máximo

Cuando se requiera la reposición de activos de nivel de tensión 1 que son de propiedad del usuario, éste podrá reponerlos y continuará pagando los cargos de nivel de tensión 1 con el descuento que corresponda. El usuario en un plazo no superior a 2 días hábiles a partir de la salida del servicio de los activos de su propiedad deberá informar al OR si decide o no reponerlos; si el usuario no se pronuncia o decide no reponerlos informará al OR y éste efectuará la reposición en plazo de 72 horas a partir del momento en que recibe el aviso del usuario o del cumplimento de los dos días hábiles mencionados. A partir del momento de la reposición por parte del OR el usuario dejará de percibir el descuento mencionado. Exclusivamente para los efectos de esta disposición, se entiende por reposición el cambio de la totalidad de las redes de nivel de tensión 1 o el cambio de la totalidad del transformador.

c. En cualquier caso, los cargos que remuneran gastos de administración, operación y mantenimiento serán cubiertos a través de los cargos por uso y en tal virtud, el OR será el responsable de dichas actividades sobre la totalidad de activos de nivel de tensión 1, al margen de quién sea su propietario, para lo cual deberá ejecutar las actividades relacionadas con el mantenimiento en este nivel, como mínimo con una periodicidad anual.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.1.4)

ARTÍCULO 4.12.1.1.6. CARGOS POR INCENTIVOS DE CALIDAD DEL SERVICIO. El LAC calculará los cargos asociados con el desempeño en la calidad del servicio del SDL de cada OR de la siguiente manera:

Donde:

Dtcs_n,j,m,t:	Cargo por desempeño en la calidad del servicio del OR j para los niveles de tensión n, con n=1, 2 y 3, en el mes m del año t, en $/kWh.
IC_SAIDI_j,t:	Incentivo de calidad por duración de eventos, aplicable al OR j durante el año t del periodo tarifario, calculado según lo establecido en el numeral 5.2.3.2.2.1.
IC_SAIFI_j,t:	Incentivo de calidad por frecuencia de eventos, aplicable al OR j, durante el año t del periodo tarifario, calculado según lo establecido en el numeral 5.2.3.2.2.2. Para las dos variables anteriores, cada año los valores serán tomados del SUI dentro de los cinco (5) días siguientes al plazo establecido en el numeral 5.2.11.4 para el reporte. Si el OR no ha hecho el reporte, el LAC utilizará un valor igual a cero mientras dicho agente reporta el nuevo valor e informará de esta situación a la SSPD para lo de su competencia. A partir del reporte del OR, el LAC utilizará la información recibida para liquidar los meses siguientes.
CONP_j,t:	Valor total a descontar al OR j, en el año t, por las compensaciones no pagadas, calculadas por el LAC según lo establecido en el numeral 5.2.4.3. El plazo para realizar este cálculo es el 28 de febrero de cada año.
VCDI_j,t-1:	Ventas en el mercado de comercialización servido por el OR j, durante el año t-1, en kWh, realizadas por los comercializadores diferentes al incumbente. Se calcula de la siguiente manera:

Donde:

VCDi_j,t-1,n,i:	Energía registrada ante el ASIC para las fronteras comerciales de responsabilidad del comercializador i diferente al comercializador incumbente, durante el año t-1, en el nivel de tensión n, en el mercado de comercialización atendido por el OR j, en kWh.
IP:	Número total de comercializadores distintos al incumbente en el mercado de comercialización del OR j.
VCIN_j,t-1:	Ventas en el mercado de comercialización servido por el OR j, durante el año t-1, en kWh, realizadas por el comercializador incumbente. Se calcula de la siguiente manera:

Donde:

VCIN_j,t-1:	Ventas para usuarios durante el año t-1, en el nivel de tensión n, del comercializador incumbente. Corresponde al consumo de energía eléctrica en kWh que es facturado y reportado al SUI para el respectivo periodo.
IP_m-1:	Índice de precios del productor del mes m-1.
IPP_FC:	Índice de precios del productor de la fecha de corte.
IPP_t-1:	Índice de precios del productor del mes de diciembre del año anterior al año t.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.1.5) (Fuente: R CREG 036/19, art. 5)

Cargos por nivel de tensión

Introducción

ARTÍCULO 4.12.1.2.1.1. CARGOS POR NIVEL DE TENSIÓN. El LAC calculará mensualmente los cargos de cada nivel de tensión de acuerdo con las siguientes expresiones.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.2)

Cargos por uso de nivel de tensión 4

ARTÍCULO 4.12.1.2.2.1. CARGOS DEL NIVEL DE TENSIÓN 4. Para cada uno de los STR el cargo por nivel de tensión 4 se calcula a partir de los ingresos de los OR, aprobados de acuerdo con lo previsto en esta resolución, y los ingresos de las convocatorias que se construyen en ese STR.

El LAC estimará el cargo de nivel de tensión 4 así:

Donde:

CD_4,R,m,t:	Cargo de nivel de tensión 4 del STR R, en el mes m del año t, en $/kWh.
IM_j,4,R,m,t:	Ingreso mensual del OR j, perteneciente al STR R, en el nivel de tensión 4, en el mes m del año t, en pesos, calculado según lo establecido en el numeral 2.1.
IMC_R,m,t:	Ingreso mensual por convocatorias construidas en el STR R para el mes m del año t, en pesos, calculado según lo establecido en el numeral 2.2.
DTC_j,R,m-1:	Demanda total de los comercializadores que atienden usuarios en el mercado de comercialización del OR j, perteneciente al STR R, durante el mes m-1. Esta energía estará referida a 220 kV y no considerará la demanda de usuarios conectados directamente al STN. Para referir las demandas a 220 kV se utilizarán los factores contenidos en el capítulo 7.
JR:	Número de mercados de comercialización que conforman el STR R.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.2.1) (Fuente: R CREG 036/19, art. 6)

Cargos por uso de nivel de tensión 3

ARTÍCULO 4.12.1.2.3.1. CARGOS DEL NIVEL DE TENSIÓN 3. Los cargos para el nivel de tensión 3 se calculan según la siguiente expresión:

Donde:

CD_3,j,m,t:	Cargo del nivel de tensión 3 del sistema del OR j, en el mes m del año t, en $/kWh.
IA_j,3,m,t:	Ingreso del OR j en el nivel de tensión 3, en el mes m del año t, según el numeral 2.4.
O^j,3:	Valor anual por concepto de conexiones en el nivel de tensión 3 del sistema del OR j al sistema de otro OR. Este valor se definirá como un número fijo en la resolución particular de cada OR.
P_j,3,t:	Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 3, en el año t, calculado conforme a lo establecido en los numerales 7.1.2 y 7.1.3.
E_ej,3,ma	nergía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 3, durante el mes ma, expresada en kWh y calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 7.3.7.1.

El valor anual por concepto de conexiones al sistema de otro OR en el nivel de tensión 3 se calcula de la siguiente manera:

Donde:

O_j,3:	Valor anual por concepto de conexiones en el nivel de tensión 3 del sistema del OR j al sistema de otro OR. Este valor se definirá como un número fijo en la resolución particular de cada OR.
NC3_j:	Número de conexiones con otros OR, que inyectan energía en el nivel de tensión 3 del OR j.
CD_f,3:	Cargo del nivel de tensión 3 de referencia para el OR que exporta energía en la conexión f.
EI_j,f:	Energía importada, en el año que finaliza en la fecha de corte, por el OR j a través de la conexión f.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.2.2)

Cargos por uso de nivel de tensión 2

ARTÍCULO 4.12.1.2.4.1. CARGOS DEL NIVEL DE TENSIÓN 2. Los cargos para el nivel de tensión 2 se calculan según lo establecido en la siguiente expresión:

Donde:

CD_2,j,m,t:	Cargo del nivel de tensión 2 del sistema del OR j, en el mes m del año t, en $/kWh.
IA_j,2,m,t:	Ingreso del OR j en el nivel de tensión 2, en el mes m del año t, según lo establecido en el numeral 2.5.
O_j,2:	Valor anual por concepto de conexiones en el nivel de tensión 2 del sistema del OR j al sistema de otro OR.
CD_3-2,j,m,t:	Cargo del nivel de tensión 3 que se remunera parcialmente en el nivel de tensión 2 para el OR j, en el mes m del año t.
P_j,2,t:	Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 2, en el año t, calculado conforme a lo establecido en los numerales 7.1.2 y 7.1.3.
E_ej,2,ma	Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 2, durante el mes ma, expresada en kWh y calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 7.3.7.1.

El valor anual por concepto de conexiones al sistema de otro OR en el nivel de tensión 2 se calcula de la siguiente manera:

Donde:

O_j,2:	Valor anual por concepto de conexiones en el nivel de tensión 2 del sistema del OR j al sistema de otro OR. Este valor se definirá como un número fijo en la resolución particular de cada OR.
NC_2j:	Número de conexiones con otros OR, que inyectan energía en el nivel de tensión 2 del OR j.
CD_f,2:	Cargo del nivel de tensión 2 de referencia para el OR que exporta energía en la conexión f.
EI_j,f:	Energía importada, en el año que finaliza en la fecha de corte, por el OR j a través de la conexión f.

El cargo del nivel de tensión 3 que se remunera parcialmente en el nivel de tensión 2 se calcula de la siguiente manera:

Donde:

CD_3-2,j,m,t:	Cargo del nivel de tensión 3 que se remunera parcialmente en el nivel de tensión 2 para el OR j, en el mes m del año t.
CD_3,j,m,t:	Cargo del nivel de tensión 3 del sistema del OR j, en el mes m del año t, en $/kWh.
Fe_j,3-2,ma:	Flujo de energía del nivel de tensión 3 al nivel de tensión 2 del OR j, en el mes ma.
P_j,2,t:	Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 2, en el año t, calculado conforme a lo establecido en los numerales 7.1.2 y 7.1.3.
Ee_j,2,ma	Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 2, durante el mes ma, expresada en kWh y calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 7.3.7.1.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.2.3)

Cargos por uso de nivel de tensión 1

ARTÍCULO 4.12.1.2.5.1. CARGOS DEL NIVEL DE TENSIÓN 1. En el nivel de tensión 1 se calculan dos cargos, uno asociado con los activos de uso y otro con los gastos de AOM asignados a este nivel de tensión.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.2.4)

ARTÍCULO 4.12.1.2.5.2. CARGOS DE NIVEL DE TENSIÓN 1 POR ACTIVOS DE USO. El cargo de inversión para nivel de tensión 1 se calcula según lo establecido en las siguientes expresiones:

Donde:

CDI_1,j,m,t:	Cargo por inversión del OR j en nivel de tensión 1, en el mes m del año t, en $/kWh.
IA_j,1,m,t:	Ingreso por inversión en activos del OR j en el nivel de tensión 1, en el mes m del año t según lo establecido en el numeral 2.6.
P_j,1,t:	Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 1, en el año t, calculado conforme a lo establecido en los numerales 7.1.2 y 7.1.3.
Ee_j,1,ma:	Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 1, durante el mes ma, expresada en kWh, calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 7.3.7.1.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.2.4.1)

ARTÍCULO 4.12.1.2.5.3. CARGOS DE NIVEL DE TENSIÓN 1 POR AOM. El cargo de AOM para nivel de tensión 1 se calcula según lo establecido en las siguientes expresiones:

Donde:

CDA_1,j,m,t:	Cargo por AOM de nivel de tensión 1 del OR j en el mes m del año t, en $/kWh.
IAAOM_j,1,t:	Ingreso anual por AOM del OR j en activos del nivel de tensión 1, en el año t, según lo establecido en el capítulo 4.
P_j,1,t:	Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 1, en el año t, calculado conforme a lo establecido en los numerales 7.1.2 y 7.1.3.
Ee_j,1,ma	Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 1, durante el mes ma, expresada en kWh, calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 7.3.7.1.
IPP_m-1:	Índice de precios del productor del mes m-1.
IPP_o:	Índice de precios del productor de la fecha de corte.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.2.4.2)

Actualización y liquidación de cargos

Introducción

ARTÍCULO 4.12.1.3.1.1. ACTUALIZACIÓN Y LIQUIDACIÓN DE CARGOS. El ingreso mensual de los OR, así como los cargos de cada nivel de tensión y los cargos por uso, serán liquidados y actualizados por el Liquidador y Administrador de Cuentas, LAC, de acuerdo con lo previsto en esta resolución, para lo cual deberá calcular las variables necesarias.

Los comercializadores facturarán a sus usuarios los cargos por uso definidos en el numeral 1.1.

Cuando en los cálculos previstos se incurra en errores por aplicación equivocada de las fórmulas o porque los agentes se demoren en la entrega de información o reporten mala información, el LAC podrá hacer las correcciones identificadas y los ajustes que modifiquen liquidaciones de hasta cuatro meses atrás para incluirlos en los cálculos del mes que se esté liquidando. Para ello, actualizará las diferencias encontradas, con la variación del IPP desde el mes que se está corrigiendo comparado con el valor del último IPP disponible.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.3)

Actualización, liquidación y recaudo de cargos del STR

ARTÍCULO 4.12.1.3.2.1. ACTUALIZACIÓN, LIQUIDACIÓN Y RECAUDO DE CARGOS DEL STR. El LAC calculará el cargo horario del nivel de tensión 4 y las liquidaciones de cada STR con base en los períodos de carga máxima, media y mínima, y con las demandas y potencias correspondientes a cada uno de estos periodos.

El LAC utilizará las siguientes expresiones para determinar los valores a facturar a los comercializadores:

- Para los ingresos de un OR con activos remunerados, de acuerdo con lo previsto en esta resolución:

- Para los ingresos de las convocatorias:

Donde:

LC_i,j,R,m,t:	Liquidación por concepto de cargos del nivel de tensión 4, en el STR R, por el consumo en el mes m del año t, que se facturará al comercializador i, para remunerar los activos del OR j.
LC_i,R,m,t:	Liquidación por concepto de cargos del nivel de tensión 4, en el STR R, por el consumo en el mes m del año t, que se facturará al comercializador i, para remunerar los activos construidos mediante convocatoria.
DC_i,R,m:	Demanda del comercializador i, en el STR R, durante el mes de consumo m, referida al STN utilizando los factores de pérdidas definidos en el capítulo 7, sin considerar la demanda de usuarios conectados directamente al STN.
CD_4,R,m,t:	Cargo del nivel de tensión 4, en $/kWh, del STR R, en el mes m del año t, de acuerdo con lo previsto el numeral 1.2.1.
IMAJ_j,4,R,m,t:	Ingreso mensual ajustado del OR j, en el nivel de tensión 4, en el mes m del año t, calculado según lo establecido en el numeral 2.3.
IM_j,4,R,m,t:	Ingreso mensual del OR j, perteneciente al STR R, en el nivel de tensión 4, en el mes m del año t, en pesos, calculado según lo establecido en el numeral 2.1.
IMC_R,m,t:	Ingreso mensual por convocatorias construidas en el STR R para el mes m del año t, en pesos, calculado según lo establecido en el numeral 2.2.
JR:	Número total de mercados de comercialización que conforman el STR R.
m:	Corresponde al mes calendario de prestación del servicio.

Para efectos de los cálculos horarios, las variables DC_i,R,m y CD_4,R,m,t, tendrán desagregaciones según los periodos horarios.

Para el STR, el LAC estará encargado de:

a) calcular y actualizar las variables requeridas para determinar los ingresos y cargos de los STR;

b) calcular los valores a facturar por cada OR a cada comercializador; y

c) el envío de las liquidaciones a los OR, con la anterioridad requerida.

La facturación y recaudo a los agentes comercializadores, de los ingresos aprobados con base en lo previsto en esta resolución, le corresponderá a cada OR, utilizando la liquidación elaborada por el LAC. Los ingresos correspondientes a convocatorias serán facturados, recaudados y distribuidos por el LAC.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.3.1) (Fuente: R CREG 036/19, art. 7)

Actualización y liquidación de los cargos del SDL

ARTÍCULO 4.12.1.3.3.1. ACTUALIZACIÓN Y LIQUIDACIÓN DE LOS CARGOS DEL SDL. Las liquidaciones para los comercializadores que atienden usuarios en los SDL, en cada mercado de comercialización, se calcularán de acuerdo con las ventas en cada nivel de tensión.

El LAC calculará los cargos horarios de los niveles 3, 2 y 1 y las liquidaciones con base en los períodos de carga máxima, media y mínima y con las demandas y potencias correspondientes a cada uno de estos periodos.

Las liquidaciones con cargos horarios se aplicarán para los registros de las fronteras comerciales con discriminación horaria. Para los demás consumos, se aplicarán los cargos sin diferenciación horaria.

La liquidación del SDL se realizará con base en la siguiente expresión:

Donde:

LC_i,n,j,m:	Liquidación por concepto de cargos por uso del nivel de tensión n, en el mercado de comercialización j, por el consumo en el mes m, que se facturará al comercializador i.
VCO_i,n,j,m:	Ventas del comercializador i, en el nivel de tensión n, en el mercado de comercialización j, durante el mes de consumo m. Cuando se trate de un comercializador diferente al integrado con el OR, estas ventas serán iguales a las lecturas de las fronteras comerciales; en caso contrario, serán iguales a las ventas reportadas al SUI que el LAC obtenga en los plazos previstos para esta consulta.

Para efectos de los cálculos horarios, esta variable tendrá desagregaciones según los periodos horarios.

Dt_n,j,m,t:	Cargo por uso del nivel de tensión n, del OR j, para el mes m del año t, en $/kWh, de acuerdo con lo previsto en el numeral 1.1 o el cargo horario respectivo.
CD_4,R,m,t:	Cargo del nivel de tensión 4, en $/kWh, del STR R al que pertenece el OR j, en el mes m, de acuerdo con lo previsto en el numeral 1.2.1 o el cargo horario respectivo.
PR_n,j,m,t:	Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión n del OR j al STN, en el mes m del año t, de acuerdo con lo previsto en el numeral 7.2.
n:	Nivel de tensión, puede tomar los valores 1, 2 o 3.

La liquidación de los comercializadores diferentes al incumbente se hará el mes siguiente al del consumo y para los comercializadores incumbentes se hará una vez se tengan disponibles los datos del SUI.

Para el SDL, el LAC estará encargado de:

a) Calcular y actualizar las variables requeridas para determinar los cargos de los SDL;

b) Consultar, al finalizar cada mes, las lecturas de los medidores de los comercializadores;

c) Dentro de los últimos cuatro (4) días calendario del mes anterior para el cual se están calculando los cargos de los niveles de tensión 1, 2 y 3 de que trata esta resolución, el LAC deberá publicar las variables requeridas para el mismo;

d) Consultar el SUI para recopilar la información de los reportes de la energía vendida por cada comercializador en un mercado de comercialización y en cada nivel de tensión. Esta información se publicará dentro de los últimos cuatro (4) días calendario del mes anterior al de su utilización en la liquidación;

e) Atender y dar respuesta a las solicitudes de modificación que presenten los agentes dentro de los tres (3) días siguientes al de la publicación de información de energía vendida y cargos de los niveles de tensión 1, 2 y 3;

f) Actualizar la información de índices de precios y corregir de oficio, o en respuesta a solicitudes de modificación, tanto la información de energía que se haya actualizado en el SUI como los cargos de los niveles de tensión 1, 2 y 3; y proceder con su publicación dentro de los primeros siete (7) días calendario de cada mes para que sean revisados por los agentes dentro de los dos (2) días siguientes a su publicación;

g) Publicar la liquidación de los valores a facturar por cada OR a cada comercializador dentro de los primeros siete (7) días calendario de cada mes para que sean revisados por los agentes dentro de los dos (2) días siguientes a su publicación;

h) Publicar la información definitiva tanto de los cargos de los niveles de tensión 1, 2 y 3, como de la liquidación de los valores a facturar por cada OR a cada comercializador, a más tardar el día 14 de cada mes, reflejando allí las actualizaciones y correcciones de información a que haya lugar.

La facturación y recaudo a los agentes comercializadores les corresponderá a los OR, utilizando la liquidación elaborada por el LAC.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.3.2) (Fuente: R CREG 036/19, art. 7)

Inicio de aplicación de los ingresos aprobados

ARTÍCULO 4.12.1.3.4.1. INICIO DE APLICACIÓN DE LOS INGRESOS APROBADOS. Para todos los niveles de tensión, los ingresos que se aprueben a los OR se aplicarán a partir del primer día calendario del mes siguiente al de la entrada en vigencia de cada resolución particular.

En cada uno de los STR el cargo por uso del nivel de tensión 4, de que trata el numeral 1.1.1, y el cargo del nivel de tensión 4, de que trata el numeral 1.2.1, se aplicarán a partir del primer día calendario del mes siguiente al de la entrada en vigencia de la primera resolución particular aprobada a un OR que tenga activos en ese STR. Mientras se aprueban los ingresos de los demás OR con activos en ese STR, se utilizarán temporalmente las siguientes variables para estos OR:

IM_j,4R,m,t:	Corresponde al ingreso mensual del nivel de tensión 4 del OR j, perteneciente al STR R, calculado por el LAC según lo establecido en el numeral 3.1.2 de la Resolución CREG 097 de 2008, para el mes m
P_4j,m,t:	Factor de pérdidas del nivel de tensión 4 del OR j, que es igual a 0,91% para el STR Centro-Sur y 0,99% para el STR Norte.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.3.3) (Fuente: R CREG 036/19, art. 7)

Aplicación anual de ingresos

ARTÍCULO 4.12.1.3.5.1. APLICACIÓN ANUAL DE INGRESOS. El LAC calculará anualmente el valor de las variables a utilizar para determinar el ingreso y los cargos de los OR a más tardar el 31 de marzo de cada año de aplicación de la metodología.

Con este propósito, los OR enviarán al LAC en la forma que este les indique, hasta el 28 de febrero de cada año, los valores de la lista de variables que se definirá mediante circular CREG.

Las variables que tienen cambios anuales se aplicarán a partir del mes de abril de cada año y hasta marzo del año siguiente.

Para el primer año de aplicación, el LAC calculará las variables para determinar el ingreso a partir de la resolución particular de cada OR y las consultas de información previstas en esta metodología. Además, de acuerdo con la fecha de entrada en vigencia de cada resolución, se aplicará lo previsto en el siguiente numeral.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.3.4) (Fuente: R CREG 036/19, art. 7)

ARTÍCULO 4.12.1.3.5.2. AJUSTE DE INGRESOS PARA EL PRIMER AÑO DE APLICACIÓN. Si la entrada en vigencia de la resolución particular, aprobada a un OR de acuerdo con lo previsto en la presente resolución, ocurre antes del 31 de marzo del año 1 del plan de inversiones, se aplicarán los nuevos ingresos a partir del primer día calendario del mes siguiente al de la entrada en vigencia.

Si ocurre después del 31 de marzo del año 1 del plan de inversiones, en cada una de las liquidaciones de los primeros doce (12) meses de aplicación de la nueva metodología, al ingreso mensual el LAC le adicionará el ajuste calculado como se describe a continuación:

Donde:

AIM_j,n,m: Ajuste al ingreso mensual del OR j en el nivel de tensión n, a adicionar durante cada uno de los primeros doce (12) meses de aplicación de la nueva metodología. Después del mes doce (12), de requerirse, se adicionará solo lo correspondiente a la variable NAIM_j,n,m Cuando se trate del nivel de tensión 1 la variable AIM_j,1,m se repartirá así: i) una parte, equivalente a la fracción que resulte dividir la variable CDI_A_j,1, entre la suma de las variables CDI_A_j,1, y CDM_A_j,1, mencionadas más adelante, la cual se adicionará al ingreso mensual del nivel de tensión 1 relacionado con la inversión, y ii) el resto, multiplicado por 12, se adicionará al ingreso anual relacionado con el AOM de este mismo nivel de tensión.

IMN_j,n,ma: Ingreso mensual del OR j para el nivel de tensión n en el mes ma, estimado de acuerdo con lo siguiente:

a) Para el nivel 4 es igual a la variable IMAJ_j,4,R,m,t, calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.3, para el mes ma;

b) Para los niveles 3 y 2 es igual a los valores de las variables calculadas para el mes ma, de acuerdo con lo establecido en los numerales 2.4 y 2.5, respectivamente, y

c) Para el nivel 1 se calcula con la siguiente fórmula:

Donde:

IA_j,1,ma,t:	Ingreso mensual por inversión del nivel de tensión 1, del OR j, para el mes ma, calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.6.
IAAOM_j,1,t:	Ingreso anual por AOM en el nivel de tensión 1, calculado de acuerdo con lo establecido en el Capítulo 4.
IMA_j,n,ma:	Ingreso mensual del OR j, obtenido a partir de lo aprobado con base en la Resolución CREG 097 de 2008, para el mes ma. Este valor se calculará dependiendo del nivel de tensión y utilizando la información registrada en las resoluciones particulares que aprueben ingresos a los OR, como se señala a continuación:

d) Para el nivel de tensión 4:

Corresponde al ingreso mensual del nivel de tensión 4 del OR j, perteneciente al STR R, calculado por el LAC según lo establecido en el numeral 3.1.2 de la Resolución CREG 097 de 2008, para el mes ma.

e) Para el nivel de tensión 3:

Donde:

CD_A_j,3:	Cargo máximo del nivel de tensión 3 para el OR j, actualizado de acuerdo con lo previsto en la Resolución CREG 097 de 2008.
Ee_j,3,maa:	Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 3, durante el mes maa, expresada en kWh y calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 7.3.7.1.
P_j,3:	Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 3, aprobado de acuerdo con lo previsto en la Resolución CREG 097 de 2008.

f) Para el nivel de tensión 2:

Donde:

CD_N2_j:	Cargo del nivel de tensión 2 al cual se le ha excluido la parte que remunera el nivel de tensión 3, para el OR j.
CD_A_j,n:	Cargo máximo del nivel de tensión n, con n igual a 3 o 2, para el OR j, actualizado de acuerdo con lo previsto en la Resolución CREG 097 de 2008.
Ee_j,3,maa:	Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 2, durante el mes maa, expresada en kWh y calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 7.3.7.1.
Fe_j,3-2:	Flujo de energía del nivel de tensión 3 al nivel de tensión 2, del OR j, utilizado en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 para el cálculo del cargo máximo de nivel de tensión 2 del OR j.
Eu_j,2:	Energía útil del nivel de tensión 2 utilizada en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 para el cálculo del cargo máximo de nivel de tensión 2 del OR j.
P_j,2:	Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 2, aprobado de acuerdo con lo previsto en la Resolución CREG 097 de 2008.

g) Para el nivel de tensión 1:

Donde:

CDI_A_j,1:	Cargo máximo por concepto de inversiones para el nivel de tensión 1 para el OR j, actualizado de acuerdo con lo previsto en la Resolución CREG 097 de 2008.
CDM_A_j,1:	Cargo máximo por concepto de AOM para el nivel de tensión 1 para el OR j, actualizado de acuerdo con lo previsto en la Resolución CREG 097 de 2008.
Ee_j,3,maa:	Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 1, durante el mes maa, expresada en kWh y calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 7.3.7.1.
P_j,1:	Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 1, aprobado de acuerdo con lo previsto en la Resolución CREG 097 de 2008.

Los valores de las variables CD_A_j,3, CD_A_j,2, CDI_A_j,1, y CDM_A_j,1, serán los aplicados en el mes de enero de 2019 y deberán ser calculados por los OR, expresados en pesos de 2007 y entregados al LAC a más tardar el 31 de mayo de 2019. Cuando un OR no entregue esta información, el LAC informará a la SSPD de este hecho y utilizará los valores de la primera resolución aprobada al OR, con base en la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, multiplicados por 1,2.

NMA_j:	Número de meses entre el 31 de marzo del año 1 del plan de inversiones y el último día calendario del mes anterior al del inicio de aplicación de la nueva metodología, para el OR j.
NAIM_j,n,m:	Para el caso de los OR a quienes se les aprueben en una resolución aparte las inversiones de que trata el artículo 6, la CREG definirá el incremento de ingresos, con base en el cual el LAC debe calcular un ingreso mensual adicional del OR j para el nivel de tensión n en el mes m, según la siguiente expresión:

ING_j,n:	Ingreso adicional del OR j para el nivel de tensión n, definido en la resolución que aprueba el reconocimiento de las inversiones de que trata el artículo 6o, calculado como la diferencia entre los ingresos antes y después de incluir estas inversiones y expresado en pesos de la fecha de corte.
NMA_j:	Número de meses entre el 31 de marzo del año 1 del plan de inversiones y el último día calendario del mes anterior al de inicio de aplicación de la resolución que aprueba el reconocimiento de las inversiones de que trata el artículo 6, para el OR j.
IPP_m-1:	Índice de precios del productor del mes m-1.
IPP_aaj:	Índice de precios del productor del mes anterior al de inicio de aplicación de los cargos del OR j.
IPP₀:	Índice de precios del productor de la fecha de corte.
IPP₂₀₁₆:	Índice de precios del productor de diciembre de 2016.
IPP_base:	Índice de precios del productor de diciembre de 2007.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.3.4.1) (Fuente: R CREG 199/19, art. 3) (Fuente: R CREG 036/19, art. 7)

Cálculo de los ingresos de los OR

ARTÍCULO 4.12.2.1. CAPITULO 2. CÁLCULO DE LOS INGRESOS DE LOS OR. Los ingresos mensuales de los OR en cada nivel de tensión por el uso de los activos y de los TR en el nivel de tensión 4 se calculan con base en las siguientes expresiones.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 2)

ARTÍCULO 4.12.2.2. INGRESOS DE LOS OR EN EL NIVEL DE TENSIÓN 4. El LAC calculará el ingreso mensual de nivel de tensión 4 de cada OR, así:

Donde:

IM_j,4R,m,t:	Ingreso mensual del OR j, en el nivel de tensión 4, por los activos en el STR R, remunerados de acuerdo con lo previsto en esta resolución, en el mes m del año t, en pesos.
IAA_j,a,t:	Ingreso anual por los activos de uso del nivel de tensión 4, del OR j, en el año t, según lo establecido en el Capítulo 3.
fM:	Factor para calcular valores mensuales, calculado según lo establecido en el numeral 2.8.
LAAOM_j,4,t:	Ingreso anual por los gastos de administración, operación y mantenimiento del nivel de tensión 4, del OR j, en el año t, calculado según lo establecido en el Capítulo 4.
CSTR_j,R,m-1:	Valor mensual de las compensaciones del OR j, por los activos en el STR R remunerados de acuerdo con lo previsto en esta resolución, correspondiente al mes m-1, según lo establecido en el numeral 5.1.14.
IRM_m-1:	Ingreso del OR j, en el nivel de tensión 4, del año t, recibido por otros conceptos, según lo establecido en el numeral 2.7.
IPP_m-1:	Índice de precios del productor del mes m-1.
IPP₀:	Índice de precios del productor de la fecha de corte.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 2 Num. 2.1) (Fuente: R CREG 036/19, art. 8)

ARTÍCULO 4.12.2.3. INGRESOS DE LOS TR EN EL NIVEL DE TENSIÓN 4. El LAC calculará el ingreso mensual para remunerar los proyectos construidos mediante convocatorias en el nivel de tensión 4 de cada STR, así:

Donde:

IMC_R,m,t:	Ingreso mensual por las convocatorias construidas en el STR R, para el mes m del año t, en pesos.
IE_c,R,m:	Ingreso mensual esperado por la convocatoria c construida en el STR R, para el mes m. Esta variable corresponde con la variable IEp,R,m definida en la Resolución CREG 024 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.
CSTR_c,R,m-1:	Valor mensual de las compensaciones por los activos de la convocatoria c, construida en el STR R, correspondiente al mes m-1, según lo establecido en el numeral 5.1.14.
CR:	Número total de convocatorias construidas en el STR R.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 2 Num. 2.2) (Fuente: R CREG 036/19, art. 9)

ARTÍCULO 4.12.2.4. REPARTICIÓN DE INGRESOS DE NIVEL DE TENSIÓN 4. Adicional a lo previsto en la regulación vigente, para distribuir los ingresos por el uso de los activos de nivel de tensión 4 entre los agentes beneficiarios se tendrá en cuenta lo señalado en este numeral.

Para cada uno de los OR, con mercados de comercialización en un determinado STR, al momento de distribuir los ingresos se considerará el valor del ingreso ajustado calculado de la siguiente forma:

Donde:

IMAJ_j,4,R,m,t:	Ingreso mensual ajustado del OR j, en el nivel de tensión 4, en el mes m del año t.
IM_j,4,R,m,t:	Ingreso mensual del OR j, en el nivel de tensión 4, en el mes m del año t, calculado según lo establecido en el numeral 2.1.
P_4,j,m,t:	Factor de pérdidas del nivel de tensión 4 del OR j, en el mes m del año t, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 7.1.2.1
JR:	Número de mercados de comercialización en el STR R".

Para los ingresos relacionados con convocatorias, el valor a considerar para la distribución de los ingresos del STR es igual a los ingresos esperados de cada convocatoria menos las compensaciones asociadas a los activos de esa convocatoria, en los casos en los que haya lugar.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 2 Num. 2.3) (Fuente: R CREG 199/19, art. 4) (Fuente: R CREG 036/19, art. 10)

ARTÍCULO 4.12.2.5. INGRESOS DE NIVEL DE TENSIÓN 3. El LAC calculará el ingreso mensual del nivel de tensión 3 de cada OR así:

Donde:

IA_j,3,m,t:	Ingreso del OR j en el nivel de tensión 3 en el mes m del año t, en pesos.
IAA_j,3,t:	Ingreso anual por los activos de uso del nivel de tensión 3 del OR j en el año t, según lo establecido en el capítulo 3.
fM:	Factor para calcular valores mensuales, calculado conforme a lo establecido en el numeral 2.8.
IAAOM_j,3,t:	Ingreso anual por los gastos de administración, operación y mantenimiento del nivel de tensión 3 del OR j en el año t, según lo establecido en el capítulo 4.
IRM_j,3,t:	Ingreso del OR j, en el nivel de tensión 3, del año t, recibido por otros conceptos, según lo establecido en el numeral 2.7.
IPP_m-1:	Índice de precios del productor del mes m-1.
IPP_o:	Índice de precios del productor de la fecha de corte.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 2 Num. 2.4)

ARTÍCULO 4.12.2.6. INGRESOS DE NIVEL DE TENSIÓN 2. El LAC calculará el ingreso mensual del nivel de tensión 2 de cada OR así:

Donde:

IA_j,2,m,t:	Ingreso del OR j en el nivel de tensión 2 en el mes m del año t, en pesos.
IAA_j,2,t:	Ingreso anual por los activos de uso del nivel de tensión 2 del OR j en el año t, según lo establecido en el capítulo 3.
fM:	Factor para calcular valores mensuales, calculado conforme a lo establecido en el numeral 2.8.
IAAOM_j,2,t:	Ingreso anual por los gastos de administración, operación y mantenimiento del nivel de tensión 2 del OR j en el año t, según lo establecido en el capítulo 4.
IRM_j,2,t:	Ingreso del OR j, en el nivel de tensión 2, del año t, recibido por otros conceptos, según lo establecido en el numeral 2.7.
IPP_m-1:	Índice de precios del productor del mes m-1.
IPP_o:	Índice de precios del productor de la fecha de corte.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 2 Num. 2.5)

ARTÍCULO 4.12.2.7. INGRESOS DE NIVEL DE TENSIÓN 1.

El LAC calculará el ingreso mensual del nivel de tensión 1 de cada OR así:

Donde:

IA_j,1,m,t:	Ingreso del OR j en el nivel de tensión 1 en el mes m del año t, en pesos.
IAA_j,1,t:	Ingreso anual por los activos de uso del nivel de tensión 1 del OR j en el año t, según lo establecido en el capítulo 3.
fM:	Factor para calcular valores mensuales, calculado conforme a lo establecido en el numeral 2.8.
IRM_j,1,t:	Ingreso del OR j, en el nivel de tensión 1, en el año t, recibido por otros conceptos, según lo establecido en el numeral 2.7.
OI_j,1,t-1:	Ingresos por la explotación de activos de uso en todos los niveles de tensión en actividades distintas a la distribución de energía eléctrica en el año t-1.
IPP_m-1:	Índice de precios del productor del mes m-1.
IPP_o:	Índice de precios del productor de la fecha de corte.

El valor de la variable OI_j,1,t-1, corresponde al 50 % de los ingresos anuales obtenidos por el OR por la explotación en actividades distintas a la de distribución de energía eléctrica de los activos remunerados mediante cargos por uso.

El OR debe reportar al LAC el valor de la variable OI_j,1,t-1, incluso si este valor es igual a cero, a más tardar el 15 de diciembre anterior al año de aplicación. Mientras la información no sea reportada al LAC, este tomará el máximo entre el valor reportado el año anterior y el 120% del valor más alto de los reportados por los demás OR que hayan entregado este dato.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 2 Num. 2.6) (Fuente: R CREG 195/20, art. 1)

ARTÍCULO 4.12.2.8. INGRESOS POR OTROS CONCEPTOS. El ingreso anual por otros conceptos se calcula de la siguiente manera:

Donde:

IRM_j,n,t:	Ingreso anual por otros conceptos del OR j en el nivel de tensión n del año t, en pesos. Para el primer año del periodo tarifario esta variable tiene un valor igual a cero.
IRespaldo_j,n,t:	Ingreso correspondiente al año t, recibido por parte del OR j en el nivel de tensión n por concepto de respaldo de red, conforme a lo establecido en el Capítulo 10.
IMunts_j,n,t:	Ingresos correspondientes al año t, recibido por parte del OR j en el nivel de tensión n por concepto de migración de usuarios a otros niveles de tensión, conforme a lo establecido en el Capítulo 11.
IReactiva_j,n,t:	Ingresos a descontar al OR j en el nivel de tensión n por concepto de transporte de energía reactiva en exceso, correspondiente al año t, conforme a lo establecido en el Capítulo 12.

Las anteriores variables deben estar expresadas en pesos de la fecha de corte, para lo cual se utilizará la variación del Índice de Precios del Productor.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 2 Num. 2.7) (Fuente: R CREG 036/19, art. 11)

ARTÍCULO 4.12.2.9. FACTOR PARA CALCULAR VALORES MENSUALES. Para calcular el factor que se utiliza para convertir un valor anual en un pago mensual con una rentabilidad r se utiliza la siguiente fórmula:

Donde:

fM:	Factor para calcular valores mensuales.
r:	Tasa de retorno reconocida para la actividad de distribución de energía eléctrica para un esquema de ingreso máximo.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 2 Num. 2.8)

Ingreso anual por inversiones

Introducción

ARTÍCULO 4.12.3.1.1. CAPITULO 3. INGRESO ANUAL POR INVERSIONES. Los ingresos anuales asociados con la infraestructura utilizada para la prestación del servicio en cada uno de los niveles de tensión se determinan de conformidad con la siguiente expresión:

Donde:

IAA_j,n,t:	Ingreso anual por inversión en activos del OR j en el nivel de tensión n para el año t.
BRA_j,n,t:	Base regulatoria de activos del OR j en el nivel de tensión n para el año t, calculada según lo definido en el numeral 3.1.
r:	Tasa de retorno reconocida para la actividad de distribución de energía eléctrica para un esquema de ingreso máximo.
RC_j,n,t:	Recuperación de capital reconocida para los activos remunerados en la base regulatoria de activos del OR j en el nivel de tensión n para el año t, calculada según lo definido en el numeral 3.2.
BRT_j,n,t:	Base regulatoria de terrenos del OR j en el nivel de tensión n para el año t, calculada según lo establecido en el numeral 3.3.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3)

Base regulatoria de activos

Introducción

ARTÍCULO 4.12.3.2.1.1. BASE REGULATORIA DE ACTIVOS. La base regulatoria de activos de los OR se determina de la siguiente forma:

Donde:

BRA_j,n,t:	Base regulatoria de activos del OR j en el nivel de tensión n para el año t.
BRAE_j,n,t:	Base regulatoria de activos eléctricos del OR j en el nivel de tensión n para el año t, según lo establecido en el numeral 3.1.1.
BRANE_j,n,t:	Base regulatoria de activos no eléctricos del OR j en el nivel de tensión n para el año t, según lo establecido en el numeral 3.1.2.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1)

Base regulatoria de activos eléctricos

Introducción

ARTÍCULO 4.12.3.2.2.1.1. BASE REGULATORIA DE ACTIVOS ELÉCTRICOS. La base regulatoria de activos eléctricos de los OR se determina de la siguiente forma:

Donde:

BRAE_j,n,t:	Base regulatoria de activos eléctricos del OR j en el nivel de tensión n para el año t.
RC_j,n,t:	Recuperación de capital reconocida para los activos remunerados en la base regulatoria del OR j en el nivel de tensión n para el año t, según lo establecido en el numeral 3.2.
BRAEN_j,n,t:	Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR j en el nivel de tensión n para el año t, según lo establecido en el numeral 3.1.1.2.
BRAFO_j,n,t:	Base regulatoria de activos eléctricos fuera de operación del OR j.en el nivel de tensión n para el año t, según lo establecido en el numeral 3.1.1.4.

Para el primer año del periodo tarifario, la variable BRAEj,n,t-1 se calcula de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.1)

Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario

Introducción

ARTÍCULO 4.12.3.2.2.2.1.1. BASE REGULATORIA DE ACTIVOS ELÉCTRICOS AL INICIO DEL PERIODO TARIFARIO. La base regulatoria de activos eléctricos para el primer año del periodo tarifario se determina de la siguiente forma:

Donde:

BRAE_j,n,0:	Base regulatoria de activos eléctricos del OR j en el nivel de tensión n al inicio del periodo tarifario.
CRII_j,n,l:	Valor implícito de los activos del OR j en el nivel de tensión n para la categoría de activos l, calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.1.
CRA_n,l:	Factor de capital remanente de los activos en el nivel de tensión n para la categoría de activos l, calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.3.
CRIN_j,n,l:	Valor de la inversión del OR j en el nivel de tensión n para la categoría de activos l, asociado con los activos que fueron puestos en operación en el periodo 2008 a la fecha de corte, calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.4.
Ln:	Cantidad de categorías de activos en el nivel de tensión n, incluyendo la categoría l = 10.
IPP₀:	Índice de precios del productor de la fecha de corte.
IPP_base:	Índice de precios del productor correspondiente a diciembre de 2007.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.1.1)

Valor implícito de los activos

ARTÍCULO 4.12.3.2.2.2.2.1. VALOR IMPLÍCITO DE LOS ACTIVOS. El valor implícito de los activos se calcula de la siguiente forma:

Donde:

CRII_j,n,l:	Valor implícito de los activos del OR j en el nivel de tensión n para la categoría de activos l.
CAI_j,n,l:	Costo anual de la inversión del OR j por los activos del nivel de tensión n en la categoría de activos l. De acuerdo con lo establecido en los numerales 3.1.1.1.1.1, 3.1.1.1.1.2, 3.1.1.1.1.3 y 3.1.1.1.1.4.
ri_n:	Tasa de retorno para la remuneración de las inversiones en el nivel de tensión n. Este valor corresponde a 13% para el nivel de tensión 4 y 13,9% para los niveles de tensión 3, 2 y 1.
Vu_n,l:	Vida útil para los activos del nivel de tensión n y la categoría de activos l. De acuerdo con lo establecido en el numeral 15.2.
CRINR_j,n,l:	Valor de los activos en operación no incluido para el OR j en el nivel de tensión n y la categoría de activos l, calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.1.7.
CRIFO_j,n,l:	Valor de los activos fuera de operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n y la categoría de activos l, calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.1.8.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.1.1)

ARTÍCULO 4.12.3.2.2.2.2.2. COSTO ANUAL DE LA INVERSIÓN DE NIVEL DE TENSIÓN 4. El costo anual de la inversión del nivel de tensión 4 y la categoría de activos l se calcula de la siguiente manera:

Donde:

CAI_j,4,l:	Costo anual de la inversión del OR j por los activos del nivel de tensión 4 en la categoría de activos l.
CA_j,4:	Costo anual por uso de los activos aprobado en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 al OR j en el nivel de tensión 4. Este valor no incluye las actualizaciones realizadas durante el periodo tarifario.
AOM_j,4:	Gastos anuales de administración, operación y mantenimiento aprobados en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 al OR j para el nivel de tensión 4. Este valor no incluye las actualizaciones realizadas durante el periodo tarifario.
CAT_j,4:	Costo anual de terrenos reconocido en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 al OR j en el nivel de tensión 4. Este valor no incluye las actualizaciones realizadas durante el periodo tarifario.
CAANE_j,4:	Costo anual equivalente de los activos no eléctricos reconocido en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 al OR j en el nivel de tensión 4. Este valor no incluye las actualizaciones realizadas durante el periodo tarifario.
PCAI_j,4,l:	Porcentaje del costo anual de los activos del OR j en el nivel de tensión 4 y la categoría de activos l, calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.1.5.

Estos valores corresponden a los aprobados en la primera resolución de aprobación de cargos en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 o aquella que la modificó por razones diferentes a actualización de cargos por entrada en operación de nuevos activos de nivel de tensión 4.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.1.1.1.1)

ARTÍCULO 4.12.3.2.2.2.2.3. COSTO ANUAL DE LA INVERSIÓN DE NIVEL DE TENSIÓN 3. El costo anual de la inversión del nivel de tensión 3 y la categoría de activos l se calcula de la siguiente manera:

Donde:

CAI_j,3,l:	Costo anual de la inversión del OR j por los activos del nivel de tensión 3 y la categoría de activos l.
CD_j,3:	argo máximo del nivel de tensión 3 aprobado en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 al OR j.
Eu_j,3:	Energía útil del nivel de tensión 3 utilizada en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 para el cálculo del cargo máximo del OR j en el nivel de tensión 3.
AOM_j,3:	Gastos anuales de administración, operación y mantenimiento, aprobados, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j para el nivel de tensión 3.
CAT_j,3:	Costo anual de terrenos reconocido en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 al OR j en el nivel de tensión 3.
CAANE_j,3:	Costo anual equivalente de los activos no eléctricos reconocido en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 al OR j en el nivel de tensión 3.
O_j,3:	Pago por el uso del SDL de otros OR reconocido en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 al OR j en los cargos de nivel de tensión 3.
PCAI_j,3,l:	Porcentaje del costo anual de los activos del OR j en el nivel de tensión 3 y la categoría de activos l, calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.1.5.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.1.1.1.2)

ARTÍCULO 4.12.3.2.2.2.2.4. COSTO ANUAL DE LA INVERSIÓN DE NIVEL DE TENSIÓN 2. El costo anual de la inversión del nivel de tensión 2 y la categoría de activos l se calcula de la siguiente manera:

Donde:

CAI_j,2,l:	Costo anual de la inversión del OR j por los activos del nivel de tensión 2 y la categoría de activos l.
CD_j,2:	Cargo máximo del nivel de tensión 2 aprobado en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 al OR j.
CD_j,3-2:	Cargo unitario del nivel de tensión 3 que se remunera parcialmente en el nivel de tensión 2 aprobado en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 al OR j.
Eu_j,2:	Energía útil del nivel de tensión 2 utilizada en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 para el cálculo del cargo máximo de nivel de tensión 2 del OR j.
AOM_j,2:	Gastos anuales de administración, operación y mantenimiento aprobados al OR j en el nivel de tensión 2 para el primer año de aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008.
CAT_j,2:	Costo anual de terrenos reconocido en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 al OR j en el nivel de tensión 2.
CAANE_j,2:	Costo anual equivalente de activos no eléctricos reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j en el nivel de tensión 2.
O_j,2:	Pago por el uso del SDL de otros OR reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, en los cargos de nivel de tensión 2 del OR j.
PCAI_j,2,l:	Porcentaje del costo anual de los activos del OR j en el nivel de tensión 2 y la categoría de activos l, de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.1.5.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.1.1.1.3)

ARTÍCULO 4.12.3.2.2.2.2.5. COSTO ANUAL DE LA INVERSIÓN DE NIVEL DE TENSIÓN 1. El costo anual de la inversión del nivel de tensión 1 y la categoría de activos l se calcula de la siguiente manera:

Donde:

CAI_j,1,l:	Costo anual de la inversión del OR j por los activos del nivel de tensión 1 y la categoría de activos l.
VA_j,1,0:	Ventas anuales de energía para circuitos aéreos utilizadas para calcular el cargo máximo de inversión del nivel de tensión 1 del OR j en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008.
VS_j,1,0:	Ventas anuales de energía para circuitos subterráneos utilizadas para calcular el cargo máximo de inversión del nivel de tensión 1 del OR j en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008.
CDIR _j,1:	Costo unitario de referencia utilizadas para calcular el cargo máximo de inversión del nivel de tensión 1 del OR j en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008.
CAI_j,1:	Costo anual de los activos de uso empleado para calcular el cargo máximo de inversión del nivel de tensión 1 del OR j en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008.
PCAI_j,1,l:	Porcentaje del costo anual de los activos del OR j en el nivel de tensión 3 y la categoría de activos l, de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.1.5.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.1.1.1.4)

ARTÍCULO 4.12.3.2.2.2.2.6. PORCENTAJE DEL COSTO ANUAL POR CATEGORÍA DE ACTIVOS. El porcentaje del costo anual de los activos de nivel de tensión n pertenecientes a la categoría de activos l se calcula de la siguiente manera:

Donde:

PCAI_j,n,l:	Porcentaje del costo anual de los activos del OR j en el nivel de tensión n y la categoría de activos l.
CRI_j,n,l:	Valor de la inversión del OR j en el nivel de tensión n y la categoría de activos l, calculado según lo definido en el numeral 3.1.1.1.1.6.
CRINR_j,n,l:	Valor de los activos no incluidos en el inventario de activos utilizado para la aplicación de la Resolución CREG 097 de 2008 para el OR j en el nivel de tensión n y la categoría de activos l calculado según lo definido en el numeral 3.1.1.1.1.7.
CRIFO_j,n,l:	Valor de los activos que salieron de operación en el periodo enero de 2008 a la fecha de corte en el sistema del OR j en el nivel de tensión n y la categoría de activos l, calculado según lo definido en el numeral 3.1.1.1.1.8.
l:	Categoría de activos, l toma los valores de 11 o 12 para el nivel de tensión 1.
L_n:	Cantidad de categorías de activos en el nivel de tensión n. L1 toma el valor de 12.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.1.1.1.5)

ARTÍCULO 4.12.3.2.2.2.2.7. COSTO DE REPOSICIÓN DE LA INVERSIÓN. a. Niveles de tensión 2, 3 y 4

Para los niveles de tensión 2, 3 y 4 el Valor de la inversión para los activos pertenecientes a la categoría l se calcula de la siguiente manera:

CRI_j,n,l:	Valor de la inversión en el sistema del OR j por los activos del nivel de tensión n y la categoría de activos l.
R_j,n,l:	Número de UC reconocidas en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 al OR j en el nivel de tensión n y la categoría l.
CR_i:	Valor de la UC i definido en el capítulo 15.
PU_j,i:	Fracción del costo de la UC i del OR j que es remunerada vía cargos por uso.
RPP_i:	Fracción del costo de la UC i que es remunerada vía cargos por uso que no se debe incluir en el cálculo de la tarifa.
RSN_j,l:	Número de UC no asociadas con un nivel de tensión específico reconocidas en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 al OR j en la categoría l.
Psnj:	Variable de asignación de las UC sin nivel de tensión. Para OR con cuatro niveles de tensión es igual a 1/3, para OR con tres niveles de tensión es igual a 1/2 y para OR con dos niveles de tensión es igual a 1.

Para las UC de transformadores tridevanados y sus bahías asociadas el OR debe considerar los criterios de clasificación por nivel de tensión establecidas en la Resolución CREG 097 de 2008.

La Comisión entregará a cada OR el listado de UC reconocidas en la aprobación de cargos de la Resolución CREG 097 de 2008.

b. Nivel de tensión 1

Para el nivel de tensión 1 el valor de los activos pertenecientes a la categoría l se calcula de la siguiente manera:

Donde:

CRI_j,1,l:	Valor de la inversión del OR j en el nivel de tensión 1 y la categoría de activos l.
NT_j,1,l:	Cantidad de transformadores de distribución del OR j en el nivel de tensión 1 utilizados para la aplicación de la Resolución CREG 097 de 2008. Con l =11.
CMTD_j:	Costo medio de transformadores del OR j.
NR_j,1,l:	Cantidad de redes de distribución del OR j en el nivel de tensión 1 utilizados para la aplicación de la Resolución CREG 097 de 2008. Con l =12.
CMRD_j:	Costo medio de redes de distribución del OR j.

El costo medio de transformadores y redes de distribución corresponde al valor utilizado para definir la variable CRIj,1 reconocida en aplicación de la metodología definida en la Resolución CREG 097 de 2008.

La Comisión entregará a cada OR la cantidad de transformadores y redes utilizados para la determinación del costo de reposición de nivel de tensión 1 en aplicación de la Resolución CREG 097 de 2008 y el valor de las variables CMTDj y CMRDj.

Para determinar el valor de la inversión por categoría de activos el OR debe clasificar los transformadores y redes en las categorías de activos definidas en el numeral 15.2.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.1.1.1.6)

ARTÍCULO 4.12.3.2.2.2.2.8. VALOR DE LOS ACTIVOS EN OPERACIÓN NO INCLUIDO. a. Niveles de tensión 2, 3 y 4

El valor de los activos en operación no incluidos en el inventario que pertenecen a la categoría l se calcula de la siguiente manera:

Donde:

CRINR_j,n,l:	Valor de los activos en operación no incluido para el OR j en el nivel de tensión n y la categoría de activos l.
NI_j,n,l:	Número de UC no incluidas en el sistema del OR j en el nivel de tensión n y la categoría de activos l.
CRi:	Valor de la UC i definido en el capítulo 15.
PU_j,i:	Fracción del costo de la UC i del OR j que es remunerada vía cargos por uso. RPPi: Fracción del costo de la UC i que es remunerada vía cargos por uso que no se debe incluir en el cálculo de la tarifa.
NISN_j,l:	Número de UC sin nivel de tensión no incluidas en el sistema del OR j en el nivel de tensión n y la categoría de activos l.
Psnj:	Variable de asignación de las UC sin nivel de tensión. Para OR con cuatro niveles de tensión es igual a 1/3, para OR con tres niveles de tensión es igual a 1/2 y para OR con dos niveles de tensión es igual a 1.

Para determinar el costo de reposición por categorías de activos el OR debe clasificar dichas unidades constructivas en las categorías de activos definidas en el numeral 15.2.

Para las UC de transformadores tridevanados y sus bahías asociadas el OR debe considerar los criterios de clasificación por nivel de tensión establecidas en la Resolución CREG 097 de 2008.

En el caso de unidades constructivas reconocidas con RPP mayor que 0 y que durante el actual periodo tarifario cambiaron la condición definida en el numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994 modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011, el factor (1-RPP) se reemplaza por la fracción adicional del valor de la UC que debe ser reconocido, en ningún caso la suma del valor (1-RPP) aprobado más la fracción adicional incluida para una UC puede ser mayor que 1.

Para poder incluir el valor de estos activos el OR debe certificar que estos activos se encontraban en operación a diciembre de 2007, no fueron incluidos en el inventario utilizado para definir los cargos por uso en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 y se encuentran en operación a la fecha de corte.

El OR debe entregar para cada una de las UC a incorporar la siguiente información: municipio, subestación, georreferenciación, características técnicas, fecha de entrada en operación, datos de placa, así como el inventario asimilado a las UC definidas en el capítulo 15. Las UC para las cuales no se reporte la totalidad de la información requerida no serán incluidas en la base inicial de activos.

La Comisión podrá realizar la verificación de estos activos, en caso de encontrarse diferencias mayores al 5% entre lo reportado y lo verificado y que estas no sean justificadas por el OR, esta variable no se incluirá en la base inicial de activos.

b. Nivel de tensión 1

El valor de los activos en operacion no incluidos en el inventario y que pertenecen a la categoria l se calcula de la siguiente manera:

Donde:

CRINR_j,1,l:	Valor de los activos en operacion no incluido para el OR j en el nivel de tension 1 para la categoria de activos l.
NTNI_j,1,l:	Cantidad de transformadores de distribucion del OR j en el nivel de tension 1 no incluidos en el inventario de transformadores. Con l =11.
CMTDj:	Costo medio de transformadores del OR j, segun lo establecido en el literal b del numeral 3.1.1.1.1.6.
NRNI,_1,l:	Cantidad de redes de distribucion del OR j en el nivel de tension 1 no incluidos en el inventario de redes. Con l =12.
CMRDj:	Costo medio de redes de distribucion del OR j, segun lo establecido en el literal b del numeral 3.1.1.1.1.6.

Para poder incluir el valor de estos activos el OR debe certificar que estos activos se encontraban en operacion a diciembre de 2007, no fueron incluidos en el inventario utilizado para definir los cargos por uso en aplicacion de la metodologia de la Resolucion CREG 097 de 2008 y se encuentran en operacion a la fecha de corte.

El OR debe entregar para cada uno de los transformadores o redes a incorporar la siguiente informacion: municipio, georreferenciacion, caracteristicas tecnicas, numero de usuarios asociados, fecha de entrada en operacion, datos de placa. Los transformadores o redes para los cuales no se reporte la totalidad de la informacion requerida no seran incluidos en la base inicial de activos.

La Comision podra realizar la verificacion de estos activos, en caso de encontrarse diferencias mayores al 5% entre lo reportado y lo verificado y que estas no sean justificadas por el OR, esta variable no se incluira en la base inicial de activos.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.1.1.1.7)

ARTÍCULO 4.12.3.2.2.2.2.9. VALOR DE LOS ACTIVOS FUERA DE OPERACIÓN. a. Niveles de tensión 2, 3 y 4

El valor de los activos que salieron de operacion el periodo enero de 2008 a la fecha de corte se calcula de la siguiente manera:

Donde:

CRIFO_j,n,l:	Valor de los activos fuera de operación del OR j en el nivel de tensión n y la categoría de activos l.
FO_j,n,l:	Número de UC que salieron de operación durante el periodo enero de 2008 a la fecha de corte en el sistema del OR j en el nivel de tensión n y la categoría de activos l.
CR_i:	Valor de la UC i definido en el capítulo 15.
PU_j,i:	Fracción del costo de la UC i del OR j que es remunerada vía cargos por uso.
FUi:	Fracción del costo de la UC i que salió de operación por reposiciones parciales de la UC. Este valor se calcula como el peso relativo del valor reconocido del elemento o los elementos reemplazados respecto al valor total de la UC. La Comisión publicará en circular aparte el peso relativo de cada componente de las UC.
RPP_i:	Fracción del costo de la UC i que es remunerada vía cargos por uso que no se debe incluir en el cálculo de la tarifa.
SNFO_j,l:	Número de UC sin nivel de tensión que salieron de operación en el periodo enero de 2008 a la fecha de corte en el sistema del OR j para y la categoría de activos l.
Psn_j:	Variable de asignación de las UC sin nivel de tensión. Para OR con cuatro niveles de tensión es igual a 1/3, para OR con tres niveles de tensión es igual a 1/2 y para OR con dos niveles de tensión es igual a 1.

Para las UC de transformadores tridevanados y sus bahías asociadas se deben considerar los criterios de clasificación por nivel de tensión establecidas en la Resolución CREG 097 de 2008.

El OR debe reportarlas UC del listado de UC reconocidas en la aprobación de cargos de la Resolución CREG 097 de 2008 que salieron de operación.

Para determinar el valor de la inversión por categoría de activos se deben clasificar dichas unidades constructivas en las categorías definidas en el numeral 15.2.

b. Nivel de tensión 1

El valor de los activos que salieron de operación en el periodo enero de 2008 a la fecha de corte se calcula de la siguiente manera:

Donde:

CRIFO_j,1,l:	Valor de los activos fuera de operación del OR j en el nivel de tensión 1 y la categoría de activos l.
NTFO_j,1,l:	Numero de transformadores de distribución fuera de operación en el periodo 2008 a la fecha de corte del OR j en el nivel de tensión 1 y la categoría l = 11.
CMTD_j:	Costo medio de transformadores del OR j, según lo establecido en el literal b del numeral 3.1.1.1.1.6.
NRFO_j,1,l:	Numero de redes de distribución fuera de operación en el periodo 2008 a la fecha de corte del OR j en el nivel de tensión 1 y la categoría l = 12.
CMRD_j:	Costo medio de redes de distribución del OR j, según lo establecido en el literal b del numeral 3.1.1.1.1.6.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.1.1.1.8)

SUB-SUBSECCIÓN 3

Rangos de antugûedad de activos

ARTÍCULO 4.12.3.2.2.2.3.1. RANGOS DE ANTIGüEDAD DE ACTIVOS. Para la definición de la base inicial de activos todas las UC de los niveles de tensión 2, 3 y 4 y los transformadores y redes de nivel de tensión 1 se deben clasificar en los rangos de antigüedad definidos en la siguiente tabla:

Tabla 1. Descripción de rangos activos

RANGO k	Entrada en operación	Antigüedad de referencia - AR_k (años)
1	Hasta el 31 de diciembre de 2007	10
2	A partir del 1 de enero de 2008	0

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.1.2)

SUB-SUBSECCIÓN 4

Factor de capital remanente de la base inicial

ARTÍCULO 4.12.3.2.2.2.4.1. FACTOR DE CAPITAL REMANENTE DE LA BASE INICIAL. En la Tabla 2 se presenta el valor de la variable factor de capital remanente de los activos, CRA_n,l, para cada nivel de tensión n y categoría de activos l.

Tabla 2. Factor de capital remanente

CATEGORÍA DE ACTIVOS l	DESCRIPCIÓN CATEGORÍA DE ACTIVOS	CRA_1,l	CRA_2,l	CRA_3,l	CRA_4,l
1	Transformadores de potencia	-	0,94	0,94	0,94
2	Compensaciones	-	0,94	0,94	0,94
3	Bahías y celdas	-	0,94	0,94	0,94
4	Equipos de control y comunicaciones	-	0,00	0,00	0,00
5	Equipos de subestación	-	0,94	0,94	0,98
6	Otros activos subestación	-	0,94	0,94	0,94
7	Líneas aéreas	-	0,94	0,99	0,98
8	Líneas subterráneas	-	0,94	0,99	0,98
9	Equipos de línea	-	0,94	0,94	-
10	Centro de control	-	0,00	0,00	0,00
11	Transformadores de distribución	0,79	-	-	-
12	Redes de distribución	0,94	-	-	-

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.1.3)

SUB-SUBSECCIÓN 5

Valor de los activos puestos en operación en el periodo 2008 a la fecha de corte

ARTÍCULO 4.12.3.2.2.2.5.1. VALOR DE LOS ACTIVOS PUESTOS EN OPERACIÓN EN EL PERIODO 2008 A LA FECHA DE CORTE. El valor de los activos puestos en operación se calcula de la siguiente manera:

a. Activos de nivel de tensión 2, 3 y 4

Para los niveles de tensión 2, 3 y 4 la variable CRINj,n,l se calcula de la siguiente manera:

Donde:

CRIN_j,n,l:	Valor de la inversión del OR j en el nivel de tensión n para la categoría de activos l, asociado con los activos que fueron puestos en operación en el periodo 2008 a la fecha de corte.
NO_j,n,l:	Número de UC puestas en operación en el periodo 2008 a la fecha de corte por el OR j en el nivel de tensión n pertenecientes a la categoría l, no se incluyen las UC que fueron trasladadas y siguen en operación.
CRi:	Valor de la UC i definido en el capítulo 15.
PU_j,i:	Fracción del costo de la UC i del OR j que es remunerada vía cargos por uso.
FU_i:	Fracción del costo de la UC i que es reconocida por reposiciones parciales de la UC. Este valor se calcula como el peso relativo del valor reconocido del elemento o los elementos reemplazados respecto al valor total de la UC. La Comisión publicará en circular aparte el peso relativo de cada componente de las UC.
RPP_i:	Fracción del costo de la UC i que es remunerada vía cargos por uso que no se debe incluir en el cálculo de la tarifa.
SNNO_j,l:	Número de UC sin nivel de tensión puestas en operación en el periodo enero de 2008 a la fecha de corte en el sistema del OR j para la categoría de activos l.
Psn_j:	Variable de asignación de las UC sin nivel de tensión. Para OR con cuatro niveles de tensión es igual a 1/3, para OR con tres niveles de tensión es igual a 1/2 y para OR con dos niveles de tensión es igual a 1.

Para determinar el costo de reposición categorías de activos se deben clasificar dichas unidades constructivas en las categorías de activos definidas en el numeral 15.2.

Para poder incluir el valor de estos activos el OR debe entregar para cada una de las UC a incorporar la siguiente información: municipio, subestación, georreferenciación, características técnicas, fecha de entrada en operación, datos de placa, así como el inventario asimilado a las UC definidas en el capítulo 15. Las UC para las cuales no se reporte la totalidad de la información requerida no serán incluidas en la base inicial de activos.

El OR debe clasificar cada UC en los tipos de inversión establecidos en el capítulo 6 y para los tipos I y III se debe reportar las UC que fueron reemplazadas.

El reporte de la información se realizara de acuerdo con lo establecido en el Artículo 5 de la presente resolución.

b. Activos de nivel de tensión 1

Para el nivel de tensión 1 la variable CRINj,1,l se calcula de la siguiente manera:

Donde:

NTN_j:	Número de transformadores de distribución puestos en operación en el periodo 2008 a la fecha de corte y reportados al SUI por el OR j en el nivel de tensión 1, con l =11. Se deben excluir los siguientes transformadores: i) transformadores construidos con recursos públicos, ii) transformadores de conexión que atiendan a un usuario, iii) transformadores exclusivos de alumbrado público y iv) transformadores reubicados.
CMTD_j:	Costo medio de transformadores del OR j, calculado según lo establecido en el literal b del numeral 3.1.1.1.1.6.
NRNj_j:	Número de redes de distribución puestos en operación en el periodo 2008 a la fecha de corte y reportados al SUI por el OR j en el nivel de tensión 1, con l =12. Se deben excluir las siguientes redes de distribución: i) redes construidas con recursos públicos, ii) redes de conexión que atiendan a un usuario, iii) redes exclusivas de alumbrado público, iv) redes existentes con cambio de topología o v) redes incluidas en la base de activos a diciembre de 2007.
CMRD_j:	Costo medio de redes de distribución del OR j, calculado según lo establecido en el literal b del numeral 3.1.1.1.1.6.

Para determinar el costo de reposición por categoría de activos se deben utilizar las categorías establecidas en el numeral 15.2.

Para poder incluir el valor de estos activos el OR debe entregar para cada uno de los transformadores o redes a incorporar la siguiente información: municipio, georreferenciación, características técnicas, número de usuarios asociados, fecha de entrada en operación y datos de placa. Los transformadores o redes para los cuales no se reporte la totalidad de la información requerida no serán incluidos en la base inicial de activos.

El OR debe clasificar cada UC en los tipos de inversión establecidos en el capítulo 6 y para los tipos I y III se debe reportar las UC que fueron remplazadas.

El reporte de la información se realizará de acuerdo con lo establecido en el Artículo 5 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.1.4)

Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario

ARTÍCULO 4.12.3.2.2.3.1. BASE REGULATORIA DE ACTIVOS ELÉCTRICOS NUEVOS. La base regulatoria de activos nuevos se calcula de la siguiente manera:

Donde:

BRAEN_j,n,t:	Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR j en el nivel de tensión n para el año t.
IAPA_j,n,t:	Índice de ajuste por ejecución del plan de inversiones del OR j en el nivel de tensión n para el año t. Según lo establecido en el numeral 3.1.1.2.4
INVA_j,n,l,t:	Inversión aprobada en el plan de inversiones del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t. corresponde al valor de los activos incluidos en el plan de inversiones aprobado. Para la valoración se utilizan los valores de las UC definidas en el capítulo 14.
INVR_j,n,l,t:	Inversiones en activos puestos en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l durante el año t, corresponde al valor de los activos puestos en operación y valorados con las UC definidas en el capítulo 14. Para los niveles de tensión 1, 2 y 3 el valor máximo de esta variable para el año t es 1,1 veces la variable INVAj,n,l,t. En caso de superarse este valor, la diferencia se puede incorporar en el INVRj,n,l del siguiente año.
l:	Categoría de activos, l toma los valores de 11 o 12 para el nivel de tensión 1.
Ln:	Cantidad de categorías de activos en el nivel de tensión n. L1 toma el valor de 12.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.1.2)

ARTÍCULO 4.12.3.2.2.3.2. INVERSIONES PARA EMPRESAS CON PLAN DE INVERSIONES APROBADO. Las inversiones del plan de inversiones se calculan de la siguiente forma:

Donde:

INVA_j,n,l,t:	Inversión aprobada en el plan de inversiones del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t.
IAEC_j,n,l,t:	Inversión aprobada en proyectos de expansión de cobertura del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t de acuerdo con lo establecido en el capítulo 13.
UCP_j,n,l,t:	Número de UC nuevas incluidas en el plan de inversiones aprobado al OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t.
CR_i:	Valor de la UC i definido en el capítulo 14.
PU_i:	Fracción del costo de la UC i que es reconocida mediante cargos por uso.
FU_i:	Fracción del costo de la UC i que es reconocida por reposiciones parciales de otras UC. Este valor se calcula como el peso relativo del valor reconocido del elemento o los elementos reemplazados respecto al valor total de la UC. La Comisión publicará en circular aparte el peso relativo de cada componente de las UC.
RPP_i:	Fracción del costo de la UC i que es remunerada vía cargos por uso que no se debe incluir en el cálculo de la tarifa.
SNUCP_j,l,t:	UC incluidas en el plan de inversiones solicitado por el OR j sin nivel de tensión, en la categoría de activos l para el año t.
Psn_j:	Variable de asignación de las UC sin nivel de tensión. Para OR con cuatro niveles de tensión es igual a 1/3, para OR con tres niveles de tensión es igual a 1/2 y para OR con dos niveles de tensión es igual a 1.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.1.2.1)

ARTÍCULO 4.12.3.2.2.3.3. INVERSIONES PARA EMPRESAS SIN PLAN DE INVERSIONES APROBADO. Las inversiones para las empresas a las que no se les aprueba el plan de inversiones o que no lo presenten en la fecha indicada se calculan de la siguiente manera:

Donde:

INVA_j,n,l,t:	Inversión aprobada en el plan de inversiones del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t.
BRAE_j,n,l,0:	Base regulatoria inicial de activos eléctricos del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l.
PIH_j,n:	Porcentaje de inversiones de referencia del OR j en el nivel de tensión n. Corresponde al mínimo entre 1 % y el porcentaje promedio de inversiones realizadas, PPIj,n. La variable PPIj,n es calculada de la siguiente manera:

Donde:

PPI _j,n:	Porcentaje promedio de inversiones realizadas por la empresa durante el periodo 2008-2017.
CRIN_j,n,l:	Valor de la inversión del OR j en el nivel de tensión n para la categoría de activos l, asociado con los activos que fueron puestos en operación en el periodo 2008 a la fecha de corte, calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.4.
CRII_j,n,l:	Valor implícito de los activos del OR j en el nivel de tensión n para la categoría de activos l, calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.1.
l:	Categoría de activos, l toma los valores de 11 o 12 para el nivel de tensión 1.
Ln:	Cantidad de categorías de activos en el nivel de tensión n. L1 toma el valor de 12.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.1.2.2)

ARTÍCULO 4.12.3.2.2.3.4. INVERSIONES EN ACTIVOS PUESTOS EN OPERACIÓN. Las inversiones en activos puestos en operación se calculan de la siguiente manera:

INVR_j,n,l,t:	Inversiones en activos puestos en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l durante el año t, corresponde al valor de los activos puestos en operación y valorados con las UC definida en el capítulo 14.
IREC_j,n,l,t:	Inversión en activos puestos en operación de proyectos de expansión de cobertura del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t, según lo establecido en el capítulo 13.
UCO_j,n,l,t:	Número de UC nuevas puestas en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l durante el año t.
CR_i:	Valor de la UC i definido en el capítulo 14.
PU_i:	Fracción del costo de la UC i que es reconocida mediante cargos por uso.
FU_i:	Fracción del costo de la UC i que es reconocida por reposiciones parciales de la UC. Este valor se calcula como el peso relativo del valor reconocido del elemento o los elementos reemplazados respecto al valor total de la UC. La Comisión publicará en circular aparte el peso relativo de cada componente de las UC
RPP_i:	Fracción del costo de la UC i que es remunerada vía cargos por uso que no se debe incluir en el cálculo de la tarifa.
SNUCO_j,l,t:	UC incluidas en el plan de inversiones solicitado por el OR j sin nivel de tensión, en la categoría de activos l para el año t.
Psn_j:	Variable de asignación de las UC sin nivel de tensión. Para OR con cuatro niveles de tensión es igual a 1/3, para OR con tres niveles de tensión es igual a 1/2 y para OR con dos niveles de tensión es igual a 1.

Las variaciones en la ejecución del plan de inversión aprobado ocasionadas por la planeación operativa (de corto plazo) deberán seguir los criterios y lineamientos establecidos para la formulación del plan de inversión establecidos en el capítulo 6.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.1.2.3)

ARTÍCULO 4.12.3.2.2.3.5. ÍNDICE DE AJUSTE POR EJECUCIÓN DEL PLAN. Para los dos primeros años del periodo tarifario, t=1 y t=2, el valor de la variable IAPA_j,n,t es igual a 1, a partir del tercer año del periodo tarifario el índice de ajuste por ejecución del plan de inversiones se calcula de la siguiente manera:

IAPA_j,n,t = 1, si INVE_j,n,t es mayor o igual que 0,8.

IAPA_j,n,t = INVE_j,n,t es menor que 0,8.

La ejecución promedio del plan de inversiones, INVE_j,n,t, se calcula de la siguiente manera:

Donde:

INVE_j,n,t:	Ejecución promedio del plan de inversiones del OR j en el nivel de tensión n para el año t.
INVR_j,n,l,t:	Inversiones en activos puestos en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l durante el año t, calculado según lo establecido en el numeral 3.1.1.2.3.
INVA_j,n,l,t:	Inversión aprobada en el plan de inversiones del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t, calculado según lo establecido en los numerales 3.1.1.2.1 y 3.1.1.2.2.
l:	Categoría de activos, l toma los valores de 11 o 12 para el nivel de tensión 1
Ln:	Cantidad de categorías de activos en el nivel de tensión n. L1 toma el valor de 12.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.1.2.4)

Ajuste de la BRAEN al final del periodo tarifario

ARTÍCULO 4.12.3.2.2.4.1. AJUSTE DE LA BRAEN AL FINAL DEL PERIODO TARIFARIO. Al final del periodo tarifario debe calcularse la diferencia entre la BRAEN total reconocida y las inversiones puestas en operación durante el periodo tarifario, este valor se debe utilizar para ajustar la remuneración de las inversiones al inicio del siguiente periodo tarifario.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.1.3)

Activos fuera de operación

ARTÍCULO 4.12.3.2.2.5.1. ACTIVOS FUERA DE OPERACIÓN.

Donde:

BRAFO_j,n,t:	Base regulatoria de activos eléctricos fuera de operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n para el año t. Para el primer año del periodo tarifario esta variable es igual a cero.
NFO_j,n,t:	Número de UC del nivel de tensión n, incluidas en la base regulatoria de activos del OR j que salen de operación en el año t.
BRAR_i,j,n,t:	Capital remanente de la UC i del OR j en el nivel de tensión n que sale de operación en el año t, calculada de la siguiente manera:

Donde:

CR_i:	Valor de la UC i que sale de operación en el año t, valor definido en el capítulo 14.
PU_i:	Fracción del costo de la UC i que sale de operación en el año t y que es reconocida mediante cargos por uso.
FU_i:	Fracción del costo de la UC i que es reconocida por reposiciones parciales de la UC. Este valor se calcula como el peso relativo del valor reconocido del elemento o los elementos reemplazados respecto al valor total de la UC. La Comisión publicará en circular aparte el peso relativo de cada componente de las UC.
RPP_i:	Fracción de la UC i que sale de operación en el año t que no se incluyó en el cálculo de la tarifa.
CRA_i,n,I:	Factor de capital remanente de la UC i del nivel de tensión n y la categoría de activos l que sale de operación en el año t. Para los activos clasificados en el rango k = 1 es el valor correspondiente de la Tabla 2 del numeral 3.1.1.1.3 y para los activos del rango k = 2 es igual a 1.
VU_i,I:	Vida útil reconocida a la UC i perteneciente a la categoría de activos l, según lo establecido en el numeral 3.2.4.
AR_i,k:	Antigüedad de referencia de la UC i perteneciente al rango de activos k que sale de operación en el año t, según lo establecido en el numeral 3.1.1.1.2.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.1.4)

Base regulatoria de activos no eléctricos

ARTÍCULO 4.12.3.2.3.1. BASE REGULATORIA DE ACTIVOS NO ELÉCTRICOS. La base regulatoria de activos no eléctricos reconocida al OR se calcula de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

BRANE_j,n,t:	Base regulatoria de activos no eléctricos del OR j en el nivel de tensión n, en el año t.
NE:	Fracción de la base regulatoria de activos eléctricos que se reconoce como activos no eléctricos, es igual a 0,02.
BRAE_j,n,t:	Base regulatoria de activos eléctricos del OR j en el nivel de tensión n, en el año t.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.1.2)

Recuperación de capital reconocida

ARTÍCULO 4.12.3.3.1. RECUPERACIÓN DE CAPITAL RECONOCIDA. La recuperación de capital reconocida para los activos remunerados en la base regulatoria de activos se calcula de la siguiente manera:

Donde:

RC_j,n,t:	Recuperación de capital reconocida para los activos remunerados en la base regulatoria del OR j en el nivel de tensión n, en el año t.
RCBIA_j,n,t:	Recuperación de capital reconocida para los activos incluidos en la base regulatoria inicial de activos del OR j en el nivel de tensión n, en el año t.
RCNA_j,n,t:	Recuperación de capital reconocida para los activos del OR j que entraron en operación a partir de la fecha de corte, en el nivel de tensión n, en el año t.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.2)

ARTÍCULO 4.12.3.3.2. RECUPERACIÓN DE CAPITAL DE ACTIVOS DE LA BRA INICIAL. La variable RCBIA_j,n,t se calcula de la siguiente manera:

Donde:

RCBIA_j,n,t:	Recuperación de capital reconocida para los activos incluidos en la base regulatoria inicial de activos del OR j en el nivel de tensión n, en el año t.
CRII_j,n,I:	Valor implícito de los activos del OR j en el nivel de tensión n y la categoría de activos l, calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.1.
CRA_n,I:	Factor de capital remanente de los activos en el nivel de tensión n y la categoría de activos l, según lo establecido en el numeral 3.1.1.1.3.
NE:	Fracción de la base regulatoria de activos eléctricos que se reconoce como activos no eléctricos, es igual a 0,02.
VU_n,I:	Vida útil reconocida para las unidades constructivas del nivel de tensión n pertenecientes a la categoría de activos l, según lo establecido en el numeral 3.2.4.
AR_k:	Antigüedad de referencia para el rango de activos k = 1. Valor igual a 10 según la Tabla 1 del numeral 3.1.1.1.2.
CRIN_j,n,I:	Valor de la inversión del OR j en el nivel de tensión n para la categoría de activos l, asociado con los activos que fueron puestos en operación en el periodo 2008 a la fecha de corte, calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.4.
I:	Categoría de activos, l toma los valores de 11 o 12 para el nivel de tensión 1 y de 1 a 10 para los demás niveles de tensión.
L_n:	Cantidad de categorías de activos en el nivel de tensión n.
IPP₀:	Índice de precios del productor de la fecha de corte.
IPP_base:	Índice de precios del productor correspondiente a diciembre de 2007.
RCBIAFO_j,n,t:	Recuperación de capital de la base regulatoria inicial de los activos eléctricos que quedaron fuera de operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n para el año t. Para el primer año del periodo tarifario esta variable es igual a cero. Esta variable es calculada de la siguiente manera:

Donde:

T:	Número de años trascurridos desde la aplicación de la metodología definida en esta resolución.
NBIFO_j,n,t:	Número de UC del nivel de tensión n, incluidas en la base regulatoria inicial de activos del OR j que salen de operación, total o parcialmente, en el año t.
CR_i:	Valor de la UC i que sale de operación en el año t, valor definido en el capítulo 14.
PU_t:	Fracción del costo de la UC i que sale de operación en el año t y que es reconocida mediante cargos por uso.
FU_t:	Fracción del costo de la UC i que es reconocida por reposiciones parciales de la UC. Este valor se calcula como el peso relativo del valor reconocido del elemento o los elementos reemplazados respecto al valor total de la UC. La Comisión publicará en circular aparte el peso relativo de cada componente de las UC.
RPP_t:	Fracción de la UC i que sale de operación en el año t que no se incluyó en el cálculo de la tarifa.
CRA_i,n,I:	Factor de capital remanente de la UC i del nivel de tensión n y la categoría de activos l que sale de operación en el año t. Para los activos clasificados en el rango k = 1 es el valor correspondiente de la Tabla 2 del numeral 3.1.1.1.3 y para los activos del rango k = 2 es igual a 1.
VU_i,n,I:	Vida útil reconocida a la unidad constructiva i del nivel de tensión n y la categoría de activos l, según lo establecido en el numeral 3.2.4.
AR_k:	Antigüedad de referencia de la UC i perteneciente al rango de activos k que sale de operación en el año t. Para las UC del rango k = 1 es igual a 10 y para las UC del rango k = 2 es igual a 0, según lo establecido en la Tabla 1 del numeral 3.1.1.1.2.
NE:	Fracción de la base regulatoria de activos eléctricos que se reconoce como activos no eléctricos, es igual a 0,02.

La recuperación de capital de los activos pertenecientes a una categoría l aplica únicamente durante el periodo correspondiente a la diferencia entre la vida útil reconocida y la antigüedad de referencia.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.2.1) (Fuente: R CREG 085/18, art. 4)

ARTÍCULO 4.12.3.3.3. RECUPERACIÓN DE CAPITAL DE ACTIVOS NUEVOS.

La variable RCNA_j,n,t se calcula de la siguiente manera:

Donde:

RCNA_j,n,t:	Recuperación de capital reconocida para los activos del OR j, que entraron en operación a partir del primer año de aplicación del ingreso aprobado con base en esta resolución, en el nivel de tensión n, en el año t.
T:	Años de aplicación de la metodología definida en esta resolución.
I:	Categoría de activos, l toma los valores de 11 o 12 para el nivel de tensión 1 y de 1 a 10 para los demás niveles de tensión.
L_n:	Cantidad de categorías de activos en el nivel de tensión n.
RCNA_j,n,I,t:	Recuperación de capital reconocida para los activos del OR j, que entraron en operación a partir de la fecha de corte, en el nivel de tensión n, en la categoría l, en el año t. Calculada de la siguiente manera:

Donde:

IAPA_j,n,t:	Índice de ajuste por ejecución del plan de inversiones del OR j en el nivel de tensión n para el año t. calculado según se establece en el numeral 3.1.1.2.4.
INVA_j,n,I,t:	Inversión aprobada en el plan de inversiones del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t, calculado según se establece en los numerales 3.1.1.2.1 y 3.1.1.2.2.
INVR_j,n,I,t:	Inversiones en activos puestos en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l durante el año t, calculado según se establece en el numeral 3.1.1.2.3.
NE:	Fracción de la base regulatoria de activos eléctricos, que se reconoce como activos no eléctricos, es igual a 0,02.
VU_n,I:	Vida útil reconocida para las unidades constructivas del nivel de tensión n pertenecientes a la categoría de activos l, según lo establecido en el numeral 3.2.4.

Si en aplicación de lo definido en el artículo 6 los activos se incorporan según la opción a., el valor de dichos activos se tendrá en cuenta para determinar el valor de la variable RCNA_j,n,l,t del primer año.

RCNAFO_j,n,t:

Recuperación de capital reconocida para los activos del OR j, que entraron en operación a partir de la fecha de corte y que salen de operación, en el nivel de tensión n, en el año t. Para el primer año del periodo tarifario esta variable es igual a cero.
Esta variable es calculada de la siguiente manera:

Donde:

T:	Años de aplicación de la metodología definida en esta resolución
NNAFO_j,n,t:	Número de UC del nivel de tensión n, puestas en operación después de la fecha de corte y que no están incluidas en la base regulatoria inicial de activos del OR j que salen de operación, total o parcialmente, en el año t.
CR_i:	Valor de la UC i que sale de operación en el año t, valor definido en el capítulo 14.
PU_i:	Fracción del costo de la UC i que sale de operación en el año t y que es reconocida mediante cargos por uso.
FU_i:	Fracción del costo de la UC i que es reconocida por reposiciones parciales de la UC. Este valor se calcula como el peso relativo del valor reconocido del elemento o los elementos reemplazados respecto al valor total de la UC. La Comisión publicará en circular aparte el peso relativo de cada componente de las UC.
RPP_i:	Fracción de la UC i que sale de operación en el año t que no se incluyó en el cálculo de la tarifa.
VU_i,n,I:	Vida útil reconocida a la unidad constructiva i del nivel de tensión n y la categoría de activos l, según lo establecido en el numeral 3.2.4.
NE:	Fracción de la base regulatoria de activos eléctricos que se reconoce como activos no eléctricos, es igual a 0,02.

La recuperación de capital de los activos pertenecientes a una categoría l aplica únicamente durante el periodo correspondiente a la vida útil reconocida.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.2.2) (Fuente: R CREG 085/18, art. 5)

ARTÍCULO 4.12.3.3.4. AJUSTE DE LA RECUPERACIÓN DE CAPITAL AL FINAL DEL PERIODO TARIFARIO. Al final del periodo tarifario debe calcularse la diferencia entre la recuperacion de capital total reconocida y la recuperacion de capital asociada con las inversiones puestas en operacion durante el periodo tarifario. Este valor se debe utilizar para ajustar la remuneracion de las inversiones al inicio del siguiente periodo tarifario.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.2.3)

ARTÍCULO 4.12.3.3.5. VIDA ÚTIL RECONOCIDA POR CATEGORÍA DE ACTIVOS. En las siguientes tablas se define la vida util reconocida para las diferentes categorias de activos:

Tabla 3. Vida útil para las categorías de activos por nivel de tensión

EGORÍA DE ACTIVOS l	DESCRIPCIÓN CATEGORÍA DE ACTIVOS	VU_1,l	VU_2,l	VU_3,l	VU_4,l
1	Transformadores de potencia	-	-	35	35
2	Compensaciones	-	35	35	35
3	Bahías y celdas	-	35	35	35
4	Equipos de control y comunicaciones	-	10	10	10
5	Equipos de subestación	-	35	35	35
6	Otros activos subestación	-	45	45	45
7	Líneas aéreas	-	45	45	45
8	Líneas subterráneas	-	45	45	45
9	Equipos de línea	-	35	35	-
10	Centro de control	-	10	10	10
11	Transformadores de distribución	25	-	-	-
12	Redes de distribución	35	-	-	-

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.2.4) (Fuente: R CREG 085/18, art. 6)

Base regulatoria de terrenos

ARTÍCULO 4.12.3.4.1. BASE REGULATORIA DE TERRENOS. La base regulatoria de terreros reconocida se calcula de la siguiente manera:

Donde:

BRT_j,n,t:	Base regulatoria de terrenos del OR j en el nivel de tensión n para el año t
R:	Porcentaje anual reconocido sobre del valor de los terrenos, es igual a 6,9 %.
NS_j,n,t:	Número de UC de subestación del OR j en el nivel de tensión n para el año t sobre las cuales se reconocen áreas de terrenos.
ATi:	Área reconocida a la UC i, en m2, según lo establecido en el capítulo 14.
PUj,i:	Porcentaje del costo total de la UC i que es remunerado vía cargos por uso al OR j.
RPPj,i:	Fracción del costo de la UC i que es remunerada vía cargos por uso que no se debe incluir en el cálculo de la tarifa.
VCTi:	Valor catastral del terreno de la subestación en la cual se encuentra la UC i, valor en $/m2 de la fecha de corte.

Los valores catastrales y el área total del terreno deben ser presentados por el OR en la solicitud de ingresos con su respectivo soporte.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 3.3)

Ingreso anual por gastos de AOM

Introducción

ARTÍCULO 4.12.4.1.1. CAPITULO 4. INGRESO ANUAL POR GASTOS DE AOM. En este capítulo se establece la metodología para definir el valor de referencia para los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, a reconocer durante cada uno de los años del periodo tarifario.

El valor del ingreso anual por gastos AOM para cada OR será:

IAAOM_j,n,t:	Ingreso anual por concepto de AOM del OR j, para el año t en el nivel de tensión n, expresado en pesos de la fecha de corte.
AOM_basej,n:	Valor del AOM base a reconocer al OR j, en el nivel de tensión n, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.1.6, expresado en pesos de la fecha de corte.
AOMN_Ij,n,t:	Valor del AOM para nuevas inversiones, diferentes a reposición, del OR j, para el año t en el nivel de tensión n, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.2, expresado en pesos de la fecha de corte.

Dentro de los costos y gastos AOM a reconocer en la actividad de distribución de energía eléctrica no deben incluirse valores que correspondan con los siguientes conceptos, sin perjuicio que la CREG defina otros en resolución aparte:

a. asociados con otras actividades de la cadena de prestación del servicio,

b. asociados con los servicios prestados a otros OR,

c. asociados a activos de conexión de usuarios de los STR o SDL,

d. asociados a activos ejecutados mediante convocatorias públicas,

e. asociados con servicios prestados a terceros, o

f. asociados con inversiones requeridas para reposición de activos.

Para el cálculo del valor anual de AOM, primero se obtendrá uno inicial a partir de los valores de AOM remunerado y de AOM demostrado de cada operador de red, durante los años 2012 a 2016, el cual se comparará con el resultado de la aplicación de modelos de eficiencia para determinar el valor de AOM a reconocer. Dichos valores se calcularán como se muestra a continuación.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 4)

AOM base a reconocer

ARTÍCULO 4.12.4.2.1. AOM BASE A RECONOCER. El valor de AOM base a reconocer por los activos existentes a la fecha de corte se determina con las siguientes fórmulas:

Donde:

AOMbase_j:	Valor del AOM base para el OR j, expresado en pesos de la fecha de corte.
AOMINI_j:	Valor del AOM inicial del OR j, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.1.1.
AOMOB_j:	Valor del AOM objetivo a reconocer para el OR j, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.1.2.
AOMP_j:	Valor del AOM destinado a los programas de reducción o mantenimiento de pérdidas del OR j. Equivale al promedio de los valores reportados para los años 2012 a 2016, en cumplimiento de las circulares expedidas por la CREG con este propósito, actualizando cada valor anual con la variación del IPP hasta diciembre de 2016.
AMB_j:	Valor de AOM a reconocer al OR j por condiciones ambientales, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.1.5.
IPP_FC:	Índice de precios del productor correspondiente a la fecha de corte.
IPP₂₀₁₆:	Índice de precios del productor correspondiente a diciembre de 2016.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 4.1) (Fuente: R CREG 036/19, art. 12)

ARTÍCULO 4.12.4.2.2. AOM INICIAL. El valor de AOM inicial se calcula así:

Donde:

AOMINI_j:	Valor del AOM inicial del OR j, expresado en pesos de diciembre de 2016.
CRI_j,16:	Suma de los valores de reposición de la inversión de cada nivel de tensión del OR j utilizada para calcular el PAOMDj,2016, de acuerdo con lo señalado en el numeral 10.3 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008.
AOMD_j,12-16:	Valor del AOM demostrado por el OR j, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.1.3.
AOMR_j,12-16:	Valor del AOM remunerado al OR j, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.1.4

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 4.1.1) (Fuente: R CREG 036/19, art. 13)

ARTÍCULO 4.12.4.2.3. AOM OBJETIVO.

fe_j:	Factor de eficiencia del OR j que corresponde al límite superior del intervalo de confianza del 90% estimado a partir del modelo de frontera estocástica que se muestra a continuación.
AOMD_j,12-16:	Valor del AOM demostrado por el OR j, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.1.3.

Como parte de la solicitud de aprobación de ingresos, de que trata el artículo 5, el OR deberá suministrar la información requerida para realizar la estimación de la eficiencia técnica a partir del modelo establecido en este numeral.

Cuando no sea posible estimar el factor de eficiencia para un OR, el valor de la variable AOMOBj se toma igual a cero.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 4.1.2)

ARTÍCULO 4.12.4.2.4. MODELO DE FRONTERA ESTOCÁSTICA. La ecuación del modelo a utilizar es la siguiente:

Donde:

Y _jt:	Valor del AOM demostrado en millones de pesos de diciembre de 2016, reportado por el OR j para el año t.
q_it:	Ventas en kWh en los niveles de tensión 1, 2 y 3, en el mercado de comercialización atendido por el OR j, en el año t.
w1_jt:	Valor en millones de pesos de diciembre de 2016, por usuario de los gastos de personal y misceláneos, reportado por el OR j al sistema unificado de costos y gastos, SUCG, administrado por la SSPD, correspondiente al año t.
w2_jt:	Valor en millones de pesos de diciembre de 2016, por usuario de los gastos en edificios, materiales y equipos de oficina, reportado por el OR j al SUCG, correspondiente al año t
z1_jt:	Raíz cuadrada del promedio ponderado, para el año t, de los factores de fisiografía del terreno de los municipios en los que hay transformadores de distribución del OR j. El factor de cada municipio se pondera con la participación que, en cada año t, tiene el número de transformadores existentes en cada municipio dentro del número total de transformadores del OR j
z2_jt:	Logaritmo natural del cociente de la división de la longitud total de redes del OR j, expresada en kilómetros, entre el número de usuarios, para el año t.
z3_jt:	Resultado de dividir la longitud total de redes urbanas del OR j, entre la suma de la longitud de redes rurales y urbanas, para el año t.
z4_jt:	Resultado de dividir la longitud total de redes rurales del OR j, entre la suma de la longitud de redes rurales y urbanas, para el año t.
z5_jt:	Raíz cuadrada del número de interrupciones del servicio, que en promedio percibieron los usuarios del sistema atendido por el OR j, durante el año t.

Los datos de las variables son los correspondientes al periodo 2012 a 2016. Cuando se trate de valores en pesos, deben expresarse en pesos de 2016, actualizándolos con el IPP. Para las longitudes de redes no se incluyen las de nivel de tensión 1.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 4.1.2.1) (Fuente: R CREG 085/18, art. 7)

ARTÍCULO 4.12.4.2.5. PARÁMETROS DEL MODELO.

pámetro	Valor Estimado	Parámetro	Valor Estimado
	-8,1402613		0,2780927
	0,8544120		3,9851557
	1,4947135		3,1759371
^yq1	0,3355216		0,0200389
	-0,0699192		0,0211073
	0,6308562		0,0137246

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 4.1.2.2)

ARTÍCULO 4.12.4.2.6. ESTIMACIÓN DE LA EFICIENCIA. La eficiencia tecnica se calcula con el siguiente modelo:

Donde:

T_j:	Numero de observaciones para el OR j
(x):	Valor de la funcion de distribucion normal (0,1) evaluada en x.

Los valores de las demas variables corresponden a los mostrados en el numeral anterior.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 4.1.2.3)

ARTÍCULO 4.12.4.2.7. LÍMITE DEL NIVEL DE CONFIANZA. El limite superior para un intervalo de confianza del 90%, que corresponde al factor de eficiencia fej, se calcula con las siguientes formulas:

Donde:

	Igual a 10% (1 - 90%)
(x):	Valor de la función de distribución normal (0,1) evaluada en x.
^-1 (x):	Valor del inverso de la función de distribución normal (0,1) evaluada en x.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 4.1.2.4)

ARTÍCULO 4.12.4.2.8. AOM DEMOSTRADO. Para calcular el valor de AOM demostrado, AOMD_j,12-16, de cada OR se obtiene:

a. El valor de AOM demostrado para cada año desde 2012 a 2016, calculado conforme a lo establecido en la Resolución CREG 097 de 2008, actualizado con la variación del IPP desde diciembre del respectivo año hasta diciembre de 2016.

b. A partir de los valores actualizados se obtiene un promedio aritmético de ellos que corresponderá al AOM demostrado, AOMDj,_12-16.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 4.1.3)

ARTÍCULO 4.12.4.2.9. AOM REMUNERADO. El valor de AOM remunerado, AOMRj,12-16, de cada OR se calcula con la siguiente información:

a. El porcentaje de AOM a reconocer para cada uno de los años desde 2013 a 2017, calculado conforme a lo establecido en la Resolución CREG 097 de 2008. El OR deberá anexar en su solicitud la evidencia de que este porcentaje fue comunicado a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a los comercializadores que atienden usuarios en su mercado de comercialización, con la oportunidad establecida en la regulación. Con la presentación de la solicitud de actualización de cargos se entiende que el OR declara que los porcentajes de AOM a reconocer, entregados junto con la solicitud, fueron los porcentajes efectivamente incluidos en el cálculo de las tarifas.

Si hubo más de un porcentaje de AOM a reconocer entre una y otra actualización anual de AOM, se tomará el promedio de ellos. Sin embargo, si el cambio, diferente al de la actualización establecida en la regulación vigente, se originó por una corrección detectada por el OR o por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, se tomará el mínimo porcentaje utilizado en ese año.

b. La suma de los valores CRIj,n, aprobados a cada OR, utilizados para calcular el porcentaje de AOM demostrado para cada uno de los años desde 2012 a 2016, actualizada con la variación del IPP hasta diciembre del año para el que se calcula el AOM demostrado.

c. Para el año 2012 se calcula el AOM remunerado multiplicando el porcentaje de AOM a reconocer, calculado para el año 2013, por la suma de los valores CRIj,n, calculada para el año 2012 como se señala en el literal b. de este aparte. En forma análoga, para los años de 2013 a 2016 se calcula el AOM remunerado correspondiente.

d. Los valores remunerados, calculados en el literal anterior, se actualizan con la variación del IPP desde diciembre del respectivo año hasta diciembre de 2016. El promedio aritmético de estos valores actualizados corresponde al AOM remunerado, AOMRj,12-16.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 4.1.4)

ARTÍCULO 4.12.4.2.10. VALOR DE AOM POR CONDICIONES AMBIENTALES. El valor adicional de AOM por condiciones ambientales del OR j se obtiene a partir de la identificación de los activos del OR que están a menos de 30 km de la orilla del mar, así:

Donde:

AMB_j:	Valor adicional de AOM a reconocer al OR j por condiciones ambientales. Expresado en pesos del 31 de diciembre de 2016.
NTCM_j,1:	Cantidad de transformadores de distribución del OR j instalados a menos de 30 km de la orilla del mar, en el nivel de tensión 1, que estaban en operación a la fecha de corte.
CMTD_j:	Costo medio de transformadores del OR j, calculado según lo establecido en el literal b del numeral 3.1.1.1.1.6.
NRCM_j,1:	Cantidad de redes de distribución del OR j instaladas a menos de 30 km de la orilla del mar, en el nivel de tensión 1, que estaban en operación a la fecha de corte.
CMRD_j:	Costo medio de redes de distribución del OR j, calculado según lo establecido en el literal b del numeral 3.1.1.1.1.6.
nuc_j,cm,o:	Número de unidades constructivas que, a la fecha de corte, el OR j tiene instaladas cerca del mar, pertenecientes a niveles de tensión diferentes al 1.
CR_i:	Valor de la UC i ubicada a menos de 30 km de la orilla del mar, definido en el capítulo 15. Para el caso de líneas este valor corresponde al resultado de multiplicar el valor de la UC i por el número de kilómetros instalados a menos de 30 km de la orilla del mar.
PU_j,i:	Porcentaje del costo total de la UC i que es remunerado vía cargos por uso al OR j.
IPP₂₀₁₆:	Índice de precios del productor correspondiente a diciembre de 2016.
IPP_base:	Índice de precios del productor correspondiente a diciembre de 2007.

Para los activos que se incluyan en el cálculo de la variable AMBj el OR debe entregar el inventario asimilado a las UC definidas en el capítulo 15, junto con la siguiente información: municipio, subestación, georreferenciación, características técnicas, fecha de entrada en operación, datos de placa. Las UC para las cuales no se reporte la totalidad de la información requerida no serán incluidas.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 4.1.5) (Fuente: R CREG 085/18, art. 8)

ARTÍCULO 4.12.4.2.11. AOM POR NIVELES DE TENSIÓN. El valor del AOM eficiente para cada nivel de tensión se calcula así:

AOM_basej,n:	Valor del AOM base del OR j, para el nivel de tensión n, expresado en pesos de la fecha de corte.
AOM_basej:	Valor del AOM base del OR j, expresado en pesos de la fecha de corte, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.1.
BRAE_j,n,0:	Base regulatoria de activos eléctricos para cada nivel de tensión n, del OR j, calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.1.1.1.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 4.1.6)

Valor de AOM para nuevas inversiones

ARTÍCULO 4.12.4.3.1. VALOR DE AOM PARA NUEVAS INVERSIONES.

Para las nuevas inversiones, diferentes a reposición, se reconoce un valor anual de AOM así:

Para n = 4 o 3:

Para n = 2 o 1:

Donde:

AOMNI_j,n,t:	Valor del AOM para las nuevas inversiones en el nivel de tensión n del OR j, expresado en pesos de la fecha de corte.
VACNI_j,n,t:	Valor acumulado hasta el año t de las inversiones puestas en operación en el nivel de tensión n, diferentes a reposición, para el OR j, expresado en pesos de la fecha de corte. Se calcula de la siguiente forma:

Donde:

BRAEN_RP_j,n,t-1:	Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR j en el nivel de tensión n para el año t-1. Se calcula en forma similar a la variable BRAENj,n,t-1, definida en el numeral 3.1.1.2, pero tomando RPP=0 para todas las UC incluidas en su cálculo.
INVTR_RP_j,n,TI,1,t-1:	Valor de la inversión puesta en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n, en la categoría de activos l para el año t-1. Se calcula solo para los tipos de inversión TI = I y TI = III, en forma similar a la variable INVTRj,n,TI,l,t-1, definida en el numeral 6.5, pero tomando RPP=0 para todas las UC incluidas en su cálculo.
L:	Cantidad de categorías de activos.
VACPIEC_j,n,t:	Valor acumulado hasta el año t de las nuevas inversiones que hacen parte del PIEC, de acuerdo con lo señalado en el capítulo 13 en el nivel de tensión n, para el OR j, expresado en pesos de la fecha de corte. Se calcula de la siguiente forma:

Donde:

IREC_RP_j,m,I,t-1:	Inversión en activos puestos en operación en los proyectos de expansión de cobertura del OR j en el nivel de tensión n, en la categoría de activos l, para el año t-1. Se calcula en forma similar a la variable IREC_j,n,l,t-1, definida en el numeral 13.7, pero tomando RPP=0 para todas las UC incluidas en su cálculo.
L:	Cantidad de categorías de activos.
fAMB_j:	Factor ambiental para las nuevas inversiones del OR j, calculado de la siguiente forma:

Donde:

AOMbase_j:	Valor del AOM base del OR j, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.1.
AMB_j:	Valor de AOM a reconocer al OR j por condiciones ambientales, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.1.5.
IPP_FC:	Índice de precios del productor correspondiente a la fecha de corte.
IPP₂₀₁₆:	Índice de precios del productor correspondiente a diciembre de 2016.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 4.2) (Fuente: R CREG 085/18, art. 9)

Verificación del valor anual de AOM

ARTÍCULO 4.12.4.4.1. VERIFICACIÓN DEL VALOR ANUAL DE AOM. Con el propósito de verificar la información de AOM, los OR deberán reportarla cada año adjuntado un concepto por parte de una firma verificadora.

El informe que entregue el verificador sobre la revisión de la información de AOM debe incluir, entre otros, el formulario debidamente diligenciado y su concepto de visto bueno o de salvedad sobre la información entregada por el OR.

Los OR deben entregar a la SSPD, la información de AOM del año anterior junto con el informe del verificador contratado. La información a entregar, los plazos y los demás requisitos de los informes serán dados a conocer por la CREG en forma separada.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 4.3)

Planes de inversión

Introducción

ARTÍCULO 4.12.5.1.1. CAPITULO 6. PLANES DE INVERSIÓN. Los OR deben presentar el plan de inversión para el periodo tarifario considerando los siguientes tipos de proyectos:

a. Tipo I: proyectos de inversión motivados en la atención de demanda que ocasionan el remplazo de activos existentes para obtener una mayor capacidad del sistema.

b. Tipo II: proyectos de inversión motivados en la atención de demanda que ocasionan la instalación de nuevos activos sin reemplazo de activos de existentes.

c. Tipo III: proyectos de inversión no motivados en la atención de demanda que remplazan activos existentes sin obtener una mayor capacidad del sistema.

d. Tipo IV: proyectos de inversión no motivados en la atención de demanda que ocasionan la instalación de nuevos activos.

El OR debe asignar cada uno de los proyectos de inversión a los tipos señalados anteriormente.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 6)

Criterios de generales

ARTÍCULO 4.12.5.2.1. CRITERIOS DE GENERALES. Los criterios generales que el OR debe aplicar para la formulación y presentación del plan de inversión son los siguientes:

a. La identificación, evaluación de alternativas, valoración, priorización y ejecución de los proyectos de inversión es responsabilidad del OR.

b. En el plan de inversión se debe analizar, cuantificar y valorar las necesidades de los usuarios y del mercado de comercialización atendido por el OR. Así como las diferentes alternativas consideradas para la solución de las necesidades identificadas.

c. El horizonte de planeación del plan de inversión es de largo plazo (diez años) y los proyectos de inversión incluidos en la solicitud de remuneración deben corresponder a aquellos en un horizonte de ejecución de mediano plazo (cinco años).

d. Todos los proyectos incluidos en el plan deben permitir el cumplimiento de las metas propuestas por los OR en los horizontes de planeación señalados.

e. Las metas que se tracen los OR para la expansión, reposición, calidad del servicio y reducción y mantenimiento de los niveles de pérdidas deben ser alcanzables en el horizonte de tiempo del plan y deben corresponder con la situación actual y futura del mercado de comercialización.

f. Los planes deben ser flexibles y adaptables a la evolución del mercado de comercialización, además deben considerar los riesgos potenciales y las acciones para mitigarlos.

g. El plan de inversión debe identificar y valorar los beneficios esperados y los costos asociados.

h. Los proyectos deben contar con una relación beneficio - costo superior a uno, con base en los criterios y metodología definidos por el OR para la evaluación de sus proyectos.

i. El plan de inversión debe ser económicamente eficiente y conducir a garantizar la prestación del servicio al menor costo económico en el mediano y largo plazo.

j. El OR debe cumplir los requisitos para los planes de expansión establecidos en la Resolución CREG 070 de 1998 o aquella que la adicione, modifique o sustituya.

k. El plan debe ser viable ambientalmente y considerar el impacto por la aplicación de la Ley 1715 de 2014.

l. Las inversiones deben incluir únicamente activos de uso.

m. El plan de inversiones no debe incluir activos empleados exclusivamente para la prestación del servicio de alumbrado público.

n. El OR podrá incluir en el plan de inversión unidades constructivas especiales para lo cual debe dar aplicación a lo señalado en el capítulo 14.

o. El plan debe identificar, cuantificar y excluir de la valoración los proyectos, bienes o derechos que no deban incluirse en el cálculo de las tarifas en los términos del artículo 87 numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, en los términos que haya sido modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011 o por aquella que lo modifique, adicione o sustituya.

p. El OR debe incluir en el plan de inversión los activos necesarios para la implementación y certificación de un sistema de gestión de activos acorde con la norma ISO 55001 en un plazo de cinco (5) años contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución.

q. Las inversiones Tipo I y II que se realicen en el STR debe tener la aprobación de la UPME de acuerdo con lo establecido en el numeral 6.3.4.

r. El plan de inversión debe ser integral y en ese sentido debe incluir todos los niveles de tensión del sistema que opera el OR. No se pueden presentar planes parciales por nivel.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 6 Num. 6.1)

Presentación de los planes de inversión

ARTÍCULO 4.12.5.3.1. PRESENTACIÓN DE LOS PLANES DE INVERSIÓN. En la solicitud de aprobación de ingresos para el siguiente periodo tarifario las empresas pueden optar por uno de los siguientes mecanismos:

a) Presentación de un plan de inversiones con un horizonte de cinco (5) años, correspondientes al periodo 2019-2023, con la solicitud de aprobación de ingresos enviada a la Comisión en el plazo definido en el artículo 5;

b) Presentación de un plan de inversiones, con un horizonte de cuatro (4) años, correspondientes al periodo 2020-2023, a más tardar el 1 de abril de 2019. En este caso, la BRAENj,n,t, para el primer año se calcula de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.2.2.

El OR en su solicitud de aprobación de ingresos debe indicar a cuál mecanismo se acoge.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 6 Num. 6.2) (Fuente: R CREG 085/18, art. 12)

Contenido de los planes de inversión

Introducción

ARTÍCULO 4.12.5.4.1.1. CONTENIDO DE LOS PLANES DE INVERSIÓN. Los OR deben presentar un plan de inversiones para el periodo 2019 - 2023 indicando para cada año los proyectos de inversión que se acometerán. Los proyectos deben agruparse en los tipos de inversión indicados en este capítulo.

El costo total de cada tipo de inversión debe ser expresado como un porcentaje del costo de reposición de referencia, CRRj, del numeral 6.4.2.

El plan debe incluir como mínimo la información y los análisis solicitados en los numerales 6.3.1, 6.3.2 y 6.3.3.

El OR debe presentar un cronograma general de las inversiones a realizar y su ubicación geográfica a nivel de municipio.

Los elementos y aspectos que debe contener el resumen del plan de inversión, así como los requisitos detallados y los formatos de reporte que presente el OR se definirán de acuerdo con lo señalado en el artículo 5 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 6 Num. 6.3)

Diagnóstico

ARTÍCULO 4.12.5.4.2.1. DIAGNOSTICO. El diagnóstico del STR y SDL debe incluir como mínimo los siguientes aspectos:

a. Estadísticas descriptivas.

b. Evolución de la demanda.

c. Cargabilidad de los elementos del sistema.

d. Capacidad de corto circuito.

e. Posibilidades de ampliación y reconfiguración de subestaciones.

f. Perfil de antigüedad de los activos.

g. Nivel de obsolescencia de los equipos.

h. Nivel de calidad del servicio.

i. Sistemas de información y control.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 6 Num. 6.3.1)

Proyectos de inversión motivados en la atención de demanda

ARTÍCULO 4.12.5.4.3.1. PROYECTOS DE INVERSIÓN MOTIVADOS EN LA ATENCIÓN DE DEMANDA. Los criterios y lineamientos que deben cumplir los OR para la definición, identificación de alternativas y priorización de las inversiones Tipo I y II incluidas en el plan de inversión son los siguientes:

a. Los proyectos de inversión deben estar acordes con los requerimientos de política pública, el Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica, PIEC, y el Plan de Referencia de Generación - Transmisión.

b. El OR debe emplear para la elaboración del plan de inversión los criterios señalados en el numeral 3.3 del anexo general de la Resolución 070 de 1998 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

c. El OR debe analizar por lo menos tres escenarios de crecimiento de la demanda e identificar las inversiones requeridas en cada escenario.

d. Se deben asociar a los proyectos de inversión del plan a los escenarios de crecimiento de la demanda e identificar cuales proyectos pueden ser pospuestos o adelantados si las proyecciones de demanda son reajustadas.

e. Las inversiones incluidas en el plan deben responder a las necesidades de crecimiento de la demanda como principal criterio de identificación y priorización y ser coherente con las proyecciones de demanda y potencia de la UPME para el horizonte de análisis.

f. La identificación particular de las alternativas de inversión se debe realizar a partir de modelos de ingeniera de los STR y SDL y análisis técnico - económicos.

g. Para la determinación de los proyectos de expansión el OR deberá considerar por lo menos dos alternativas para la solución de las restricciones técnicas que identifique: cargabilidad de transformadores, líneas, niveles de tensión fuera de los rangos permitidos, confiabilidad, energía no suministrada, pérdidas de energía, entre otros.

h. Para la atención de nueva demanda el OR debe clasificar los proyectos considerando si es nueva infraestructura o implica la reposición de infraestructura existente para ampliar su capacidad de atención de demanda. Se deben incluir los proyectos de ampliación de la capacidad existente o de instalación de nuevas subestaciones o líneas para la atención de nuevas cargas en el sistema en los niveles de tensión 4, 3 y 2.

i. En el caso del STR, los proyectos incluidos en el plan de inversión deben corresponder a aquellos identificados en el Plan de Expansión de Referencia Generación - Transmisión más reciente y para los cuales la UPME recomiende su ejecución y emita concepto de aprobación al OR. Adicionalmente, el OR debe haber manifestado su intención de realizarlos de acuerdo con lo señalado en la Resolución CREG 024 de 2013 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

j. Los proyectos de inversión para el SDL deben ser consistentes con los proyectos identificados y aprobados para el STR y la infraestructura en operación en el sistema.

k. El OR debe considerar la probabilidad de atrasos en la ejecución de los proyectos por factores externos.

l. El OR debe presentar un resumen de la metodología empleada para la determinación de las inversiones, el cual debe incluir: la metodología, requerimientos de información, información utilizada, supuestos, criterios de identificación de alternativas y principales variables empleadas.

m. Los proyectos de inversión para la expansión de cobertura en las zonas interconectables del área de influencia del OR identificados por la UPME no deben ser incluidas en el plan. Para la remuneración de estos proyectos se deben seguir las reglas definidas en el capítulo 13.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 6 Num. 6.3.2)

Proyectos de inversión no motivados en la atención de demanda

ARTÍCULO 4.12.5.4.4.1. PROYECTOS DE INVERSIÓN NO MOTIVADOS EN LA ATENCIÓN DE DEMANDA. Los criterios y lineamientos que debe cumplir el OR para la definición, identificación de alternativas y priorización de las inversiones incluidas en el plan de inversión son los siguientes.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 6 Num. 6.3.3)

ARTÍCULO 4.12.5.4.4.2. INVERSIONES TIPO III. El OR debe presentar los proyectos en reposición de activos dentro del plan de inversión de acuerdo con los siguientes lineamientos:

a. Los proyectos deben estar orientados a la reposición eficiente de activos con el objetivo de asegurar la calidad, confiabilidad y seguridad en la prestación del servicio.

b. En el plan se deben identificar los activos de los niveles de tensión 4, 3 y 2 que por su estado, nivel de riesgo y antigüedad requieren ser reemplazados durante el periodo tarifario.

c. El OR debe clasificar los activos de las subestaciones en activos que requieran ser reemplazados en un periodo menor a dos años, entre dos y cuatro años y más de cuatro años.

d. En el caso de los activos de líneas el OR debe clasificar los circuitos que requieren reposición en conductores, apoyos o elementos en un periodo menor a dos años, entre dos y cuatro años y más de cuatro años.

e. En el caso de elementos de control y comunicaciones del sistema el OR debe presentar un plan de reposición de acuerdo con el estado tecnológico de sus equipos.

f. Las empresas deben priorizar los proyectos de reposición de activos considerando la antigüedad de los activos, la carga asociada al activo o conjunto de activos, la vulnerabilidad del sistema ante fallas de los activos, los ahorros en costos de operación y mantenimiento, entre otros.

g. En el caso de activos de nivel de tensión 1, los proyectos de reposición de redes y transformadores de distribución debe incorporar criterios ambientales, técnicos, de antigüedad, de reducción de costos, entre otros.

h. El OR debe realizar un análisis de riesgos para los activos agrupados en las categorías definidas en el capítulo 14. Adicionalmente, el OR debe establecer el perfil de antigüedad de los activos en las mismas categorías.

i. Como resultado de este análisis de priorización se deben obtener los proyectos con mayor impacto y beneficio para la prestación del servicio de acuerdo con los objetivos definidos por el OR en calidad del servicio, pérdidas, operación, etc.

j. Los proyectos de inversión para el SDL deben ser consistentes con los proyectos identificados y aprobados para el STR y la infraestructura en operación en el sistema.

k. El OR debe considerar la probabilidad de atrasos en la ejecución de los proyectos por factores externos.

l. Se deben presentar análisis de beneficios asociados con la reposición, los beneficios pueden estar asociados con mejoras en la operación, mayor confiabilidad, disminución de interrupciones, reducción de riesgos de falla, etc. Los beneficios pueden obtenerse de la aplicación de análisis de riesgos.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 6 Num. 6.3.3.1)

ARTÍCULO 4.12.5.4.4.3. INVERSIONES TIPO IV. El OR debe presentar dentro del plan de inversión los proyectos para el mejoramiento en la calidad y confiablidad del servicio, reducción y mantenimiento de pérdidas, renovación tecnológica de los activos de uso del sistema y otras áreas que identifique de acuerdo con los siguientes criterios y lineamientos:

a. Los proyectos de inversión deben estar orientados al mejoramiento en la calidad del servicio a partir de inversiones eficientes en activos que permitan asegurar la continuidad y confiabilidad en la prestación del servicio.

b. Los OR deben incluir las metas anuales de mejoramiento de la calidad y los proyectos de inversión acordes con dichas metas. Las inversiones corresponden a instalación de suplencias, instalación de equipos de telecontrol, sistemas de gestión de la distribución, etc.

c. Los OR que no han entrado en el esquema de calidad definido en la Resolución CREG 097 de 2008 deben incluir dentro de los proyectos de inversión del primer año los activos necesarios para cumplir los requisitos señalados en esta resolución y demás normas aplicables. En todo caso, el OR que no presente el plan con la solicitud de aprobación de cargos deberá ejecutar estas inversiones durante el primer año.

d. Los requisitos adicionales para la aplicación del esquema de calidad del servicio definidos en esta resolución deben incluirse dentro de los proyectos de inversión del primer año. En todo caso, el OR que no presente el plan con la solicitud de aprobación de cargos deberá ejecutar estas inversiones durante el primer año.

e. Los OR podrán presentar proyectos de inversión, requeridos para la reducción de pérdidas de energía, que correspondan a la instalación de activos de uso como redes antifraude, equipos de medida en transformadores de distribución, transformadores de distribución, etc.

f. Los planes deben contener las inversiones identificadas para la reducción de pérdidas acorde con las metas establecidas. Estas inversiones no se deben incluir en el cálculo de la variable CPROG.

g. Los proyectos de inversión para el SDL deben ser consistentes con los proyectos identificados y aprobados para el STR y la infraestructura en operación en el sistema.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 6 Num. 6.3.3.2)

ARTÍCULO 4.12.5.4.4.4. VALORACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES. El valor total del plan de inversión para cada año solicitado por el OR se calcula de la siguiente forma:

INVPj,t:	Valor total del plan de inversión solicitado por el OR j para el año t.
INVT_j,n,TI,l,t:	Valor de la inversión del plan del OR j en el nivel de tensión n, en el tipo de inversión TI, en la categoría de activos l para el año t
Nj:	Numero de niveles de tensión del OR j.
L:	Cantidad de categorías de activos.

El valor de la variable INVTj,n,TI,l,t se calcula de la siguiente forma:

INVT_j,n,TI,l,t:	Valor de la inversión del plan del OR j en el nivel de tensión n, en el tipo de inversión TI, en la categoría de activos l para el año t. Corresponde al valor de los activos valorados con las UC definidas en el capítulo 14.
UCI_j,n,TI,l,t:	UC incluidas en el plan de inversiones solicitado por el OR j en el nivel de tensión n, en el tipo de inversión TI, en la categoría de activos l para el año t. No se incluyen las UC que fueron trasladadas y siguen en operación.
CR_i:	Valor de la UC i, definidas en el capítulo 14
PU_i:	Fracción del costo de la UC i que es reconocida mediante cargos por uso.
FU_i:	Fracción del costo de la UC i que es reconocida por reposiciones parciales de la UC. Este valor se calcula como el peso relativo del valor reconocido del elemento o los elementos reemplazados respecto al valor total de la UC definido en el capítulo 14. La Comisión publicará en circular aparte el peso relativo de cada componente de las UC.
RPP_i:	Fracción del costo de la UC i que es remunerada vía cargos por uso que no se debe incluir en el cálculo de la tarifa.
TI:	Tipo de inversión, como se define en este capítulo, toma los valores de 1, 2, 3 y 4.
SNUC_Ij,TI,l,t:	UC incluidas en el plan de inversiones solicitado por el OR j sin nivel de tensión, en el tipo de inversión TI, en la categoría de activos l para el año t. No se incluyen las UC que fueron trasladadas y siguen en operación.
Psn_j:	Variable de asignación de las UC sin nivel de tensión. Para OR con cuatro niveles de tensión es igual a 1/3, para OR con tres niveles de tensión es igual a 1/2 y para OR con dos niveles de tensión es igual a 1.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 6 Num. 6.3.3.3)

ARTÍCULO 4.12.5.4.4.5. SISTEMA DE GESTIÓN DE ACTIVOS. El OR debe incluir en el plan de inversión los activos necesarios para la implementación y certificación de un sistema de gestión de activos acorde con la Norma ISO 55001 en un plazo de cinco años contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución.

En la implementación del sistema de gestión de activos, durante el primer año, el OR debe realizar un diagnóstico de las brechas frente al cumplimiento de la norma y el plan de trabajo para los próximos 4 años para obtener la certificación.

Anualmente, el OR debe informar el avance en el cierre de brechas y cuáles son las inversiones que se identificaron y se han realizado en la implementación del sistema. La CREG definirá mediante circular el contenido mínimo de los informes anuales.

Dentro de la implementación del sistema de gestión de activos se deberá tener en cuenta que debe facilitarse el acceso de los organismos de control a la información de los activos del sistema de distribución.

La certificación del sistema de gestión de activos deberá ser otorgada por una entidad acreditada por el ONAC o por un organismo con el que el ONAC tenga un acuerdo de reconocimiento mutuo.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 6 Num. 6.3.3.4) (Fuente: R CREG 036/19, art. 37)

Proyectos de inversión en el STR

ARTÍCULO 4.12.5.4.5.1. PROYECTOS DE INVERSIÓN EN EL STR. Los proyectos de inversión en el STR Tipos I y II que se incluyan en el plan de inversión del OR deben tener la aprobación por parte de la UPME, para lo cual el OR debe acreditar con su solicitud lo siguiente:

a. Presentación a la UPME del proyecto con las alternativas estudiadas y sus respectivas evaluaciones económicas.

b. Aprobación de los proyectos del STR por la UPME, de acuerdo con los criterios de expansión del Sistema Interconectado Nacional adoptados por el Ministerio de Minas y Energía.

La UPME podrá establecer un procedimiento diferencial para los proyectos de inversión que sometan los OR a su aprobación considerando el valor de las inversiones y su impacto en la operación segura, confiable y con calidad en el SIN.

Los OR deberán suministrar toda la información que la UPME requiera, en las condiciones que esta señale, para realizar las actividades que se indican en este numeral.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 6 Num. 6.3.4)

Aprobación de los planes de inversión

ARTÍCULO 4.12.5.5.1. APROBACIÓN DE LOS PLANES DE INVERSIÓN. Para la aprobación y remuneración de los planes de inversión se realizarán como mínimo los siguientes pasos:

a. Revisión de la información suministrada por los OR en los formatos establecidos por la Comisión.

b. Revisión del valor de las inversiones del plan para los niveles 1, 2 y 3 y su comparación con el valor máximo permitido. El valor de la variable VPIEj,t, calculada como aparece en el numeral 6.4.1 no puede ser superior al ocho por ciento (8%) del costo de reposición de referencia CRRj, calculado según lo establecido en el numeral 6.4.2.

c. De manera excepcional, cuando en aplicación de los criterios y lineamientos establecidos en los numerales 6.1 y 6.3 el OR identifique la necesidad de proyectos de inversión que conducen a superar el límite establecido en el literal anterior, el OR podrá solicitar a la Comisión su aprobación. Para lo anterior, el OR debe suministrar todos los análisis técnicos, económicos y financieros que justifican la necesidad de los proyectos incluidos en el plan.

d. El OR deberá realizar una presentación a la Comisión del plan de inversiones y la justificación y razonabilidad del mismo, en caso que esta lo considere necesario.

e. La Comisión podrá contratar firmas especializadas para dar concepto sobre la razonabilidad de los planes de inversión presentados y las inversiones que incluyen.

f. Los demás necesarios para dar cumplimiento a lo establecido en esta resolución.

El plan de inversión debe ser ajustado por el OR cuando no se suministre toda la información necesaria para demostrar el cumplimiento de los requisitos definidos por la Comisión o se supere el límite del ocho por ciento (8 %) del costo de reposición de referencia.

En caso que el plan de inversiones no sea aprobado, la Comisión solicitará al OR la revisión del mismo y durante el primer año la variable BRAENj,n,t se calculará de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.2.2. Cumplido el plazo de un año, la variable BRAENj,n,t será igual a cero.

En caso que el OR no presente su plan de inversión ajustado en los plazos señalados se considera que hay un incumplimiento a la regulación y una posible afectación de la calidad, seguridad y confiabilidad del STN, STR o SDL. La Comisión procederá a informar a la SSPD para lo de su competencia.

Los proyectos de inversión para la expansión de cobertura en las zonas interconectables del área de influencia del OR serán aprobados de acuerdo con las reglas del capítulo 13 y no hacen parte del valor del plan de inversión para evaluación.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 6 Num. 6.4)

ARTÍCULO 4.12.5.5.2. VALOR DEL PLAN DE INVERSIÓN PARA EVALUACIÓN. El valor del plan de inversión solicitado por el OR para evaluación del límite establecido en el literal b del numeral 6.4 se calcula de la siguiente forma:

Donde:

VPIE_j,n,t:	Valor del plan de inversión para evaluación del OR j en el nivel de tensión n, para el año t.
INVP_j,n,t:	Valor de las inversiones del plan solicitado por el OR j en el nivel de tensión n, para el año t.

La variable INVP_j,n,t se calcula de la siguiente forma:

INVP_j,n,t:	Valor de las inversiones del plan solicitado por el OR j en el nivel de tensión n, para el año t.
INVT_j,n,TI,l,t:	Valor de la inversión del plan del OR j en el nivel de tensión n, en el tipo de inversión TI, en la categoría de activos l para el año t.
l:	Categoría de activos, l toma los valores de 11 o 12 para el nivel de tensión 1.
L_n:	Cantidad de categorías de activos en el nivel de tensión n. L1 toma el valor de 12.

El valor de la variable INVTj,n,TI,l,t se calcula como aparece en el numeral 6.3.3.3.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 6 Num. 6.4.1)

ARTÍCULO 4.12.5.5.3. COSTO DE REPOSICIÓN DE REFERENCIA. El costo de reposición de referencia CRR_j se determina de la siguiente forma:

La variable Crr_j,n se calcula de la siguiente forma:

Donde:

CRR_j:	Costo de reposición de referencia del OR j al inicio del periodo tarifario.
Crr_j,n:	Costo de reposición de referencia del OR j en el nivel de tensión n al inicio del periodo tarifario.
CRII_j,n,l:	Valor implícito de los activos del OR j en el nivel de tensión n, para la categoría de activos l, calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.1.
CRIN_j,n,l:	Costo de reposición de la inversión del OR j en el nivel de tensión n para la categoría de activos l, asociado con los activos que fueron puestos en operación en el periodo 2008 a la fecha de corte, calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.4.
l:	Categoría de activos, l toma los valores de 11 o 12 para el nivel de tensión 1.
L_n:	Cantidad de categorías de activos en el nivel de tensión n. L1 toma el valor de 12.
N_j:	Numero de niveles de tensión del OR j.
IPP₀:	Índice de precios del productor de la fecha de corte.
IPP_base:	Índice de precios del productor correspondiente a diciembre de 2007.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 6 Num. 6.4.2)

Seguimiento de los planes de inversión

ARTÍCULO 4.12.5.6.1. SEGUIMIENTO DE LOS PLANES DE INVERSIÓN. El seguimiento de la ejecución del plan de inversión se realizará considerando como mínimo los siguientes lineamientos:

a. Anualmente el OR deberá presentar un informe sobre la ejecución del plan de inversión en el cual se presente el avance de cada uno de los proyectos y los ajustes realizados. El formato y contenido mínimo del informe serán definidos por la Comisión en circular aparte.

b. Los ajustes a los proyectos incluidos en el plan de inversión aprobado deben responder a la planeación de corto plazo adelantada por la empresa de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 070 de 1998 o aquella que la modifique, complemento o sustituya.

c. El informe debe ser enviado a la Comisión y a la SSPD, antes del último día hábil del mes de marzo de cada año. El informe también debe ser publicado en la página web del OR.

d. De igual forma, anualmente se verificarán los indicadores de ejecución de los planes de inversión con base en la información presentada por los OR al SUI y a la CREG.

e. Anualmente los OR deberán contratar la realización de una verificación de la ejecución del plan de inversión. Las verificaciones emplearan los reportes anuales, visitas a campo, muestreos y demás estrategias que permitan corroborar la ejecución de los proyectos reportados e incluidos en el plan de inversión.

f. Las firmas serán seleccionadas de una lista que la Comisión establezca para tal fin y contratadas por el OR empleando un mecanismo de libre concurrencia. Las reglas para la realización de la verificación serán establecidas en resolución posterior.

g. El costo de las verificaciones se reconocerá en los gastos de administración, operación y mantenimiento de los OR.

h. Cuando de las verificaciones se concluya que los proyectos de inversión no se han ejecutado de acuerdo con lo reportado, los ingresos y cargos se ajustarán independientemente de las acciones que adelante la SSPD dentro de sus competencias.

i. La Comisión podrá solicitar la realización de verificaciones extraordinarias o contratar las que considere necesarias.

El OR debe presentar el valor de las inversiones puestas en operación clasificado en los tipos de activos de la siguiente manera:

El valor de la variable INVTRj,n,TI,l,t se calcula de la siguiente forma:

INVTR_j,n,TI,l,t:	Valor de la inversión puesta en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n, en el tipo de inversión TI, en la categoría de activos l para el año t. Corresponde al valor de los activos valorados con las UC definidas en el capítulo 14.
UCO_j,n,TI,l,t:	UC puestas en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n, en el tipo de inversión TI, en la categoría de activos l para el año t.
CR_i:	Valor de la UC i, definido en el capítulo 14.
PU_i:	Fracción del costo de la UC i que es reconocida mediante cargos por uso.
FU_i	Fracción del costo de la UC i que es reconocida debido a reposiciones parciales de la UC. Este valor se calcula como el peso relativo del valor reconocido del elemento intervenido respecto al valor total de la UC definidas en el capítulo 14.
RPP_i:	Fracción del costo de la UC i que es remunerada vía cargos por uso que no se debe incluir en el cálculo de la tarifa.
TI:	Tipo de inversión, como se define en este capítulo, toma los valores de 1, 2, 3 y 4.
SNUCO_j,TI,l,t:	UC incluidas en el plan de inversiones solicitado por el OR j sin nivel de tensión, en el tipo de inversión TI, en la categoría de activos l para el año t. No se incluyen las UC que fueron trasladadas y siguen en operación.
Psn_j:	Variable de asignación de las UC sin nivel de tensión. Para OR con cuatro niveles de tensión es igual a 1/3, para OR con tres niveles de tensión es igual a 1/2 y para OR con dos niveles de tensión es igual a 1.

La suma de la variable INVTRj,n,TI,l,t para todas las categorías de activos y tipos de inversión en el nivel de tensión n del OR j deberá coincidir con el valor de la variable INVRj,n,t.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 6 Num. 6.5)

Ajuste de los planes de inversión

ARTÍCULO 4.12.5.7.1. AJUSTE DE LOS PLANES DE INVERSIÓN. Los OR pueden solicitar la revisión de los planes de inversión cada dos años contados a partir del 1 de enero del primer año del plan de inversiones. Sin embargo, un OR podrá solicitar una primera revisión durante el primer año del plan de inversiones.

Los lineamientos para la realización de los ajustes al plan de inversión son los siguientes:

a) La solicitud de ajuste del plan deberá realizarse a más tardar en el mes de agosto del año previo al que se va a ajustar y deberá aplicar los criterios y lineamientos establecidos en el numeral 6.1 y contener lo solicitado en el numeral 6.3. Para la solicitud durante el primer año del plan, el plazo es hasta diciembre de ese año;

b) Hasta que se apruebe el ajuste del plan deberán aplicarse los valores aprobados en la última resolución;

c) La empresa podrá solicitar el ajuste del plan de inversión siempre y cuando la modificación no conduzca a superar, en cada año, el ocho por ciento (8%) del costo de reposición de referencia. Salvo lo definido en el literal c del numeral 6.4;

d) Para la revisión de la solicitud de modificación del plan de inversiones la Comisión seguirá los pasos establecidos en el numeral 6.4.;

e) En caso de que la demanda de energía del mercado de comercialización, no crezca o se reduzca en 3 trimestres consecutivos, el OR deberá enviar a la Comisión una evaluación de la viabilidad de la ejecución del plan de inversiones en proyectos tipo I y II;

f) Las revisiones de los planes de inversión deberán incluir un horizonte mínimo de cinco años;

g) En agosto del año cuatro los OR deberán presentar una solicitud de revisión del plan de inversiones. Si el periodo tarifario dura más de cinco años y el OR no ha entregado el plan de inversiones posterior al año cinco, para ese año y los siguientes las inversiones proyectadas se calcularán de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.2.2. Sin embargo, los ingresos que se aprueben con base en lo establecido en este literal solo se aplicarán mientras esté en vigencia la presente resolución.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 6 Num. 6.6) (Fuente: R CREG 036/19, art. 38)

Publicidad y difusión de los planes de inversión

ARTÍCULO 4.12.5.8.1. PUBLICIDAD Y DIFUSIÓN DE LOS PLANES DE INVERSIÓN. El OR debe adelantar una estrategia de comunicación para difundir entre los usuarios de su mercado de comercialización el plan de inversión, las metas de expansión, reposición, calidad y reducción y mantenimiento de pérdidas. La estrategia como mínimo deberá incluir:

a. Elaboración de un informe anual, en lenguaje sencillo, con las metas, inversiones e indicadores de ejecución del plan de inversión para los usuarios del mercado de comercialización. El informe deberá ser publicado en la página web del OR antes del último día hábil del mes de marzo de cada año.

b. Desarrollo y mantenimiento de un sitio web con la información asociada a la ejecución del plan de inversión.

c. Publicación anual en un diario de amplia circulación en el mercado de comercialización de un resumen con las metas propuestas y el avance en la ejecución de los proyectos de inversión.

La Comisión, en circular aparte, establecerá el contenido mínimo del informe anual a los usuarios, así como la información que debe ser publicada en el sitio web y la publicación en el diario.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 6 Num. 6.7)

Pérdidas eficientes

Introducción

ARTÍCULO 4.12.6.1.1. CAPITULO 7. PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA. En este capítulo se definen los métodos para la determinación de los índices de pérdidas por nivel de tensión, los índices de pérdidas de referencia de cada nivel de tensión al STN y la metodología para la implementación de los planes de gestión de pérdidas.

Los índices de pérdidas serán calculados y publicados por el LAC dentro de los primeros quince días de febrero y aplicados a partir de marzo de cada año con base en las resoluciones particulares y la información de ejecución de inversiones entregada anualmente por los OR.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7)

Pérdidas reconocidas por nivel de tensión

Introducción

ARTÍCULO 4.12.6.2.1.1. PÉRDIDAS RECONOCIDAS POR NIVEL DE TENSIÓN. Las pérdidas reconocidas por nivel de tensión para cada OR j se establecen a partir de aspectos técnicos en los niveles de tensión 4, 3, 2 y 1 y la distribución de pérdidas adicionales; considerando hasta el nivel de pérdidas reales en el nivel de tensión 1, sujeto al nivel de inversión del OR.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.1)

Pérdidas eficientes

ARTÍCULO 4.12.6.2.2.1. DE TENSIÓN 4, Pej,4,m,t. El índice de pérdidas del nivel de tensión 4 se calculará por mercado de comercialización incluyendo los activos construidos mediante procesos de convocatoria en ese mercado.

Los índices de pérdidas serán calculados mensualmente por el LAC con base en el balance energético, a partir de la diferencia entre las sumatorias de las energías importadas y exportadas en el STR, en MWh, respecto de la sumatoria de las energías importadas.

Los índices aplicables en el mes m se calcularán mensualmente con base en la información del mes m-3 y deberán estar publicados el día 14 del mes m-1. El OR podrá exponer sus comentarios durante los tres (3) días hábiles siguientes al de la fecha de publicación para que el LAC, de considerarlo pertinente, efectúe nuevamente los cálculos y publique, el 27 de cada mes, los valores a aplicar en el mes siguiente.

El primer cálculo utilizando el balance energético se realizará doce (12) meses después de la fecha de finalización de la primera verificación quinquenal de las fronteras de que trata el artículo 39 de la Resolución CREG 038 de 2014, o aquella que la modifique o sustituya.

Mientras se inicia el cálculo de pérdidas con base en balances, los índices de pérdidas de nivel de tensión 4 se calcularán, anualmente, para cada mercado de comercialización, mediante flujos de carga horarios con base en la información del año anterior al de cálculo, como se señala a continuación.

Las pérdidas de energía del nivel de tensión 4 del año t mediante flujos de carga horarios se calculan con la información real disponible del año t-1 del modelo eléctrico del redespacho, el programa de redespacho del período y fecha seleccionados teniendo en cuenta los pronósticos oficiales, así como la topología de la red considerada en el mismo; el CND debe efectuar el siguiente procedimiento:

a) Identificar cuatro días para cada uno de los meses del año t-1: el día hábil de mayor demanda a nivel nacional, el día hábil de menor demanda a nivel nacional, el primer sábado del mes y el primer domingo del mes.

Calcular, para cada una de las horas de los cuatro días de cada mes identificados en el paso anterior, las pérdidas de los sistemas de nivel de tensión 4 para cada mercado de comercialización.

Las pérdidas deben calcularse en porcentaje respecto de la energía de entrada mediante flujos de carga horarios, teniendo en cuenta la información técnica de líneas de transmisión de los STR y transformadores de conexión al STN disponible en el documento de parámetros técnicos del SIN. En caso de que no existan datos técnicos de un elemento determinado, se deberán asumir valores de catálogo, normas técnicas o la mejor información disponible;

b) Entregar los datos obtenidos al LAC hasta el 31 de enero de cada año.

Posteriormente al recibo de los datos, el LAC deberá calcular los índices de pérdidas del nivel de tensión 4 de la siguiente manera:

c) Se obtendrá el promedio simple de los dos días hábiles de cada mes. Posteriormente se debe ponderar dicho valor con la cantidad de días hábiles del mes que corresponda. Se ponderará el valor obtenido para el día sábado de un mes determinado con la cantidad de sábados de dicho mes y el valor obtenido para el día domingo con la cantidad de domingos y festivos del mes. Se deben sumar los tres valores obtenidos y dividirlos entre el número de días del mes para encontrar el índice de cada mes;

d) El valor de pérdidas, en porcentaje, a publicar será el promedio simple de los datos de los doce meses del año para cada sistema;

e) Publicar los valores obtenidos para cada sistema antes del quince de febrero del año t;

f) Los OR tendrán hasta el 28 de febrero de cada año para informar al LAC sus observaciones y comentarios con base en los cuales, de considerarlo pertinente, el LAC efectuará nuevamente los cálculos y publicará antes del 20 de marzo del mismo año, los índices a aplicar, conjuntamente con la explicación de las diferencias entre los primeros índices y los nuevos en el caso que se presenten modificaciones al cálculo inicial.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.1.1.1) (Fuente: R CREG 036/19, art. 39)

ARTÍCULO 4.12.6.2.2.2. NIVELES DE TENSIÓN 3 Y 2, PEJ,3 Y PEJ,2. Los índices de pérdidas de niveles 3 y 2 se calculan de la siguiente manera:

a. Para cada nivel de tensión se calcula la media y la desviación estándar de los índices de pérdidas aprobados a todos los OR, vigentes al momento de expedición de esta resolución.

b. Según los resultados del numeral anterior, los OR se dividen en dos grupos, así: el primer grupo estará compuesto por aquellos OR cuyos índices de pérdidas de nivel 2 y 3 sean iguales o inferiores a la suma de la media más la desviación estándar de los datos de cada nivel y, el segundo grupo estará compuesto por aquellos OR que registran al menos un índice con valor superior a la media más la desviación estándar de los datos de un nivel de tensión determinado.

c. Los índices de los OR del primer grupo no deben presentar estudio de pérdidas y continuarán con los índices vigentes. En caso de que alguno de estos OR considere la posibilidad de presentar estudio de pérdidas técnicas, este debe cumplir con los criterios señalados en el literal d de este numeral,

d. Los índices de los OR del segundo grupo que se encuentren por encima de la media más la desviación estándar del respectivo nivel serán revisados, para lo cual cada OR deberá presentar un estudio de pérdidas técnicas en el nivel de tensión correspondiente que cumpla con los siguientes criterios:

i. Desarrollar el estudio con base en el análisis técnico y flujos de carga de sus sistemas de niveles de tensión 2 o 3,

ii. Utilizar la información topológica real de todo su sistema a la fecha de corte, presentando las variables solicitadas en la Circular CREG 015 de 2007, con un modelo de impedancia constante.

iii. En ningún punto del sistema se pueden presentar factores de potencia inferiores a 0,9.

iv. En ningún punto del sistema se pueden presentar valores de voltaje inferiores a los establecidos en las normas vigentes.

e. Se asignará el valor resultante de restar una desviación estándar a la media aritmética calculadas en el literal a de este numeral en los siguientes casos:

i. Cuando un OR presente un estudio que no cuente con la totalidad de los requisitos dispuestos en el literal d.

ii. Cuando un OR presente un estudio con inconsistencias en la información.

iii. Cuando un OR del segundo grupo no presente estudio de pérdidas conjuntamente con su solicitud de cargos.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.1.1.2)

ARTÍCULO 4.12.6.2.2.3. NIVEL DE TENSIÓN 1, Pej,1. El índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 1 se calcula con base en la siguiente expresión:

Donde:

PT_j,1:	Índice de pérdidas técnicas del OR j del nivel de tensión 1 según la tabla 6.2 del documento "Cálculo de pérdidas técnicas en el nivel de tensión 1" de la Circular CREG 052 de 2010.
PNT_j,1:	Índice de pérdidas no técnicas de referencia del nivel de tensión 1, en porcentaje, calculado según la siguiente expresión:

Donde:

LR_j:	km de líneas rurales de nivel de tensión 2 a la fecha de corte.
Eae_j:	Energía entregada a usuarios en áreas especiales reportada al SUI durante el año anterior al de la fecha de corte por el OR j.
Eae_máx:	Máximo valor de energía entregada a usuarios en áreas especiales. Corresponde a la información reportada al SUI durante el año anterior al de la fecha de corte por un mismo agente entre todos los que reportaron este tipo de información.

Los OR que no cuenten con el índice de pérdidas técnicas calculadas en la Circular CREG 052 de 2010 o aquellos que quieran presentar nuevamente su estudio deben calcular las pérdidas de energía modelando la red en este nivel de tensión de la siguiente manera:

a. Se debe utilizar la información real de los transformadores y redes a través de los cuales se haya distribuido, como mínimo, el 80% de la energía vendida en el mercado de comercialización en dicho nivel durante el año anterior al de presentación del estudio.

b. Para las áreas urbanas se deben modelar como mínimo el 90% de los transformadores existentes.

c. Se debe considerar un modelo de impedancia constante, en ningún punto del sistema se pueden presentar factores de potencia inferiores a 0,9 y los valores de voltaje no pueden ser inferiores a los establecidos en las normas vigentes.

d. La energía circulante en un año por las redes del nivel de tensión 1 no debe superar la energía de entrada a dicho nivel de tensión declarada por el OR.

El OR debe presentar a la CREG la totalidad de la información base de cálculo y en caso de no presentar información al respecto o que se encuentren inconsistencias, se le asignará a dicho OR un valor inferior en 0,5 puntos porcentuales al menor índice de pérdidas técnicas de la tabla 6.2 del documento "Cálculo de pérdidas técnicas en el nivel de tensión 1" de la Circular CREG 052 de 2010.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.1.1.3)

Pérdidas reconocidas para OR que no aplican para optar a plan de reducción

ARTÍCULO 4.12.6.2.3.1. PÉRDIDAS RECONOCIDAS PARA OR QUE NO APLICAN PARA OPTAR A PLAN DE REDUCCIÓN. En este grupo se clasifican dos tipos de OR: i) los que tengan resolución particular de aprobación del índice de pérdidas del nivel de tensión 1 conforme a lo establecido en el artículo 5o de la Resolución CREG 172 de 2011 y ii) los OR que a la fecha de corte registren un índice de pérdidas de nivel de tensión 1 igual o inferior al reconocido.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.1.2)

ARTÍCULO 4.12.6.2.3.2. NIVELES DE TENSIÓN 4, 3 Y 2. Las pérdidas reconocidas de los niveles de tensión 4, 3 y 2 serán iguales a las resultantes de las siguientes expresiones:

Donde:

P_j,4,m,t:	Índice de pérdidas reconocidas para el OR j en el nivel de tensión 4, en el mes m del año t.
Pe_j,4,m,t:	Índice de pérdidas eficientes para el OR j en el nivel de tensión 4, en el mes m del año t, según lo establecido en el numeral 7.1.1.1
P_j,n,t:	Índice de pérdidas reconocidas para el OR j en el nivel de tensión n, (con n=3 o 2) en el año t.
Pe_j,n:	Índice de pérdidas eficientes para el OR j en el nivel de tensión n, (con n=3 o 2), según lo establecido en el numeral 7.1.1.2.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.1.2.1)

ARTÍCULO 4.12.6.2.3.3. NIVEL DE TENSIÓN 1. Para los OR que cuenten con resolución particular de aprobación del índice de pérdidas del nivel de tensión 1 conforme a lo establecido en el artículo 5o de la Resolución CREG 172 de 2011, se continuará aplicando el factor allí aprobado.

Para el OR que a la fecha de corte registre un índice de pérdidas real de nivel de tensión 1 igual o inferior al reconocido, el valor de la variable Pj,1,t será igual al Pej,1 calculado según lo establecido en el numeral 7.1.1.3.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.1.2.2)

Pérdidas reconocidas para OR que pueden optar a presentar plan de reducción de pérdidas

ARTÍCULO 4.12.6.2.4.1. PÉRDIDAS RECONOCIDAS PARA OR QUE PUEDEN OPTAR A PRESENTAR PLAN DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS. En este grupo se incluyen los OR que a la fecha de corte registren un índice de pérdidas de nivel de tensión 1 superior al reconocido.

Para estos OR se aplicarán los factores calculados por el LAC con base en la siguiente expresión:

P_j,n,m,t:	Índice de pérdidas reconocidas del nivel de tensión n del OR j a aplicar en el mes m del año t.
Pe_j,n,m,t:	Índice de pérdidas eficientes para el OR j en el nivel de tensión n según lo establecido en el numeral 7.1.1.
Pad_j,n,t:	Índice de pérdidas adicionales reconocidas para el OR j en el nivel de tensión n para el año t según lo establecido en el numeral 7.1.3.1

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.1.3)

ARTÍCULO 4.12.6.2.4.2. PÉRDIDAS ADICIONALES. A partir de la participación de la energía de cada nivel de tensión en el total de la energía de entrada al sistema del OR j, anualmente el LAC debe calcular los factores de pérdidas adicionales para cada uno de ellos, según las siguientes expresiones:

Donde:

Pad_j,n,t:	Fracción de pérdidas de energía adicional, en porcentaje, asignable al nivel de tensión n del OR j en el año t.
Epa_j,n,t:	Energía de pérdidas adicionales asignada al nivel de tensión n del OR j en el año
Ee_j,n,m:	Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión n durante el mes m, expresada en kWh calculada según el numeral 7.3.7.1.
Part_j,n:	Participación de la energía de entrada al nivel de tensión n del OR j respecto del total de energía de entrada al sistema.
Epad_j,t:	Energía de pérdidas adicionales del OR j en el año t expresadas en kWh según el numeral 7.1.4.4.
EsVFC_j,n,m:	Ventas de energía en las fronteras comerciales del nivel de tensión n, del mercado de comercialización servido por el OR j, para el mes m de la fecha de corte. Corresponde a la suma de las medidas en las fronteras comerciales registradas en el SIC para el mercado de comercialización servido por el OR j, sin referir al STN, para la venta de energía a usuarios no regulados de todos los comercializadores del mercado y de las de usuarios regulados de los comercializadores distintos al incumbente. Incluye la energía entregada a los auxiliares de las subestaciones
EsVSFC_j,n,m:	Ventas de energía en el sistema del OR j, en el nivel de tensión n, durante el mes m de la fecha de corte. Corresponde a las ventas de energía eléctrica, en kWh, de usuarios regulados del comercializador incumbente, que es facturado y reportado al SUI. Este valor incluye la energía entregada a los auxiliares de las subestaciones.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.1.3.1)

Cálculo de índices de pérdidas

Introducción

ARTÍCULO 4.12.6.2.5.1.1. CÁLCULO DE ÍNDICES DE PÉRDIDAS. El ASIC debe aplicar la metodología para el cálculo de las pérdidas totales de energía y las pérdidas de energía en el nivel de tensión 1 definidas en este numeral.

Para determinar las pérdidas de energía se deberá emplear la información de las fronteras comerciales registradas en el ASIC y la reportada al SUI.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.1.4)

Pérdidas totales de energía

ARTÍCULO 4.12.6.2.5.2.1. PÉRDIDAS TOTALES DE ENERGÍA. Las pérdidas totales de energía en el mercado de comercialización servido por el OR j para el año t son:

El índice de pérdidas totales de energía en el mercado de comercialización servido por el OR j para el año t es:

Donde:

PT_j,t:	Pérdidas totales de energía en el mercado de comercialización servido por el OR j, para el año t, expresadas en kWh.
IPT_j,t:	Índice de pérdidas totales de energía en el mercado de comercialización servido por el OR j, para el año t. Al inicio del plan, t igual a cero, t = 0, corresponde al año que finaliza en la fecha de corte.
Ee_j,n,m:	Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión n durante el mes m, expresada en kWh, calculada como se establece en el numeral 7.3.7.1.
Es_j,n,m:	Energía de salida del sistema del OR j en el nivel de tensión n durante el mes m, expresada en kWh, calculada como se establece en el numeral 7.3.7.2.
FeNS_j,n,m:	Flujo de energía desde niveles de tensión superiores en el sistema del OR j, al nivel de tensión n, durante el mes m, expresado en kWh, calculado como se establece en el numeral 7.3.7.3.
FsOR_j,n,m:	Flujo de energía de salida desde el sistema del OR j en el nivel de tensión n, a otros STR y/o SDL, durante el mes m, expresado en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas en las fronteras comerciales entre OR, sin referir al STN, registradas en el ASIC
n:	Corresponde al nivel de tensión para el cual se determina la energía. Toma los valores de 1, 2, 3 o 4.

Cuando en un mercado de comercialización la energía vendida a usuarios en el nivel de tensión 4 sea igual o superior al 30 % de las ventas totales en dicho mercado sin incluir las ventas en el STN, las ventas en el nivel de tensión 4 no se incluirán en la energía de salida y de la energía de entrada se debe descontar las ventas de energía del nivel de tensión 4 afectadas por las pérdidas reconocidas.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.1.4.1)

Pérdidas de energía en el nivel de tensión 1

ARTÍCULO 4.12.6.2.5.3.1. PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN EL NIVEL DE TENSIÓN 1. Para determinar las pérdidas de nivel de tensión 1, el ASIC debe realizar el balance de energía para los niveles de tensión superiores.

El índice de pérdidas de energía en nivel de tensión 1 del OR j es:

Donde:

PT_j,1,t:	Índice de pérdidas de energía en nivel de tensión 1 del OR j calculado para el año t. Al inicio del plan, t igual a cero, t = 0, corresponde al año que finaliza en la fecha de corte.
Ee_j,1,m:	Energía de entrada en nivel de tensión 1 del OR j durante el mes m, expresada en kWh, calculada como se establece en el numeral 7.3.7.1.
Es_j,n,m:	Energía de salida del sistema del OR j en el nivel de tensión n, durante el mes m, expresada en kWh, calculada como se establece en el numeral 7.3.7.2

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.1.4.2)

Pérdidas de energía reconocidas en el nivel de tensión 1

ARTÍCULO 4.12.6.2.5.4.1. PÉRDIDAS DE ENERGÍA RECONOCIDAS EN EL NIVEL DE TENSIÓN 1. El factor de pérdidas de energía reconocidas en el nivel de tensión 1, FPIj,t, se establece según el índice de pérdidas en la fecha de corte y en función de la inversión proyectada por el OR en cada año, según el plan de inversiones de que trata el numeral 3.1.1.2., y; con base en la siguiente expresión:

Donde:

FPI_{j, t}:	Factor de pérdidas reconocidas en el nivel de tensión 1 para el OR j en el año t.
Ptr_j,1,t:	Índice de pérdidas de energía de transición del OR j en el nivel de tensión 1 para el año t, determinado en función del porcentaje de inversión y el índice de pérdidas del nivel de tensión 1 a la fecha de corte, según lo establecido en el numeral 7.1.4.3.1.
t:	Año de aplicación de los cargos con base en esta resolución. Su máximo valor será diez (10)
Pe_j,1:	Índice de pérdidas eficientes del OR j en el nivel de tensión 1 según lo establecido en el numeral 7.1.1.3.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.1.4.3)

ARTÍCULO 4.12.6.2.5.4.2. VALOR DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE TRANSICIÓN, PTRj,1,t. Este OR deberá aplicar el factor Ptr_j,1,t dependiendo del nivel de inversión X_r,t y de pérdidas iniciales PT_1,j,0 que correspondan, según la siguiente tabla:

Tabla 7. Variable Ptr_j,1,t según inversión y pérdidas iniciales

% de Inversión	PT_j,1,0 = 23%	23%>PT_j,1,0 = 19,1%	19,1%>PT_j,1,0 = 15,2%	15,2%>PT_j,1,0 = 11,3%
X_r,t = 7%	PT_j,1,0	PT_j,1,0	PT_j,1,0	PT_j,1,0
7% > X_r,t = 6%	19,1%	PT_j,1,0	PT_j,1,0	PT_j,1,0
6% > X_r,t = 5%	15,2%	15,2%	PT_j,1,0	PT_j,1,0
5% > X_r,t = 4%	11,3%	11,3%	11,3%	PT_j,1,0
4% > X_r,t	Pe_j,1	Pe_j,1	Pe_j,1	Pe_j,1

La variable Xr,t se calcula según lo establecido en el numeral 7.1.4.3.2.

En el caso que el OR presente un nivel de pérdidas PTj,1,0 inferior a 11,3% deberá aplicar las pérdidas eficientes Pej,1 con cualquier nivel de inversión.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.1.4.3.1)

ARTÍCULO 4.12.6.2.5.4.3. PORCENTAJE DE INVERSIÓN PROYECTADA O EJECUTADA ANUAL, (Xr, t). El cálculo del porcentaje de inversión, proyectada para el primer año de aplicación de los cargos calculados con base en esta resolución o, a partir del segundo año, ejecutada en el año anterior, se calcula según la siguiente expresión:

Donde:

INVR_j,n,l,t:	Inversiones en activos puestos en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l durante el año t, calculado según el numeral 3.1.1.2.3. Para el año t=1, esta variable se reemplaza por la variable INVAj,n,l,t de que trata los numerales 3.1.1.2.1 y 3.1.1.2.2.
CRR_j:	Costo de reposición de referencia del OR j inicio del periodo tarifario, calculado según el numeral 6.4.2.
L_n:	Cantidad de categorías de activos en el nivel de tensión n.

El valor de la variable Xr,t deberá ser informada al LAC para efectuar el cálculo de los respectivos índices para el siguiente año, cuando tenga la información disponible.

La CREG podrá efectuar auditorías para verificar el cumplimiento del porcentaje de inversiones Xr,t.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.1.4.3.2)

Energía de pérdidas adicionales a las eficientes

ARTÍCULO 4.12.6.2.5.5.1. ENERGÍA DE PÉRDIDAS ADICIONALES A LAS EFICIENTES. La energía de pérdidas adicionales será el resultado de la siguiente expresión:

Donde:

Epad_j,t:	Energía de pérdidas adicionales del OR j en el año t expresadas en kWh.
FPI_{j, t}:	Índice de pérdidas de energía de transición del OR j en nivel de tensión 1 del año t, calculado según lo establecido en el numeral 7.1.4.3
Pe_j,1:	Índice de pérdidas calculado del nivel de tensión 1 del OR j, según lo establecido en el numeral 7.1.1.3.
Ee_j,1,m:	Energía de entrada en nivel de tensión 1 del OR j durante el mes m, expresada en kWh, calculada como se establece en el numeral 7.3.7.1.
Pd_j,t-1:	Índice de pérdidas a devolver. Se aplica únicamente en el segundo año, cuando las inversiones ejecutadas en el primer año son inferiores al valor mínimo del rango de inversión con base en el cual se aprobó la variable Ptrj,1,1. Se calcula restando el FPIj,1 calculado con base en el capex ejecutado en el primer año del FPIj,1 aprobado para el primer año.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.1.4.4)

Determinación de los factores para referir al STN

ARTÍCULO 4.12.6.3.1. DETERMINACIÓN DE LOS FACTORES PARA REFERIR AL STN. Los factores de cada nivel de tensión para referir las medidas de energía al STN, considerando las pérdidas de energía eficientes de los STR o SDL, se determinarán, para cada OR, siguiendo las siguientes expresiones:

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.2)

ARTÍCULO 4.12.6.3.2. NIVEL DE TENSIÓN 4. Este índice se define en el numeral 1.1.1.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.2.1)

ARTÍCULO 4.12.6.3.3. NIVEL DE TENSIÓN 3.

Donde

PR_3,j,t:	Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 3 del OR j al STN en el año t.
P_j,3,t:	Pérdidas a reconocer en el nivel de tensión 3 del OR j en el año t, según lo establecido en los numerales 7.1.2 y 7.1.3.
P_4,R,m,t:	Factor de pérdidas ponderado del nivel de tensión 4, para los OR que hacen parte del STR R, en el mes m del año t, según lo establecido en el numeral 1.1.1.
Fe_j,n-3:	Flujo de energía anual entre el nivel de tensión n, n es STN o 4, y el nivel de tensión 3 del OR j (MWh-año).
P_j,STN-3:	érdidas de transformación para referir las medidas de energía del nivel de tensión 3 al STN e iguales a 0,23 %.
Fe_j,3:	Flujo de energía anual desde otros niveles de tensión al nivel de tensión 3 del OR j (MWh-año). En el caso que no existan flujos de energía a este nivel, la variable tomará el valor de 1.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.2.2)

ARTÍCULO 4.12.6.3.4. NIVEL DE TENSIÓN 2.

Donde:

PR_2,j,t:	Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 2 del OR j al STN en el año t.
P_j,2,t:	Pérdidas a reconocer en el nivel de tensión 2 del OR j en el año t, según lo establecido en los numerales 7.1.2 y 7.1.3.
P_4,R,m,t:	Factor de pérdidas ponderado del nivel de tensión 4, para los OR que hacen parte del STR R, en el mes m del año t, según loe establecido en el numeral 1.1.1.
P_j,3,t:	Pérdidas a reconocer en el nivel de tensión 3 del OR j, en el año t, según lo establecido en los numerales 7.1.2 y 7.1.3.
Fe_j,n-2:	Flujo de energía anual entre el nivel de tensión n, n es STN, 4 o 3, y el nivel de tensión 2 del OR j, MWh-año.
Fe_j,2:	Flujo de energía anual desde otros niveles de tensión al nivel de tensión 2 del OR j (MWh-año).
P_j,n-2:	Pérdidas de transformación para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 2 al STN o al nivel de tensión 4 (n es STN o 4) del mismo OR e iguales a 0,23 %.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.2.3)

ARTÍCULO 4.12.6.3.5. NIVEL DE TENSIÓN 1.

Donde:

PR_1,j,t:	Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 1 del OR j al STN en el año t.
P_j,1,t:	Pérdidas reconocidas en el nivel de tensión 1 del OR j en el año t calculadas según lo establecido en los numerales 7.1.2 y 7.1.3.
PR_3,j,t:	Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 3 del OR j al STN en el año t.
PR_2,j,t:	Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 2 del OR j al STN en el año t.
Fe_j,n-1:	Flujo de energía anual entre el nivel de tensión n, n es 3 o 2, y el nivel de tensión 1 del OR j (MWh-año).
Fe_j,1:	Flujo de energía anual desde otros niveles de tensión al nivel de tensión 1 del OR j (MWh-año).

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.2.4)

ARTÍCULO 4.12.6.3.6. PÉRDIDAS DE TRANSFORMADORES DE CONEXIÓN AL STN. Las pérdidas de transformación para referir las medidas de usuarios que se consideran conectados directamente al STN, independientemente del nivel de tensión de baja tensión del transformador de conexión al STN donde se encuentre su medida, son iguales a 0,23 %.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.2.5)

Gestión de pérdidas

Introducción

ARTÍCULO 4.12.6.4.1.1. GESTIÓN DE PÉRDIDAS. En esta sección se encuentra lo relativo a los planes de reducción y de mantenimiento de pérdidas.

La metodología para la aprobación de los planes de gestión de pérdidas tiene en cuenta los siguientes criterios:

a. La presentación de plan de reducción es opcional.

b. Los costos eficientes del plan están constituidos por las inversiones y por los costos y gastos aprobados al OR para tal fin.

c. La remuneración de los planes de reducción de pérdidas será aplicable únicamente en los mercados de comercialización que presenten pérdidas de energía eléctrica superiores a las pérdidas reconocidas en el nivel de tensión 1 a la fecha de corte.

d. La remuneración de los planes de reducción de pérdidas está sujeta al cumplimiento de las metas aprobadas a cada OR en resolución particular. El incumplimiento de las metas será causal de devolución, a los usuarios del mercado de comercialización respectivo, de los recursos recibidos para inversión mediante el CPROG.

e. La remuneración de los planes de reducción y mantenimiento de pérdidas de energía se efectuará a través de la variable CPROG incluida en el costo unitario de prestación del servicio en el caso de los usuarios regulados y que se debe incorporar como parte de los costos del servicio para los usuarios no regulados.

f. Para efectos de la revisión del plan de gestión de pérdidas, el período de evaluación es anual. En todo caso, el LAC calculará y publicará anualmente los índices de pérdidas, IPT_j,t de que trata el numeral 7.1.4.1.

g. La remuneración de costos de mantenimiento de pérdidas de energía aplica para todos los OR y se remunerará mediante la variable CPROG, no se encuentra sujeta al cumplimiento de ninguna otra condición y se efectuará en la vigencia de la presente metodología, independientemente de la vigencia de los planes de reducción.

h. Cuando se modifiquen los parámetros de medición en las zonas especiales con los cuales fueron calculadas las pérdidas de que trata el numeral 7.1.4.2 inicialmente; se deberá recalcular la senda de reducción de pérdidas de energía, sin que se puedan superar los valores inicialmente aprobados.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3) (Fuente: R CREG 085/18, art. 13)

Requisitos para la presentación del plan de reducción

ARTÍCULO 4.12.6.4.2.1. REQUISITOS PARA LA PRESENTACIÓN DEL PLAN DE REDUCCIÓN. El OR j que atienda un mercado de comercialización que presente pérdidas de energía en el nivel de tensión 1, PT_j,1,t calculadas según lo establecido en el numeral 7.1.4.2 del presente capítulo, a la fecha de corte, superiores a las pérdidas reconocidas en el mismo momento, podrá someter para aprobación de la CREG el plan que debe contener, como mínimo, la siguiente información:

a. Resumen del plan: El cual debe incluir el cálculo de las variables CPORj, IPTj,0, PTj,1,0 y las metas para cada año.

b. Bases de cálculo: El OR deberá entregar la totalidad de la información utilizada para el cálculo de cada una de las variables presentadas, en hojas de cálculo del programa Excel.

c. Balance de energía, de doce meses calendario que finalizan en la fecha de corte, según lo expuesto en los numerales 7.1.4.1 y 7.3.7.1, detallando el código SIC de cada frontera comercial en el mercado de comercialización del OR, señalando el tipo de frontera, el código SIC y el nivel de tensión asociado.

d. Listado de usuarios conectados directamente al STN en el mercado de comercialización del OR, indicando su ubicación y código SIC.

e. Certificación del representante legal, contador y revisor fiscal del OR detallando el código de las cuentas creadas en la contabilidad, que permitan el registro independiente de todas las actividades relacionadas con el plan.

f. Valores de inversión, en $/kWh, para los años t y t-1.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.1)

ARTÍCULO 4.12.6.4.2.2. SENDA DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS. Las metas de reducción de pérdidas de cada año deben cumplir con la siguiente condición:

Donde:

IPT_j,0: Índice de pérdidas totales del mercado atendido por el OR j al inicio del plan.

IPTS_j,t: Índice de pérdidas totales de la senda propuesto por el OR j en el año t.

Para la ejecución de las actividades propias de la actividad de comercialización, tales como instalación de micromedidores, revisión de medidores y gestión comercial, entre otras, el OR deberá efectuarlas a través del comercializador que corresponda.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.1.1) (Fuente: R CREG 167/20, art. 2) (Fuente: R CREG 085/18, art. 14)

Cálculo del costo total del plan

ARTÍCULO 4.12.6.4.3.1. CÁLCULO DEL COSTO TOTAL DEL PLAN. Se verificará que el costo total del plan presentado por el OR no supere el costo total de referencia, calculado con el modelo de estimación del costo eficiente a partir de la meta final de pérdidas de energía solicitada por el OR. El costo total del plan a aprobar será el menor entre el costo total presentado por el OR y el costo total de referencia.

La CREG podrá aprobar un valor inferior al solicitado por el OR para la ejecución de su plan sin perjuicio de lo cual el OR que acepte la ejecución del mismo deberá cumplir con las metas de reducción de pérdidas para cada año.

El costo del plan de reducción de pérdidas está compuesto por las inversiones asociadas con la reducción de pérdidas no técnicas y por los costos y gastos en que incurra el agente en la ejecución del plan, mientras que el plan de mantenimiento de pérdidas está compuesto únicamente por los costos y gastos en que incurra el agente en el desarrollo de esta actividad.

El costo total del plan a aprobar a cada OR se determinará según la siguiente expresión:

Donde:

CTP_j:	Costo total del plan para el OR j, en pesos de la fecha de corte.
CPCE_j:	Costo total del plan, en pesos de la fecha de corte. Este valor resulta de la aplicación del modelo de costos eficientes de que trata el numeral 7.3.2.2, actualizado a pesos de la fecha de corte.
CPOR_j:	Costo total del plan, en pesos de la fecha de corte, presentado por el OR j para su aprobación.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.2)

ARTÍCULO 4.12.6.4.3.2. CÁLCULO DEL COSTO ANUAL DEL PLAN. La variable CAPj corresponde al costo anual del plan que remunera los costos y gastos asociados con la recuperación o mantenimiento de pérdidas de energía y, para los OR que requieren de aprobación de plan de reducción de pérdidas la remuneración será de la siguiente manera:

Donde:

CAP_j:	Costo anual del plan de gestión de pérdidas del mercado de comercialización j aprobado al OR que atiende dicho mercado. El menor valor que toma esta variable es el que corresponde al AOM de mantenimiento de pérdidas.
CTP_j:	Costo total del plan para el OR j, en pesos de la fecha de corte, calculado según el numeral 7.3.2.
DP:	Duración horizonte de planeación del plan de pérdidas en años, igual a diez (10).

Independientemente del horizonte de planeación del plan de pérdidas, este será remunerado durante la vigencia de los ingresos aprobados con base en la presente resolución.

En el costo total del plan se pueden incluir las siguientes inversiones: medidores de usuarios finales regulados que no cuenten con medidor a la fecha de presentación del plan y su costo no sea trasladado al usuario, medidores en el arranque de todas las líneas, equipos de medida en los puntos de entrada de cada nivel de tensión, macromedidores instalados en transformadores de distribución y sistemas de medición centralizada, incluyendo software y comunicaciones.

Todos los sistemas de medición deben cumplir con el código de medida vigente y aplicar criterios de adaptabilidad, confiabilidad, seguridad, interoperabilidad, flexibilidad y escalabilidad.

En el desarrollo de los planes de reducción de pérdidas de energía, en las redes de baja tensión donde estén instalados o se vayan a instalar sistemas de medición centralizada, el comercializador deberá solicitar a sus usuarios regulados un equipo de medida compatible con el sistema de medición centralizada que instale el OR. El usuario regulado podrá cambiar su medidor por uno de las calidades exigidas en la regulación vigente o acogerse a la medida dispuesta por el comercializador integrado con el OR a través del sistema de medición centralizada instalado por el OR. En este último caso, el medidor no tendrá ningún costo para el usuario y la responsabilidad por su custodia será del OR.

Todas las inversiones realizadas deberán reportarse junto con el reporte anual de ejecución del plan de inversiones del OR.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.2.1) (Fuente: R CREG 085/18, art. 15)

ARTÍCULO 4.12.6.4.3.3. CÁLCULO DE LA VARIABLE CPCEJ. La variable CPCE_j se obtendrá a partir del modelo de estimación del costo eficiente desarrollado por la CREG, considerando el índice de pérdidas inicial de cada OR, el índice de pérdidas propuesto por el OR para el final del plan y los costos de reducción de pérdidas no técnicas obtenidos a partir de la información entregada por los OR en respuesta a las circulares CREG 019 de 2010 y 027 de 2014.

La Comisión pondrá a disposición de las empresas el aplicativo de estimación del costo eficiente de reducción de pérdidas, durante el plazo para la presentación de la solicitud de aprobación de cargos.

Para tener acceso a este aplicativo, el representante legal de cada OR debe enviar a la Comisión una comunicación escrita solicitando el usuario y la clave de acceso y señalando una dirección de correo electrónico donde se enviará la información de acceso y los resultados de las simulaciones.

Para definir la variable CPCE se utilizará la siguiente información:

a. Crecimiento vegetativo de la demanda: crecimiento promedio de las ventas de energía registradas en el mercado de comercialización, durante los cinco años anteriores al de la presentación del plan.

b. Mínima inversión: mínimo costo en $/kWh, con el cual el modelo de estimación del costo eficiente obtiene una ruta factible para obtener el nivel de pérdidas propuesto por el OR al finalizar el plan. Este valor debe ser mayor que cero (0).

c. Máxima inversión: máximo costo en $/kWh, con el cual el modelo de estimación del costo eficiente obtiene una ruta factible para obtener el nivel de pérdidas propuesto por el OR al finalizar el plan. Este valor debe ser mayor que cero (0).

d. Opciones de inversión: corresponde al número de opciones para conformar el árbol de decisión, cuyo máximo valor es treinta (30).

e. Energía de entrada para los años t y t-1: cantidad de energía, en kWh, calculada con base en la metodología definida en el numeral 7.3.7.1, menos la energía de salida a otros OR, FsORj,n,m, según lo definido en el numeral 7.3.7.2.

f. Energía de salida para los años t y t-1: cantidad de energía, en kWh, calculada con base en la metodología definida en el numeral 7.3.7.2

g. Nivel de pérdidas años t y t-1: porcentaje de pérdidas totales del sistema calculado con base en la metodología definida en el numeral 7.1.4.1.

h. Inversión años t y t-1: corresponde a la información entregada por el OR en la solicitud de aprobación del plan.

i. El año t corresponde al anterior al de la presentación de la solicitud de aprobación del plan.

j. Para efectos del cálculo de la variable CPCEj en el caso de los planes de mantenimiento de pérdidas, se tendrá en cuenta que el índice de pérdidas inicial es igual al eficiente y el índice de meta es inferior en un punto porcentual al primero. Las demás variables, como energía de entrada y salida de los años t y t-1, deberán estar acorde con estos índices.

k. Los OR sujetos de planes de reducción de pérdidas podrán presentar solicitud de remuneración de plan de reducción de pérdidas y solicitud de remuneración de plan de mantenimiento de pérdidas. Este último aplicara cuando se haya finalizado la remuneración del plan de reducción de pérdidas.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.2.2)

ARTÍCULO 4.12.6.4.3.4. CÁLCULO DE LA VARIABLE CPORJ. La variable CPORj está conformada por los gastos de AOM relacionados con pérdidas de energía y por la remuneración de las inversiones mencionadas en el numeral 7.3.2.1, según la siguiente expresión:

Donde:

CPOR_j:	Costo total del plan, en pesos de la fecha de corte, presentado por el OR j para su aprobación.
INVNUC_j:	Costo de las inversiones en activos que no son clasificables como UC del OR j, aplicable para los planes de reducción de pérdidas. Para los OR con plan de mantenimiento de pérdidas este valor es igual a cero (0).
AOMP_j,k:	Gastos del OR j en pérdidas de energía, durante los años k (de 2012 al 2016). Esta información corresponde a la entregada por los OR en respuesta a las circulares CREG 027 de 2014 y CREG 015 de 2017, en pesos de la fecha de corte. En el caso de que un OR no haya reportado información en respuesta a estas circulares, esta variable tomará el valor igual a cero (0).
K_j:	Es el número de años con información reportada por el OR j.
DP:	Duración horizonte de planeación del plan de pérdidas en años, igual a diez (10).

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.2.3) (Fuente: R CREG 085/18, art. 16)

Inicio del plan de mantenimiento de pérdidas

ARTÍCULO 4.12.6.4.4.1. INICIO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS. Un plan de mantenimiento de pérdidas iniciará cuando:

a) Un OR no solicite plan de reducción de pérdidas y se encuentren en firme los costos anuales aprobados a la empresa que corresponda. El cargo CPROG estará vigente hasta que los costos anuales aprobados con base en la presente metodología sean reemplazados;

b) Un OR solicite plan de reducción de pérdidas, pero no lo acepte según lo aprobado por la CREG;

c) Un OR solicite un plan de reducción y este haya sido aceptado, pero dicho plan haya sido suspendido o finalizado según lo establecido en el numeral 7.3.6.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.3) (Fuente: R CREG 036/19, art. 40)

Inicio y seguimiento del plan de reducción de pérdidas

ARTÍCULO 4.12.6.4.5.1. INICIO Y SEGUIMIENTO DEL PLAN DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS. Para dar inicio a la ejecución del plan de reducción de pérdidas el OR deberá cumplir con los siguientes requisitos:

a. Tener en firme la resolución particular de remuneración de su sistema con base en lo establecido en la presente resolución.

b. Enviar comunicación a la CREG en la que se ratifique su interés en dar inicio a la ejecución del plan y se envíe copia de la publicación del resumen del plan realizada, lo anterior dentro de los siete (7) días hábiles siguientes a la fecha en la que quede en firme la resolución particular.

En el mismo plazo, el OR deberá informar a la SSPD, el LAC y a los comercializadores presentes en su mercado el inicio de la ejecución del plan de reducción de pérdidas aprobado para su sistema.

Una vez cumplidos los requisitos para dar inicio a la ejecución del plan, el LAC determinará el cargo CPROGj,m, según lo establecido en el numeral 7.3.5.1, dentro del mes siguiente a la fecha de recibo de la notificación de inicio del plan.

La fecha de inicio del plan es el primer día calendario del mes siguiente al de la publicación del CPROGj,m por parte del LAC en su página web.

Los comercializadores minoristas deben publicar las tarifas que aplicarán a sus usuarios incluyendo el valor de la variable CPROGj,m calculada por el LAC para el respectivo mercado, dentro del mes de publicación del CPROGj,m por parte del LAC.

A los consumos causados con anterioridad a la fecha de inicio del plan no se les puede incluir el cobro de la variable CPROGj,m.

Cuando en un mercado de comercialización se encuentre un plan en ejecución y se cambie el OR, el plan aprobado no se modificará por este hecho y el nuevo OR deberá continuar con la ejecución del mismo. El LAC debe calcular y liquidar la variable CPROG sin perjuicio de los balances o ajustes en las cuentas entre el OR entrante y el saliente.

Para la evaluación del cumplimiento de las metas aprobadas se debe realizar el procedimiento de evaluación definido a continuación:

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.4)

ARTÍCULO 4.12.6.4.5.2. EVALUACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DEL PLAN. La evaluación de cumplimiento del plan de reducción consiste en el cálculo de los índices de pérdidas, su divulgación y la aplicación de la siguiente metodología:

a. El LAC calculará, para cada OR, el índice de pérdidas totales, IPTj,t, conforme a lo establecido en el numeral 7.1.4.1, dentro de los primeros cinco (5) días hábiles del cuarto mes posterior a la finalización de cada año. Los resultados serán publicados por el LAC, junto con las metas aprobadas para cada OR, en su página web al siguiente día de su cálculo.

b. Los OR tendrán un plazo de cinco (5) días hábiles a partir de la publicación de los resultados para presentar sus observaciones sobre éstos. En este caso el OR deberá enviar al LAC y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios las pruebas que demuestren los posibles errores de cálculo o que la información utilizada no corresponda con la realidad.

c. Cuando un OR presente observaciones sobre el cálculo, el LAC resolverá la solicitud y el decimoquinto (15) día hábil del mismo mes publicará los resultados finales de cálculo teniendo en cuenta todas las aclaraciones que se presenten.

d. Si un OR cumple con las metas, se mantendrá la remuneración aprobada para el siguiente año.

e. Un OR incumple la ejecución del plan cuando la variable IPTj,t es superior al índice IPTSj,t aprobado para el período correspondiente.

f. La suspensión de la remuneración del plan a un OR no implica la cancelación de la ejecución del plan y el LAC continuará calculando los índices que le correspondan.

g. <Literal eliminado por el artículo 17 de la Resolución 85 de 2018>

h. Si al finalizar el año siguiente al de la suspensión de la remuneración se encuentra que el OR cumple con la meta aprobada para ese período, se levantará la suspensión del plan y se reanudará la remuneración del plan al OR.

i. Si al finalizar el año siguiente al de la suspensión de la remuneración se encuentra que el OR no cumple con la meta aprobada para ese período, se cancelará la ejecución del plan y el OR debe devolver los ingresos recibidos, conforme a lo establecido en el numeral 7.3.6.4 según corresponda.

j. Cuando, durante la vigencia del plan y hasta un año posterior a su finalización, un comercializador incumbente modifique cualquier reporte de ventas de energía en el SUI correspondiente a alguno de los meses dentro de los cinco años anteriores al mes en el que se realice el cambio, este comercializador debe informar sobre la modificación al LAC dentro de los dos días siguientes al de la modificación y el LAC deberá recalcular, dentro de los dos meses siguientes al del recibo de la comunicación, los índices de pérdidas totales a partir de los periodos en que se cambiaron datos, IPTj,t, conforme a lo establecido en el numeral 7.1.4.1, teniendo en cuenta la nueva información.

En este caso, si con los índices resultantes del cálculo con la nueva información del SUI de que trata el párrafo anterior un OR incumple con las metas de algún año, el OR debe reintegrar los recursos recibidos durante los periodos de incumplimiento conforme a lo señalado en el numeral 7.3.6.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.4.1) (Fuente: R CREG 036/19, art. 41) (Fuente: R CREG 085/18, art. 17)

ARTÍCULO 4.12.6.4.5.3. MODIFICACIÓN DE METAS. El OR podrá solicitar el ajuste de las metas aprobadas, bajo las siguientes condiciones:

a. Se puede solicitar el ajuste de la meta final una sola vez durante el periodo de ejecución del plan. Esta solicitud deberá presentarse a la CREG a más tardar (3) tres meses antes de la finalización del tercer periodo de evaluación.

b. La modificación de la meta final conlleva a un ajuste en la remuneración del plan aprobada inicialmente al OR.

Cuando el índice final solicitado sea superior al aprobado, el plan será objeto de reliquidación y ajuste. En caso de ser aprobado el cambio, para el cálculo del nuevo CAPj, la CREG restará los recursos recibidos hasta el momento de la solicitud y los proyectados a recibir durante los tres (3) meses siguientes a la solicitud de la variable CTPj inicialmente aprobada. El índice final solicitado no deberá ser superior o igual al último índice de pérdidas calculado. El nuevo CAPj se aplicará hasta que permanezcan vigentes los ingresos aprobados con base en la metodología definida en esta resolución.

Cuando el índice final solicitado sea inferior al aprobado, el plan será objeto de ajuste. El nuevo CAPj se aplicará hasta que permanezcan vigentes los ingresos aprobados con base en la metodología definida en esta resolución sin que se hagan reconocimientos retroactivos por causa de que el nuevo CAPj sea mayor que el aprobado inicialmente.

c. Se puede solicitar el ajuste de las metas intermedias sólo una vez durante el periodo de ejecución del plan, siempre que se mantengan las condiciones vigentes aprobadas, valor final de pérdidas y periodo para alcanzarla. Las nuevas metas intermedias no deberán ser superiores o iguales al último índice de pérdidas calculado y deberán tener en cuenta la restricción definida en el numeral 7.3.1.1.

d. La modificación de las metas intermedias no conlleva a un ajuste del costo anual del plan aprobado.

e. En cualquier caso, para solicitar el ajuste en las metas, intermedias o finales, el OR debe haber cumplido con la meta correspondiente al periodo de evaluación inmediatamente anterior al de la solicitud.

f. El OR deberá sustentar en su solicitud los motivos de ajuste de las metas.

g. La CREG revisará la sustentación de ajuste de las metas presentada por el OR y realizará el procedimiento de evaluación y aprobación de las nuevas metas.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.4.2) (Fuente: R CREG 085/18, art. 18)

Liquidación, recaudo y actualización del CPROGj,m

ARTÍCULO 4.12.6.4.6.1. LIQUIDACIÓN, RECAUDO Y ACTUALIZACIÓN DEL CPROGj,m. Los cargos por concepto de remuneración de los planes de pérdidas serán actualizados y liquidados por el LAC y facturados y recaudados por los OR a los comercializadores que atienden usuarios en su mercado de comercialización, siguiendo las siguientes disposiciones

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.5)

ARTÍCULO 4.12.6.4.6.2. DETERMINACIÓN DEL CARGO MENSUAL. El cargo que debe ser cobrado a los usuarios finales en cada mercado de comercialización será calculado y publicado por el LAC los primeros siete (7) días de cada mes, de la siguiente manera:

Donde:

CPROG_j,m:	Cargo en $/kWh por concepto del plan, del mercado de comercialización j, aplicable en el mes m. El cargo publicado por el LAC aplicará para el siguiente mes al de su publicación.
CAP_j:	Costo anual del plan, en pesos de la fecha base, del mercado de comercialización j, aprobado al OR, calculado según lo expuesto en el numeral 7.3.2.1.
VSTN_j,m:	Ventas a usuarios conectados directamente al STN asociados al mercado de comercialización j en el mes m, en kWh. Corresponde a las lecturas tomadas directamente de los medidores de los usuarios conectados directamente al STN, sin referir al STN, tomadas de los registros del LAC. Cuando el medidor no se encuentre en el lado del STN, la medida se debe referir con los factores aprobados para el respectivo sistema. Cuando para una frontera no se disponga de la información de un mes determinado se utilizará el promedio registrado para los últimos seis (6) meses de dicha frontera o la mejor información disponible en el LAC.
VCP_j:	Ventas en el mercado de comercialización servido por el OR j, durante doce (12) meses, en kWh, realizadas por los comercializadores diferentes al incumbente.
VCI_j:	Ventas en el mercado de comercialización servido por el OR j, durante doce (12) meses, en kWh, realizadas por el comercializador incumbente.
IPP_m:	Índice de precios al productor total nacional correspondiente al mes m.
IPP₀:	Índice de precios al productor total nacional correspondiente al mes de la fecha de corte

La variable VCPj se calcula de la siguiente manera:

Donde:

VCP_j,:	Ventas en el mercado de comercialización servido por el OR j, durante doce (12) meses, en kWh, realizadas por los comercializadores diferentes al incumbente.
vcp_m,n,i:	Energía registrada en el SIC para las fronteras comerciales de responsabilidad del comercializador i diferente al comercializador incumbente, durante el mes m, en el nivel de tensión n, en el mercado de comercialización atendido por el OR j, en kWh. Cuando no se disponga de la información para un mes determinado, se utilizará el promedio de los valores registrados para los últimos seis (6) meses o la mejor información disponible.
Ip:	Número total de comercializadores distintos al incumbente en el mercado de comercialización del OR j.

La variable VCI_j se calcula de la siguiente manera:

Donde:

VCI_j:	Ventas en el mercado de comercialización servido por el OR j, durante doce (12) meses, en kWh, realizadas por el comercializador incumbente.
vciR_m,n:	Ventas durante el mes m, en el nivel de tensión n, del comercializador incumbente, para usuarios regulados. Corresponde al consumo de energía eléctrica en kWh que es facturado y reportado al SUI para el respectivo periodo. Cuando no se disponga de la información para un mes determinado, se utilizará el promedio registrado en el SUI para los últimos seis (6) meses o la mejor información disponible.
vciNR_m,n:	Ventas durante el mes m, en el nivel de tensión n, del comercializador incumbente, para usuarios no regulados. Corresponde a la energía registrada en el SIC para las fronteras comerciales de usuarios no regulados responsabilidad del comercializador incumbente, durante el mes m, en el nivel de tensión n, en el mercado de comercialización atendido por el OR j, en kWh. Cuando no se disponga de la información para un mes determinado, se utilizará el promedio de los valores registrados para los últimos seis (6) meses o la mejor información disponible.
INVNUCD_j:	Valor de inversiones, por kilovatio hora, no clasificadas en UC a devolver por el ORj, calculada según lo expresado en el numeral 7.3.6.4.1.

Los OR podrán advertir sobre posibles diferencias de cálculo en la misma oportunidad de que trata el literal f. del numeral 1.3.2.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.5.1) (Fuente: R CREG 036/19, art. 42)

ARTÍCULO 4.12.6.4.6.3. LIQUIDACIÓN Y RECAUDO. Dentro de los primeros quince (15) días calendario del segundo mes siguiente al de aplicación del cargo respectivo, el LAC determinará y publicará el valor que cada comercializador debe trasladar al OR, de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

LCPROG_i,j,m,t:	Liquidación por concepto de CPROG, en pesos, en el mercado de comercialización j, por las ventas realizadas durante el mes m del año t, que facturará el OR j al comercializador i.
VC_i,j,m:	Ventas de energía del comercializador i, en el mercado de comercialización j, durante el mes m, considerando las ventas a usuarios conectados directamente al STN que hacen parte del mercado de comercialización j. La determinación de las ventas a usuarios no regulados y para el caso en que un comercializador i diferente al integrado al OR haya registrado una frontera comercial para la atención de un solo usuario regulado, se hará a través del consumo registrado en el SIC para la frontera específica. La determinación de las ventas a usuarios regulados atendidos por el comercializador incumbente se hará a través del consumo de energía eléctrica en kWh que es facturado y reportado para el respectivo periodo al SUI. En las fronteras comerciales que agrupen usuarios regulados atendidos por un comercializador i diferente al incumbente, este valor corresponde a la medida registrada en la frontera comercial f de dicho comercializador multiplicada por el factor (1- Psf). La variable Psf es igual a 0,019. En caso que el comercializador y el OR acuerden otro valor de Psf, deberá ser informado al LAC para que sea utilizado en la liquidación.
AL_i,j,m:	Ajuste de la liquidación en el mes m, en pesos, causada por modificaciones en los reportes de información de consumos facturados o refacturados, realizadas por el comercializador i en el mercado de comercialización j. Este valor es igual a cero (0) en la primera liquidación. Estos ajustes se podrán efectuar para liquidaciones hasta de cuatro meses anteriores al de cálculo, salvo que, como resultado de la modificación de información de ventas en el SUI por parte del comercializador incumbente, sea necesario efectuar ajustes de periodos hasta de cinco años atrás al de la fecha de cambio de información, caso en el cual se podrán realizar también estos ajustes.

Donde:

CPROG_j,m:	Cargo en $/kWh por concepto del plan, del mercado de comercialización j, aplicable en el mes m.
VCA_i,j,maj:	Ventas de energía del comercializador i ajustadas, en el mercado de comercialización j, en el mes de ajuste maj para el cual se modificó el reporte de información, considerando las ventas a usuarios conectados directamente al STN que hacen parte del mercado de comercialización j. Es el reporte de energía eléctrica, en kWh y que ha modificado un reporte anterior con base en el cual ya se realizó alguna liquidación del costo del plan.Si el comercializador no realiza modificaciones en el consumo facturado, la variable VCA_i,j,maj es igual a VC_i,j,maj.
VC_i,j,maj:	Ventas de energía del comercializador i, en el mercado de comercialización j, considerando las ventas a usuarios conectados directamente al STN que hacen parte del mercado de comercialización j, que ha sido objeto de modificación posteriormente al momento de su utilización en el cálculo de un LCPROG

Cuando un comercializador modifique la información de ventas en el SUI o el reporte de energía en el LAC para un mes que ya ha sido objeto de liquidación de CPROGj,m, el LAC deberá efectuar una reliquidación por este concepto. En el caso de un comercializador incumbente para el mercado regulado con la información que para tal efecto le debe enviar el comercializador respectivo durante los dos (2) días siguientes al de certificación de la misma información en la base de datos del SUI.

La facturación y recaudo a los agentes comercializadores le corresponderá a los OR, utilizando la liquidación elaborada por el LAC.

La liquidación del CPROGj,m deberá ser trasladada por los comercializadores a los respectivos OR de acuerdo con los plazos establecidos en la regulación vigente.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.5.2) (Fuente: R CREG 036/19, art. 43)

ARTÍCULO 4.12.6.4.6.4. AJUSTE DE CPROG. Cuando un OR informe sobre el inicio de la ejecución del plan de reducción de pérdidas antes del 31 de marzo del año 1 del plan de inversiones, se aplicarán los nuevos ingresos a partir del primer día calendario del mes siguiente al de la aceptación.

Si ocurre después del 31 de marzo del año 1 del plan de inversiones, el LAC, en cada una de las liquidaciones de los primeros doce (12) meses de aplicación de la nueva metodología, al calculado según lo establecido en el numeral 7.3.5.1, le adicionará el ajuste calculado como se describe a continuación:

Donde:

AIMCP_j,m:	Ajuste a la variable CPROG_j,m, del OR j a aplicar durante los doce (12) primeros meses de aplicación de la nueva metodología.
CPROG_j,m:	Cargo en $/kWh por concepto del plan, del mercado de comercialización j, aplicable en el mes m.
NMA_j:	Número de meses entre el 31 de marzo del año 1 del plan de inversiones y el último día calendario del mes anterior al del inicio de aplicación de la nueva metodología, para el OR j.
IPP_m-1:	Índice de precios del productor del mes m-1.
IPP_aa:	Índice de precios del productor del mes anterior al de inicio de aplicación de los cargos

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.5.3) (Fuente: R CREG 036/19, art. 44)

Suspensión, cancelación del plan de reducción y devolución de ingresos

Introducción

ARTÍCULO 4.12.6.4.7.1.1. SUSPENSIÓN, CANCELACIÓN DEL PLAN DE REDUCCIÓN Y DEVOLUCIÓN DE INGRESOS. El plan de reducción de pérdidas puede ser suspendido o cancelado por encontrarse incurso en alguna de las causales en cada caso.

En cualquier caso, de suspensión o cancelación, el LAC determinará y publicará el valor del CPROG eliminando la variable INVNUCj que corresponda, En caso de suspensión, el cobro del CPROG considerando la variable INVNUCj puede ser reanudado cuando desaparezcan las causales de suspensión.

En caso de cancelación el cobro de dicha variable no podrá reanudarse y, por el contrario, se deberán devolver los recursos.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.6)

Causales para la suspensión del reconocimiento de los costos asociados con los planes

ARTÍCULO 4.12.6.4.7.2.1. CAUSALES PARA LA SUSPENSIÓN DEL RECONOCIMIENTO DE LOS COSTOS ASOCIADOS CON LOS PLANES. Las causales de suspensión del reconocimiento de los costos asociados con los planes son:

a. Incumplimiento en la meta de reducción de pérdidas en un año. Un OR incumple una meta cuando el resultado final de su índice es superior a la meta aprobada para el respectivo año.

b. Cuando el LAC sea informado que la vinculación de usuarios a la red está incompleta o desactualizada en el SUI, como resultado de la verificación de información que pueden adelantar la SSPD o la CREG.

c. Cuando el LAC sea informado por la autoridad competente que en un periodo de evaluación se encuentren fronteras comerciales entre agentes de responsabilidad del comercializador integrado con el OR j cuya información de las características de la misma (nivel de tensión, precisión, tipo de frontera) difiera de la registrada en el SIC.

d. Cuando, a partir del decimotercer (13) mes de inicio del plan, el OR no informe al LAC, durante dos meses consecutivos, el registro de las medidas entre niveles de tensión para determinar el factor FDFj,k"_n,m de que trata el numeral 7.3.7.3.

La remuneración será suspendida a partir del conocimiento del hecho y hasta el inicio del próximo periodo de evaluación, momento en el cual se podrá retirar la medida de suspensión siempre y cuando se haya subsanado la causal que la motivó.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.6.1)

Causales para la cancelación automática del plan

ARTÍCULO 4.12.6.4.7.3.1. CAUSALES PARA LA CANCELACIÓN AUTOMÁTICA DEL PLAN. Las causales de cancelación automática del plan, sin que se requiera declaración de ninguna autoridad, son:

a. Incumplimiento de las metas del plan durante dos períodos de evaluación consecutivos.

b. Reincidencia en alguna de las causales de suspensión del plan.

c. Cuando hayan transcurrido doce (12) meses posteriores a la detección y notificación de inconsistencias en la información del vínculo cliente red y el OR no haya corregido la situación. El OR debe informar al LAC la desaparición de tal inconsistencia.

d. Cuando un OR decida finalizar el plan, conforme a lo establecido en el numeral 7.3.6.3.

e. Cuando la información de ventas de energía reportada al SUI por un comercializador incumbente, utilizada para el seguimiento del plan, sea modificada en el SUI con posterioridad a la fecha del cálculo del índice respectivo y con la nueva información el OR no cumpla con la senda aprobada para el respectivo año.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.6.2)

Cancelación de la ejecución del plan por petición del OR

ARTÍCULO 4.12.6.4.7.4.1. CANCELACIÓN DE LA EJECUCIÓN DEL PLAN POR PETICIÓN DEL OR. El OR podrá solicitar la cancelación del plan, hasta dos meses posteriores del inicio de un periodo de evaluación o al final del mismo, sujeto a las siguientes condiciones:

a. Si el OR cumplió la meta aprobada para el periodo de evaluación anterior al de la fecha de solicitud de cancelación del plan, no debe devolver ingresos por concepto del plan.

b. Si el OR incumplio la meta aprobada para el periodo de evaluacion anterior al de la fecha de solicitud de cancelacion del plan, debe devolver los ingresos recibidos durante el periodo de incumplimiento, de acuerdo con lo senalado en el numeral 7.3.6.4.

c. Si el OR se encuentra en causal de suspension del plan debe devolver los ingresos recibidos durante los periodos de incumplimiento, de acuerdo con lo senalado en el numeral 7.3.6.4.

Cuando el OR solicite la cancelacion de la ejecucion del plan se suspendera inmediatamente el cobro de la variable INVNUCj.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.6.3)

Devolución de ingresos por parte del OR

ARTÍCULO 4.12.6.4.7.5.1. DEVOLUCIÓN DE INGRESOS POR PARTE DEL OR. Cuando se presente incumplimiento en la ejecucion del plan por parte de un OR o en caso de que un OR decida finalizar unilateralmente la ejecucion del plan y deba devolver recursos, el OR debera retornar los ingresos recibidos por concepto de la variable INVNUCj a los usuarios del mercado de comercializacion, durante los doce (12) meses posteriores a la cancelacion del plan, a traves de un valor negativo de la variable CPROGj,m, de acuerdo con la metodologia del presente numeral.

En caso de cancelacion de la ejecucion del plan el LAC calculara los ingresos recibidos por concepto de la variable INVNUCj durante los periodos de incumplimiento previos a la suspension de la remuneracion del plan, para que sean tenidos en cuenta como un menor valor en el costo de prestacion del servicio a los usuarios del mercado de comercializacion respectivo Para el caso de devolucion a los usuarios conectados directamente al STN, el LAC debera descontar los dineros a devolver de la siguiente liquidacion de ingresos del OR y asignarle esos recursos al comercializador que corresponda para que este, a su vez, reintegre los valores al usuario especifico.

En caso de finalizacion unilateral del plan el LAC debe calcular los ingresos recibidos por concepto de la variable INVNUCj durante los periodos de incumplimiento previos a la solicitud de cancelacion del plan, para que sean tenidos en cuenta como un menor valor en el costo de prestacion del servicio a los usuarios del mercado de comercializacion respectivo.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.6.4)

ARTÍCULO 4.12.6.4.7.5.2. DETERMINACIÓN DEL CARGO MENSUAL CPROGJ,M CUANDO SE CANCELA LA EJECUCIÓN DEL PLAN. Al siguiente mes de la cancelacion del plan en un mercado de comercializacion, la variable CPROGj,m incluira la variable INVNUCDj para el calculo del costo de prestacion del servicio a la totalidad de usuarios del mercado de comercializacion

Este valor sera calculado y publicado por el LAC los primeros siete (7) dias del mes siguiente al de cancelacion del plan, de la siguiente manera:

Donde:

ITD_j:	Ingreso total a devolver por el OR j, en pesos a la fecha de cálculo de acuerdo con lo establecido en el numeral 7.3.6.4.2
VSTN_j,m:	Ventas a usuarios conectados directamente al STN asociados al mercado de comercialización j en el mes m, en kWh. Corresponde a las lecturas tomadas directamente de los medidores de los usuarios conectados directamente al STN, sin referir al STN, tomadas de los registros del SIC. Cuando el medidor no se encuentre en el lado del STN, la medida se debe referir con los factores aprobados para el respectivo sistema. Cuando para una frontera no se disponga de la información del mes respectivo se utilizará el promedio registrado para los últimos seis (6) meses de dicha frontera o la mejor información disponible en el LAC.
VCP_j,	Ventas en el mercado de comercialización servido por el OR j, durante doce (12) meses, en kWh, realizadas por los comercializadores diferentes al incumbente, calculado de la siguiente manera:

Donde:

vcp_m,n,i:	Energía registrada en el SIC para las fronteras comerciales de responsabilidad del comercializador i diferente al comercializador incumbente, durante el mes m, en el nivel de tensión n, en el mercado de comercialización atendido por el OR j, en kWh. Cuando no se disponga de la información para un mes determinado, se utilizará el promedio de los valores registrados para los últimos seis (6) meses o la mejor información disponible.
Ip:	Número total de comercializadores distintos al incumbente en el mercado de comercialización del OR j.
VCI_j:	Ventas en el mercado de comercialización servido por el OR j, durante doce (12) meses, en kWh, realizadas por el comercializador incumbente, calculado de la siguiente manera:

Donde:

vciR_m,n:

Ventas durante el mes m, en el nivel de tensión n, del comercializador incumbente, para usuarios regulados.

Corresponde al consumo de energia electrica en kWh que es facturado y reportado al SUI para el respectivo periodo. Cuando no se disponga de la informacion para un mes determinado, se utilizara el promedio registrado en el SUI para los ultimos seis (6) meses o la mejor informacion disponible.

vciNR_m,n:

Ventas durante el mes m, en el nivel de tension n, del comercializador incumbente, para usuarios no regulados.

Corresponde a la energia registrada en el SIC para las fronteras comerciales de usuarios no regulados responsabilidad del comercializador incumbente, durante el mes m, en el nivel de tension n, en el mercado de comercializacion atendido por el OR j, en kWh.

Cuando no se disponga de la informacion para un mes determinado, se utilizara el promedio de los valores registrados para los ultimos seis (6) meses o la mejor informacion disponible.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.6.4.1)

ARTÍCULO 4.12.6.4.7.5.3. CÁLCULO DE LOS INGRESOS A DEVOLVER POR PARTE DEL OR. Los ingresos a devolver se calcularán de la siguiente manera:

Donde:

ITD_j:	Ingreso total a devolver por el OR j, en pesos, a la fecha de cálculo.
INVNUC_j,m:	Costo mensual de las inversiones en activos que no son clasificables como UC del OR j, aplicable para los planes de reducción de pérdidas. Se calcula dividiendo la variable INVNUC_j,m de que trata el numeral 7.3.2.3, entre 120.
T:	Número de meses del período que inicia a partir del primer mes del período de incumplimiento y finaliza el mes para el cual el LAC alcanzó a publicar el último LCPROG antes de la cancelación del plan.
r:	Corresponde a 1,5 veces el interés bancario corriente anual para la modalidad de crédito de consumo y ordinario, certificado por la Superintendencia Financiera, vigente en la fecha de cancelación del plan. En caso que este valor supere la tasa máxima permitida, la variable será igual a esta última.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.6.4.2) (Fuente: R CREG 036/19, art. 45)

ARTÍCULO 4.12.6.4.7.5.4. LIQUIDACIÓN Y RECAUDO. En caso de devolución de ingresos a los usuarios finales durante la etapa descrita en el numeral 7.3.6.4.2, los valores INVNUCD serán parte del cálculo de la fórmula de CPROG durante doce meses, iniciando el segundo mes posterior al de la finalización del plan, según la siguiente expresión:

Donde:

LINVNUC_i,j,:	Liquidación por concepto de INVNUC, en el mercado de comercialización j, por las ventas en los meses de incumplimiento que facturará el OR j al comercializador i.
INVNUCD_j:	Costo de las inversiones en activos que no son clasificables como UC del OR j a devolver, calculado según lo establecido en el numeral 7.3.6.4.1.
VC_i,j,m:	Ventas de energía del comercializador i, en el mercado de comercialización j, durante el mes m, considerando las ventas a usuarios conectados directamente al STN que hacen parte del mercado de comercialización j. La determinación de las ventas a usuarios no regulados y para el caso en que un comercializador i diferente al integrado al OR haya registrado una frontera comercial para la atención de un solo usuario regulado, se hará a través del consumo registrado en el SIC para la frontera específica. La determinación de las ventas a usuarios regulados atendidos por el comercializador incumbente se hará a través del consumo de energía eléctrica en kWh que es facturado y reportado para el respectivo periodo al SUI. En las fronteras comerciales que agrupen usuarios regulados atendidos por un comercializador i diferente al incumbente, este valor corresponde a la medida registrada en la frontera comercial f de dicho comercializador multiplicada por el factor (1- Psf). La variable Psf es igual a 0,019. En caso que el comercializador y el OR acuerden otro valor de Psf, deberá ser informado al LAC para que sea utilizado en la liquidación.
T:	Período que inicia a partir del primer mes del período de incumplimiento y finaliza el mes para el cual el LAC alcanzó a publicar el último LCPROG antes de la cancelación del plan.

La facturación y recaudo a los agentes comercializadores le corresponderá a los OR, utilizando la liquidación elaborada por el LAC.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.6.4.3)

Cálculo de flujos de energía

ARTÍCULO 4.12.6.4.8.1. ENERGÍA DE ENTRADA PARA CADA NIVEL DE TENSIÓN. La energía de entrada en cada uno de los niveles de tensión del sistema del OR j, se calcula como sigue:

Donde:

Ee_j,n,m:	Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión n durante el mes m, expresada en kWh.
EeG_j,n,m:	Energía entregada por los generadores, incluyendo plantas menores y cogeneradores conectados directamente al sistema del OR j, en el nivel de tensión n, durante el mes m, expresada en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas en las fronteras comerciales, sin referir al STN, registrada en el SIC para estos agentes.
FeSTN_j,n,m:	Flujo de energía del STN al sistema del OR j en el nivel de tensión n, durante el mes m, expresado en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas en las fronteras comerciales, sin referir al STN, registradas en el SIC para los puntos de conexión del OR j al STN. Para los puntos de conexión en los cuales exista un transformador tridevanado y en el caso que no exista medida en cada uno de los devanados, el OR deberá reportar mensualmente al ASIC los valores de energía de entrada al transformador y los de energía de salida por cada uno de los devanados para que el ASIC efectúe la asignación al nivel de tensión que corresponda.
FeOR_j,n,m:	Flujo de energía desde el sistema de otro OR al sistema del OR j, en el nivel de tensión n, durante el mes m, expresado en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas en cada frontera comercial entre OR, sin referir al STN, registrada en el SIC.
FeNS_j,n,m:	Flujo de energía desde niveles de tensión superiores en el sistema del OR j, al nivel de tensión n, durante el mes m, expresada en kWh. Calculada como se establece en el numeral 7.3.7.3.
n:	Corresponde al nivel de tensión para el cual se determina la energía de entrada. Toma los valores de 1, 2, 3 o 4.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.7.1)

ARTÍCULO 4.12.6.4.8.2. ENERGÍA DE SALIDA PARA CADA NIVEL DE TENSIÓN. La energía de salida en cada uno de los niveles de tensión del sistema del OR j, se calcula como:

Donde:

Es_j,n,m:	Energía de salida del sistema del OR j en el nivel de tensión n, durante el mes m, expresada en kWh.
EsVFC_j,n,m:	Ventas de energía en las fronteras comerciales del nivel de tensión n, del mercado de comercialización servido por el OR j, para el mes m. Corresponde a la suma de las medidas en las fronteras comerciales registradas en el SIC para el mercado de comercialización servido por el OR j, sin referir al STN, para la venta de energía a usuarios no regulados de todos los comercializadores del mercado y de las de usuarios regulados de los comercializadores distintos al incumbente. Incluye la energía entregada a los auxiliares de las subestaciones.
EsVSFC_j,n,m:	Ventas de energía en el sistema del OR j, en el nivel de tensión n, durante el mes m. Corresponde a las ventas de energía eléctrica, en kWh, de usuarios regulados del comercializador incumbente, que es facturado y reportado al SUI. Este valor incluye la energía puesta al cobro de facturación individual, cuando existe la medición individual en áreas especiales, y la energía puesta al cobro medida en el macromedidor cuando hay facturación comunitaria. También incluye la energía entregada a los auxiliares de las subestaciones.
FsSTN_j,n,m:	Flujo de energía de salida en el nivel de tensión n desde los puntos de conexión del OR j al STN, durante el mes m, expresada en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas en las fronteras comerciales, sin referir al STN, registradas en el SIC para los puntos de conexión del OR j al STN.
FsOR_j,n,m:	Flujo de energía de salida desde el sistema del OR j en el nivel de tensión n, a otros STR y/o SDL, durante el mes m, expresada en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas en las fronteras comerciales entre OR, sin referir al STN, registradas en el SIC.
n:	Corresponde al nivel de tensión para el cual se determina la energía de salida. Toma los valores de 1, 2, 3 o 4.

En el cálculo de la variable ES_j,n,m no se debe tener en cuenta la energía recuperada.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.7.2)

ARTÍCULO 4.12.6.4.8.3. ENERGÍA DE ENTRADA DESDE NIVELES DE TENSIÓN SUPERIORES. La energía de entrada desde niveles de tensión superiores hacia cada uno de los niveles de tensión en el sistema del OR j, corresponde a:

Donde:

FeNS_j,n,m:	Energía de entrada desde niveles de tensión superiores al nivel de tensión n, en el sistema del OR j, durante el mes m, expresada en kWh. Para el nivel de tensión 4 el valor de FeNS,j,4,m es cero.
Ee_j,k,m:	Energía de entrada en el nivel de tensión superior k del sistema del OR j, durante el mes m, expresada en kWh
Es_j,k,m:	Energía de salida del sistema del OR j, en el nivel de tensión superior k, durante el mes m, expresada en kWh.
EPR_j,k,m:	Energía de pérdidas de energía reconocidas en el nivel de tensión superior k, en el sistema del OR j, durante el mes m, expresadas en kWh. Es el resultado de multiplicar el índice de pérdidas reconocidas del nivel de tensión respectivo por la energía de entrada en el mismo nivel.
FDF_{j,k,_n,m}:	Factor de distribución del flujo de energía en el sistema del OR j, desde el nivel de tensión superior k hacia el nivel de tensión n, durante el mes m. Mientras el OR implemente la medida entre niveles de tensión, se utilizará el factor tenido en cuenta en la resolución de aprobación de costos de cada OR. A más tardar a partir del decimotercer mes de inicio del plan este factor deberá ser informado por el OR al LAC con base en las medidas entre niveles efectuadas. Cuando el OR no envíe la información correspondiente, el LAC utilizará la mejor información disponible.
n:	Corresponde al nivel de tensión para el cual se determina energía de entrada. Toma los valores de 1, 2, 3 o 4.
k:	Corresponde al nivel de tensión superior. Toma los valores de 2, 3 o 4.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 7 Num. 7.3.7.3)

Medidas de aplicación de los planes de reducción de pérdidas

ARTÍCULO 4.12.6.5.1. OBJETO. Modificar y establecer medidas de aplicación de algunas disposiciones sobre los planes de reducción de pérdidas definidas en la Resolución CREG 015 de 2018.

(Fuente: R CREG 167/20, art. 1)

ARTÍCULO 4.12.6.5.2. APLICACIÓN DE LA SENDA DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS. Los ajustes de la senda de reducción de pérdidas de la Resolución CREG 015 de 2018 definidos en el artículo 2o. de esta resolución se aplicarán de la siguiente manera:

Para los OR que hayan presentado su solicitud de aprobación de ingresos con base en la metodología definida en la Resolución CREG 015 de 2018, se podrán aplicar desde el segundo año del plan de reducción de pérdidas. Para esto, el OR deberá solicitar el ajuste de las metas aprobadas, de acuerdo con lo definido en el numeral 7.3.4.2 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018.

Para los OR que presenten o hayan presentado solicitud de aprobación de ingresos con base en la metodología definida en la Resolución CREG 015 de 2018 y la Resolución CREG 010 de 2020, se podrá aplicar desde el primer año del plan de reducción pérdidas, para lo cual el peticionario deberá anunciar dicha condición como parte de su solicitud de aprobación de ingresos.

(Fuente: R CREG 167/20, art. 3)

ARTÍCULO 4.12.6.5.3. APLICACIÓN DE LA MODIFICACIÓN DE METAS. Para las solicitudes de modificación de metas realizadas durante el segundo y tercer año del plan de reducción de pérdidas por los OR que hayan presentado su solicitud de aprobación de ingresos con base en la metodología definida en la Resolución CREG 015 de 2018, no es necesario el cumplimiento de lo establecido en el literal e) del numeral 7.3.4.2 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018.

(Fuente: R CREG 167/20, art. 4)

ARTÍCULO 4.12.6.5.4. APLICACIÓN DE LAS CAUSALES PARA LA SUSPENSIÓN DEL RECONOCIMIENTO DE LOS COSTOS ASOCIADOS A LOS PLANES. La causal de suspensión del reconocimiento de costos asociados con los planes, establecida en el literal a) del numeral 7.3.6.1 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018 se aplicará de la siguiente manera:

Para los OR que hayan presentado su solicitud de aprobación de ingresos con base en la metodología definida en la Resolución CREG 015 de 2018, no se aplicará esta causal de suspensión para el segundo y tercer año del plan de reducción de pérdidas. A partir del cuarto año del plan de reducción de pérdidas se siguen aplicando todas las disposiciones definidas en la Resolución CREG 015 de 2018.

Para los OR que presenten o hayan presentado solicitud de aprobación de ingresos con base en la metodología definida en la Resolución CREG 015 de 2018 y la Resolución CREG 010 de 2020, no se aplicará esta causal de suspensión para el primero y segundo año del plan de reducción de pérdidas, cuando el índice de pérdidas totales de estos años sea igual o inferior al del año anterior. A partir del tercer año del plan de reducción de pérdidas se siguen aplicando todas las disposiciones definidas en la Resolución CREG 015 de 2018.

(Fuente: R CREG 167/20, art. 5)

ARTÍCULO 4.12.6.5.5. APLICACIÓN DE LAS CAUSALES PARA LA CANCELACIÓN AUTOMÁTICA DEL PLAN. La causal de cancelación automática del plan, establecida en el literal a) del numeral 7.3.6.2 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018 se aplicará de la siguiente manera:

Para los OR que hayan presentado su solicitud de aprobación de ingresos con base en la metodología definida en la Resolución CREG 015 de 2018, no se aplicará esta causal de cancelación para el segundo y tercer año del plan de reducción de pérdidas. A partir del cuarto año del plan de reducción de pérdidas se siguen aplicando todas las disposiciones definidas en la Resolución CREG 015 de 2018.

Para los OR que presenten solicitud de aprobación de ingresos con base en la metodología definida en la Resolución CREG 015 de 2018 y la Resolución CREG 010 de 2020, no se aplicará esta causal de suspensión durante el primero y segundo año del plan de reducción de pérdidas cuando el índice de pérdidas totales de estos años sea igual o inferior al del año anterior. A partir del tercer año del plan de reducción de pérdidas se siguen aplicando todas las disposiciones definidas en la Resolución CREG 015 de 2018.

(Fuente: R CREG 167/20, art. 6)

Conformación de STR

ARTÍCULO 4.12.7.1. CAPITULO 8. CONFORMACIÓN DE STR. Se conforman dos (2) STR con los activos del nivel de tensión 4 de los OR enumerados en cada uno de ellos.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 8)

ARTÍCULO 4.12.7.2. STR NORTE. 1. Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 8 Num. 8.1)

ARTÍCULO 4.12.7.3. STR CENTRO-SUR. 1. Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P.

2. Centrales Eléctricas de Nariño S.A. E.S.P.

3. Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P.

4. Codensa S.A. E.S.P.

5. Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P.

6. Compañía Energética del Tolima S.A. E.S.P.

7. Compañía Energética de Occidente S.A. E.S.P.

8. Distribuidora del Pacífico S.A. E.S.P.

9. Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.

10. Electrificadora del Caquetá. S.A. E.S.P.

11. Electrificadora del Huila S.A. E.S.P.

12. Electrificadora del Meta S.A. E.S.P.

13. Empresa de Energía de Arauca S.A. E.S.P.

14. Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P.

15. Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P.

16. Empresa de Energía del Bajo Putumayo S.A. E.S.P.

17. Empresa de Energía del Casanare S.A. E.S.P.

18. Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P.

19. Empresa de Energía del Putumayo S.A. E.S.P.

20. Empresa de Energía del Quindío S.A. E.S.P.

21. Empresa de Energía del Valle del Sibundoy S.A. E.S.P.

22. Empresa de Energía Eléctrica del Departamento del Guaviare S.A. E.S.P.

23. Empresas Municipales de Cali EICE E.S.P.

24. Empresas Municipales de Cartago S.A. E.S.P.

25. Empresas Municipales de Energía Eléctrica S.A. E.S.P.

26. Empresas Públicas de Medellín E.S.P.

27. Ruitoque S.A. E.S.P.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 8 Num. 8.2)

Cargos horarios

ARTÍCULO 4.12.8.1. CAPITULO 9. CARGOS HORARIOS.

Los cargos horarios serán aplicados a todos los usuarios conectados al sistema de un OR que dispongan de equipo de medida con registro horario, de acuerdo con el artículo 1 del Decreto 2492 de 2014.

La determinación del consumo horario se efectuará acorde con la lectura del medidor.

El cálculo y aplicación de los cargos horarios iniciará cuatro (4) meses después de la fecha de entrada en vigencia de la resolución que reemplace la Resolución CREG 119 de 2007, que permita el cálculo de costo unitario en forma horaria.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 9)

ARTÍCULO 4.12.8.2. PERIODOS DE CARGA MÁXIMA, MEDIA Y MÍNIMA. A más tardar el 28 de febrero de cada año, el LAC debe determinar para cada STR los períodos de carga máxima, media y mínima con base en la información del año anterior al de la aplicación de los cargos horarios. Los resultados obtenidos con la información del año 2018 deben ser publicados a más tardar el 31 de mayo de 2019.

Con este propósito se utilizará la energía que representa la demanda de cada STR, sin tener en cuenta la demanda de los usuarios conectados directamente al STN, y los porcentajes de potencia máxima que se mencionan en los literales a, b y c de este numeral.

Por su parte, los OR deben determinar los períodos de carga máxima, media y mínima de los niveles de tensión 3, 2, y 1 en función de la curva de carga típica determinada, para cada nivel de tensión, con base en las lecturas de las fronteras comerciales, incluyendo las de los OR conectados a su sistema.

Los OR deben entregar al LAC la información de los períodos de carga por nivel de tensión antes del 28 de febrero de cada año. Para el primer año de aplicación, el OR deberá entregar la información dentro del mes siguiente al de la fecha de entrada en vigencia de su resolución particular.

Un criterio para determinar estos períodos de carga se basa en el porcentaje de carga que se presenta en el sistema en una hora particular, referida a la carga máxima de la curva de carga.

Los porcentajes recomendados para establecer estos períodos son los siguientes:

a) Período de carga máxima (x): horas en las cuales el porcentaje de carga es mayor al 95% de la potencia máxima;

b) Período de carga media (z): horas en las cuales el porcentaje de carga es mayor al 75% y menor o igual al 95 % de la potencia máxima;

c) Período de carga mínima (y): las demás horas del día no consideradas en los períodos de carga máxima y media.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 9 Num. 9.1) (Fuente: R CREG 036/19, art. 46)

ARTÍCULO 4.12.8.3. CÁLCULO DE CARGOS HORARIOS. A partir del costo en un mes y nivel de tensión determinados, el LAC calcula el cargo monomio por nivel de tensión y posteriormente los cargos monomios horarios.

Los cargos para un nivel de tensión particular se calculan a partir del cargo acumulado, calculado para ese nivel de tensión, con las siguientes consideraciones:

a. Los costos que recupera la empresa utilizando los cargos monomios horarios deben ser iguales a los que recupera con el cargo monomio.

b. Los cargos monomios horarios son proporcionales a la potencia promedio de cada período de carga.

c. La magnitud de la energía de la hora i-ésima es igual a la magnitud de la potencia de la hora i-ésima (Pi) por tratarse de potencias promedios referidas a períodos de una hora.

d. Los cargos monomios horarios son proporcionales a la potencia promedio resultante, de acuerdo con las horas asignadas a cada período de carga.

Los cargos monomios horarios por nivel de tensión Dx,n,j,m,t, Dz,n,j,m,t y Dy,n,j,m,t se obtienen resolviendo el sistema de tres ecuaciones con tres incógnitas planteado en las siguientes expresiones:

Donde:

fch:	Factor para ampliar la diferencia entre los cargos horarios. Durante los dos primeros años será igual a 2 y podrá ser modificado posteriormente.
H_x, H_z y H_y:	Número de horas asociadas con cada uno de los períodos horarios, determinados, de acuerdo con el numeral 9.1. Hx para el período de carga máxima, Hz para el período de carga media y Hy para el período de carga mínima, en el nivel de tensión n
P_x, P_z y P_y:	Potencia resultante de promediar las potencias (Pi) asociadas con las horas asignadas a cada uno de los períodos de carga determinados, de acuerdo con el numeral 9.1. Px para el período de carga máxima, Pz para el período de carga media y Py para el período de carga mínima, en el nivel de tensión n.
D_x,n,j,m,t:	Cargo por uso para la franja de horas de carga máxima del OR j en el nivel de tensión n en el mes m del año t. En el caso de nivel de tensión 4 esta variable es igual a Dx,n,R,m,t.
D_z,n,j,m,t:	Cargo por uso para la franja de horas de carga media del OR j en el nivel de tensión n en el mes m del año t. En el caso de nivel de tensión 4 esta variable es igual a Dz,n,R,m,t
D_y,n,j,m,t:	Cargo por uso para la franja de horas de carga mínima del OR j en el nivel de tensión n en el mes m del año t. En el caso de nivel de tensión 4 esta variable es igual a Dy,n,R,m,t
D_t,n,j,m,t:	Cargo por uso del OR j en el nivel de tensión n en el mes m del año t. En el caso de nivel de tensión 4 esta variable es igual a Dt,n,R,m,t

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 9 Num. 9.2) (Fuente: R CREG 199/19, art. 6) (Fuente: R CREG 036/19, art. 47)

Cargos por respaldo de la red

ARTÍCULO 4.12.9.1. CAPITULO 10.CARGOS POR RESPALDO DE LA RED.

Cualquier usuario autogenerador del SDL o STR con capacidad instalada igual o mayor a 100 kW deberá contratar capacidad de respaldo de la red, en la cantidad que defina dicho usuario y sujeto a la disponibilidad técnica del OR.

Los usuarios autogeneradores del SDL o STR con capacidad instalada inferior a 100 kW que requieran respaldo de red no están sujetos al pago de la misma.

Durante los primeros cinco años de aplicación de los ingresos y cargos calculados con base en la presente resolución, el pago anual por respaldo de transición será el resultante de las siguientes expresiones:

Donde:

CRP_u,n,t:	Costo de respaldo a pagar por el usuario u, en el nivel de tensión n, en el año t.
CRt_u,n,t:	Costo de respaldo de transición para el usuario u, en el nivel de tensión n, en el año t.
CR_u,n,0:	Costo de respaldo contratado por el usuario u, en el nivel de tensión n, en el año cero (0). Es el valor anual pagado por dicho usuario en el año anterior al del primer año de aplicación de cargos con base en esta resolución. En caso de no existir ningún pago, se debe calcular con base en el numeral 10.1.
b:	Variable que representa el año de aplicación a partir de la entrada en vigencia de los ingresos aprobados al OR con base en la presente resolución, variando a partir de uno en el primer año y hasta cinco (5).
CRESP_u,n:	Costo de respaldo de red del usuario u en el nivel de tensión n, calculado según el numeral 10.2.

A partir del año 6 y hasta que se remplace la presente metodología, el pago anual por respaldo será calculado con base en el numeral 10.2.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 10) (Fuente: R CREG 036/19, art. 48)

ARTÍCULO 4.12.9.2. COSTO DE RESPALDO CONTRATADO (CRU,N,0). El costo aquí calculado por disponibilidad de capacidad de respaldo de la red es un máximo y las partes podrán negociar uno inferior y se calcula según la siguiente expresión:

La anualidad de la inversión correspondiente al servicio de respaldo se calculará así:

Con:

Donde:

I_TOTAL:	Costo de la inversión total anual requerida para la prestación del servicio de respaldo. Dicho valor se actualizará mensualmente con el Índice de Precios al Productor Total Nacional (IPP).
I_T:	Corresponde al costo de la capacidad de transformación requerida para el servicio de respaldo. La tarifa por unidad de potencia es de 12.400 $/kVA-año (pesos de diciembre de 2007), independientemente del Nivel de Tensión al cual esté conectado el usuario.
CTr:	Capacidad de transformación (kVA), requerida para el servicio de respaldo.
I_L:	Corresponde a las inversiones en líneas que son utilizadas para prestar el servicio de respaldo en proporción a la capacidad de respaldo requerida, en el nivel de tensión que se encuentra la conexión.
I_E:	Corresponde a las inversiones en equipos que son utilizados para prestar el servicio de respaldo en proporción a la capacidad de respaldo requerida, en el nivel de tensión que se encuentra la conexión.

Para estos efectos la forma de calcular la inversión total correspondiente es:

l:	Longitud (km), de la línea que es utilizada para prestar el servicio de capacidad de respaldo.
CR_i,k:	Costo Reconocido para la UC i, en el año k, reportada por el OR j definido en el capítulo 15.
P_CR:	Relación entre la capacidad de respaldo solicitada y la capacidad nominal del elemento (red o equipo). Cuando dichos elementos sean utilizados en forma exclusiva por el usuario estos activos se considerarán de conexión y no se les aplicará lo dispuesto en la presente resolución sobre cargos por disponibilidad de capacidad de respaldo de la red.
n:	Corresponde a cada uno de los equipos involucrados en la prestación del servicio de capacidad de respaldo
r:	Tasa de Retorno para la remuneración con la Metodología de Ingreso Regulado.
V_i:	Vida útil en años, reconocida para la UC i definidas en el capítulo 15.
IPP_m:	Índice de Precios al Productor Total Nacional, correspondiente al mes m
IPP_o:	Índice de Precios al Productor Total Nacional, correspondiente al mes de diciembre de 2007.

El reconocimiento de los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento, (AOMTOTAL) se hará de la siguiente manera:

- Se realizará el cálculo de la inversión total de los activos necesarios para prestar el respaldo, valorada con las UC de la presente resolución.

- Se tomará la tasa de retorno para la remuneración con la metodología de ingreso regulado.

- El valor del AOM será calculado a partir de la aplicación del porcentaje anual reconocido al OR en la remuneración de la actividad de distribución, aplicada a la inversión requerida para la prestación del servicio de capacidad de respaldo.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 10 Num. 10.1) (Fuente: R CREG 036/19, art. 49)

ARTÍCULO 4.12.9.3. COSTO DE RESPALDO DE RED (CRESPu,n). El costo aquí calculado por respaldo de la red es un costo fijo calculado según la siguiente expresión:

Donde:

CRESP_u,n:	Costo anual de respaldo de red del usuario u en el nivel de tensión n, en pesos.
Dt_n,j,m,t:	Cargo por uso del nivel de tensión n del OR j en el mes m del año t en el que se realiza el cálculo del respaldo, en $/kWh. Para el caso de nivel de tensión 4 es igual a Dt4,R,m,t.
h:	Cantidad de horas del día en las que la carga del circuito o subestación del OR j donde se requiere el respaldo es igual o superior al 95% de la máxima, según la curva definida según lo establecido en el numeral 10.4.
Pot_u:	Es la potencia definida por el usuario u, en kW, sobre la cual se requiere respaldo.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 10 Num. 10.2)

ARTÍCULO 4.12.9.4. CONTENIDO DEL CONTRATO DE RESPALDO. Los contratos que se suscriban deben tener en cuenta las siguientes consideraciones mínimas:

a. Condiciones de verificación anual de disponibilidad de carga en el punto donde se requiere el respaldo y condiciones de renegociación en caso de modificación de curva de carga o necesidad de distribución de disponibilidad para respaldo por otras solicitudes de respaldo en el mismo circuito o subestación.

b. Capacidad de respaldo de red contratada, carga instalada del usuario, capacidad de auto o cogeneración, cálculo de la variable CRESPu,n y valor del respaldo en cada año.

c. El OR será responsable por la distribución de energía hasta el límite de potencia acordada.

d. El pago del respaldo remunera la disponibilidad de la red en un momento determinado y es independiente del uso de la misma por lo que, cuando el usuario del STR o SDL haga uso de la red, pagará los cargos por uso que correspondan por la totalidad de la energía consumida.

e. Cuando la potencia máxima alcanzada por un usuario del STR o SDL supere la potencia respaldada y ponga en riesgo el suministro del servicio a otros usuarios, el OR podrá instalar equipos para el control de la potencia máxima a ser entregada por la red. Los costos de suministro e instalación de estos equipos estarán a cargo del usuario del STR o SDL que incurrió en esta situación y su remuneración podrá ser acordada entre las partes en el contrato de respaldo que se suscriba.

f. Cuando el respaldo de red solicitado requiera una ampliación de la infraestructura disponible no considerada en el plan de inversión de un OR, el (los) solicitante(s) deberá(n) asumir los costos asociados con dicha ampliación.

Cuando, para un año determinado, existan varias solicitudes de respaldo sobre una misma infraestructura de uso, la capacidad de la red para respaldo será distribuida de manera equitativa a prorrata de la potencia instalada de los usuarios que solicitaron el respaldo.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 10 Num. 10.3)

ARTÍCULO 4.12.9.5. DETERMINACIÓN DE CURVAS DE CARGA. Al momento de la solicitud de respaldo por parte de algún usuario, el OR debe calcular la curva de carga del circuito o subestación al cual se conecta el usuario, según los siguientes parámetros:

a. La curva de carga se debe construir con base en la potencia promedio de cada hora, determinada a partir de las lecturas de energía o potencia disponibles. Un criterio para determinar estos períodos de carga se basa en el porcentaje de carga que se presenta en el sistema en una hora particular, referida a la carga máxima de la curva de carga.

b. Los datos a utilizar deben corresponder a los registrados en los días hábiles del mes de septiembre anterior al mes de solicitud de respaldo.

c. Se deben especificar los rangos de horas donde la potencia es igual o superior al 95% de la carga máxima.

d. Para el nivel de tensión 1, las curvas pueden obtenerse de los equipos de medida instalados en el transformador de nivel de tensión 1 o puede utilizarse la del circuito de media tensión al cual se conecta dicho transformador.

e. El OR tendrá la obligación de justificar detalladamente el nivel de congestión en cada una de las horas de los circuitos de la red de distribución a su cargo en donde se supera el límite establecido en el numeral relativo a la capacidad nominal del circuito.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 10 Num. 10.4)

ARTÍCULO 4.12.9.6. INGRESOS RECIBIDOS POR RESPALDO. Durante los primeros diez días calendario de cada año el OR deberá informar al LAC la sumatoria de los ingresos recibidos durante el año anterior por este concepto, por cada nivel de tensión, calculados según la siguiente expresión:

Donde:

IRespaldo_j,n,t:	Ingresos recibidos por parte del OR j en el nivel de tensión n por concepto de respaldo de red durante el año t.
CRESP_u,n,t:	Costo de respaldo de red del usuario u en el nivel de tensión n, del año t. En pesos.
U:	Cantidad de usuarios u que pagaron al OR j cargos por respaldo durante el año t, en un mismo nivel de tensión n.

En caso de que el LAC no reciba información alguna sobre un OR determinado, para efectos de cálculo de la liquidación correspondiente, el LAC asignará a dicho OR la variable IRespaldoj,n,t de mayor valor entre las presentadas.

El valor de la variable IRespaldoj,n,t será tenido en cuenta en la liquidación que haga el LAC para ser descontado de los costos anuales del OR correspondiente, según lo indicado en el numeral 2.7.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 10 Num. 10.5)

Costos asociados con MUNTS

ARTÍCULO 4.12.10.1. CAPITULO 11.COSTOS ASOCIADOS CON MUNTS. Cuando un usuario solicite cambio de nivel de tensión y se tenga disponibilidad técnica para efectuarlo, el OR determinará y facturará al usuario los costos asociados con la migración de usuarios a niveles de tensión superiores según la siguiente expresión:

Donde:

CMUNT_u,n:	Costo asociado con el cambio de nivel de tensión de la conexión del usuario u, a ser descontado del ingreso anual en el nivel de tensión n (con n =1, 2 o 3), en pesos
D_n,m:	Cargo por uso de sistemas de distribución Dtn,j,m,t, (con n= 1, 2 o 3), correspondiente al nivel de tensión n, donde está conectado originalmente el usuario, para el mes m.
D_nS,m:	Cargo por uso de sistemas de distribución Dt4,r,m,t o Dtn,j,m,t, (con n= 2 o 3), correspondiente al nivel de tensión n superior, al cual se solicita la migración, del mes m en el que se realiza la solicitud de migración.
Consumo_u:	Consumo anual promedio, en kWh, del usuario que solicita la migración.
r:	Tasa de remuneración de la actividad de distribución para un esquema de ingreso máximo.
p:	Número de años de que trata la Resolución CREG 070 de 1998 para la planeación de mediano plazo e igual a 5.

Durante los primeros 10 días calendario de cada año, para cada nivel de tensión, el OR debe reportar al LAC el valor de la variable IMuntsj,n,t, con base en la siguiente expresión.

Donde:

IMunts_j,n,t:	Ingresos del OR j en el nivel de tensión n en el año t, con (n=1, 2 o 3) por concepto de migración de usuarios de este nivel de tensión a un nivel superior.
CMUNT_u,n,t:	Costo asociado con el cambio de nivel de tensión de la conexión del usuario u, a ser descontado del ingreso anual en el nivel de tensión n (con n =1, 2 o 3), del año t, en pesos
U:	Cantidad de usuarios u que migraron entre niveles en el sistema operado por el OR j durante el año t.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 11)

Costos de transporte de energía reactiva

ARTÍCULO 4.12.11.1. CAPITULO 12.COSTOS DE TRANSPORTE DE ENERGÍA REACTIVA. El costo del transporte de energía reactiva se efectuará con base en la siguiente expresión:

Donde:

CTER_u,n,h,m,j:	Costo de transporte de energía reactiva en exceso sobre el límite asignado al usuario del STR o SDL u, en pesos, del nivel de tensión n, en la hora h del mes m, del sistema operado por el OR j.
ER_u,h,m,j:	Cantidad de energía reactiva transportada en exceso sobre el límite asignado al usuario del STR o SDL u, en la hora h del mes m, en el sistema del OR j, en kVAr.
D_n,h,m:	Cargo por uso de sistemas de distribución para el transporte de energía reactiva. Es igual al cargo por uso del nivel de tensión n en la hora h del mes m que enfrenta un usuario conectado al sistema, cuando se registró el transporte de energía reactiva. El cargo por uso aplicable para el pago del transporte de energía reactiva por parte del usuario del STR o SDL será igual al cargo por uso de energía activa que enfrenta en función del sistema y el nivel de tensión en el que se encuentre conectada la frontera. En el nivel de tensión 4 el cargo será igual al calculado para cargos por uso en el STR; en un SDL que sea parte de un ADD será el cargo único por nivel de tensión del ADD y para aquellos sistemas que no son parte de ADD el cargo por uso será el del OR respectivo.
M:	Variable asociada con el periodo mensual en el que se presenta el transporte de energía reactiva sobre el límite establecido, variando entre 1 y 12. Cuando el transporte de energía reactiva en exceso sobre el límite se presente durante cualquier período horario en diez (10) días o menos en un mismo mes calendario, la variable M será igual a 1. Cuando el transporte de energía reactiva en exceso sobre el límite se presente durante cualquier período horario en más de diez (10) días en un mismo mes calendario, la variable M será igual a 1 durante los primeros 12 meses en los que se presente esta condición. A partir del décimo tercer mes de transporte de energía reactiva con la misma condición, esta variable se incrementará mensualmente en una unidad hasta alcanzar el valor de 6. Si el transporte de energía reactiva en exceso sobre el límite desaparece durante más de tres meses consecutivos, la variable reiniciará a partir de 1. Cuando el valor de M=6 se haya mantenido durante 12 meses, en caso de persistir el consumo de energía reactiva en exceso sobre el límite, a partir del mes siguiente la variable continuará incrementándose mensualmente en una unidad hasta alcanzar el valor de 12.

El pago del costo de transporte de energía reactiva se deberá efectuar cuando un OR o un usuario final se encuentren incursos en alguna de las siguientes condiciones:

a. Cuando la energía reactiva (kVArh) inductiva consumida por un OR sea mayor al cincuenta por ciento (50%) de la energía activa (kWh) que le es entregada en cada periodo horario en los niveles de tensión 3, 2 o 1. En este caso, para calcular el exceso de transporte de energía reactiva se deberá sumar la energía reactiva horaria de los puntos de frontera de un mismo sistema, entendiéndose como punto de frontera los puntos de conexión con otros sistemas (STN, OR) en un mismo nivel de tensión. El balance se calculará con base en las sumas aritméticas, considerando la dirección de los flujos de energía activa y reactiva a través de dichos puntos de frontera. El pago se distribuirá entre los OR que transportan dicha energía reactiva a prorrata de la cantidad de kVAr transportados.

b. Cuando un usuario final registre en su frontera comercial un consumo de energía reactiva inductiva superior al cincuenta por ciento (50 %) de la energía activa (kWh) que le es entregada en cada periodo horario. En caso que la energía activa sea igual a cero en algún periodo y exista transporte de energía reactiva inductiva, el costo del transporte de energía reactiva se efectuará sobre la totalidad de energía reactiva registrada en dicho período.

c. Cuando se registre en una frontera comercial el transporte de energía reactiva capacitiva, independientemente del valor de energía activa, se cobrará el costo de transporte de energía reactiva sobre la totalidad de energía reactiva registrada.

El costo de transporte de energía reactiva en exceso será liquidado y facturado directamente por el OR que entrega la energía reactiva al OR que la consume o al comercializador que represente el usuario causante del transporte de energía reactiva, quien a su vez trasladará este cobro al usuario final.

El 50% de dichos valores deberán ser reportados anualmente al LAC para que sean restados de la liquidación de ingresos de que trata el capítulo 2.

Se exceptúa de pago del costo de transporte de energía reactiva a las plantas generadoras, las cuales están obligadas a participar en el control de tensión por medio de la generación o absorción de potencia reactiva.

Durante los primeros 10 días calendario de cada año, para cada nivel de tensión, el OR debe reportar al LAC el valor de la variable IReactivaj,n,t, con base en la siguiente expresión.

Donde:

IReactiva_j,n,t:	Ingresos a descontar al OR j en el nivel de tensión n por concepto de transporte de energía reactiva en exceso durante el año t.
CTER_{u,n,h,m,j,t-1}:	Costo de transporte de energía reactiva en exceso sobre el límite asignado al usuario del STR o SDL u, en pesos, del nivel de tensión n, en la hora h del mes m, del sistema operado por el OR j.
U:	Cantidad de usuarios u que pagaron al OR j cargos por transporte de energía reactiva durante el año t, en un mismo nivel de tensión n.

En caso de que el LAC no reciba información alguna sobre un OR determinado, para efectos de cálculo de la liquidación correspondiente, el LAC asignará a dicho OR la variable IReactivaj,n,t de mayor valor entre las presentadas.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 12) (Fuente: R CREG 199/19, art. 7)

Remuneración de proyectos de expansión de cobertura en zonas interconectables

ARTÍCULO 4.12.12.1. CAPITULO 13.REMUNERACIÓN DE PROYECTOS DE EXPANSIÓN DE COBERTURA EN ZONAS INTERCONECTABLES. De acuerdo con las obligaciones señaladas en el Decreto 1623 de 2015, modificado por el Decreto 1513 de 2016, a continuación, se establecen las reglas para la remuneración de proyectos de expansión de cobertura de los OR en zonas interconectables al SIN.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 13)

ARTÍCULO 4.12.12.2. ALCANCE. Las reglas contenidas en este capítulo serán aplicables aquellos proyectos de expansión de cobertura que presenten los OR con propósito de interconectar usuarios ubicados en zonas interconectables como se definen en el Decreto 1623 de 2015 o aquel que lo modifique o complemente y que se encuentren en las necesidades identificadas por la Unidad de Planeación Minero Energética en el último Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica, PIEC, vigente.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 13 Num. 13.1)

ARTÍCULO 4.12.12.3. CRITERIOS PARA LA PRESENTACIÓN DE LOS PROYECTOS. Los criterios para la presentación de los proyectos de expansión de cobertura para su remuneración son los siguientes:

a. A partir de las necesidades identificadas en el PIEC vigente, el OR deberá elaborar un plan anual de expansión de cobertura para interconectar a los usuarios potenciales ubicados en zonas interconectables a su sistema.

b. Los OR deberán determinar los usuarios sin servicio ubicados en zonas interconectables a su sistema, esta información deberá emplearse en la elaboración de su plan anual de expansión de cobertura y deberá suministrarse a la UPME en los términos que esta determine.

c. El plan anual de expansión debe incluir cada uno de los proyectos de inversión que permitan la interconexión de los usuarios junto con la evaluación de su viabilidad económica.

Este plan debe ser enviado a la UPME quien evaluará si los proyectos de inversión propuestos corresponden a la mejor solución energética y que además corresponda a una necesidad identificada en el PIEC.

Los OR deberán aplicar el procedimiento que la UPME establezca para la evaluación de los proyectos de inversión propuestos y suministrar toda la información necesaria en los términos que la UPME determine.

d. Los OR deberán enviar a la Comisión el plan de expansión de cobertura ajustado y el concepto de aprobación emitido por la UPME para los proyectos de inversión.

e. Los proyectos presentados solo pueden incluir activos de uso asimilados a las UC definidas en el capítulo 14.

f. No se deben incluir activos empleados exclusivamente para la prestación del servicio de alumbrado público o de conexión.

g. El OR deberá valorar de forma separada cada proyecto de expansión de cobertura de su plan empleando las unidades constructivas definidas en el capítulo 14.

h. Los proyectos deberán incluir la instalación de sistemas de medición en los niveles de tensión 2 y 3 que permitan determinar la energía de entrada y realizar balances de energía a cada uno de los proyectos además de medidores en los transformadores de distribución. Estos activos no podrán hacer parte del plan de inversiones de que trata el capítulo 6.

i. El OR deberá suministrar toda la información necesaria de los proyectos para su valoración, priorización y su remuneración.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 10 Num. 13.2)

ARTÍCULO 4.12.12.4. PRIORIZACIÓN DE PROYECTOS. Los proyectos presentados por los OR serán priorizados de acuerdo con los criterios que defina el Ministerio de Minas y Energía, MME.

En la remuneración se incluirán los proyectos considerando el máximo incremento tarifario establecido por el MME, aquellos proyectos no incluidos en la remuneración serán remitidos a la UPME, en cumplimiento del Decreto 1513 de 2016.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 10 Num. 13.3)

ARTÍCULO 4.12.12.5. SOLICITUD ANUAL DE REMUNERACIÓN. Los OR deben presentar los proyectos de expansión de cobertura del primer año en la solicitud inicial y el último día hábil del mes de agosto de cada año deben presentar los proyectos de expansión de cobertura del año siguiente.

En circular aparte la Comisión establecerá el procedimiento y formato de solicitud de remuneración, como mínimo la solicitud debe incluir:

a. Listado de proyectos.

b. Listado de unidades constructivas que conforman cada proyecto.

c. Valoración del proyecto con las UC definidas en el capítulo 14.

d. Código de la subestación, alimentador y nodo eléctrico en donde se planea conectar el proyecto.

e. Número de usuarios potenciales y proyección de demanda a atender.

f. Ubicación geográfica de los usuarios potenciales.

g. Concepto de aprobación por parte dela UPME.

h. Las demás que la circular señale.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 10 Num. 13.4)

ARTÍCULO 4.12.12.6. VALORACIÓN DE LOS PROYECTOS. La valoración de los proyectos de expansión de cobertura se calculará de la siguiente forma:

IEXC_p,j,t:	Valor de la inversión asociada al proyecto p de expansión de cobertura del OR j para el año t.
IEXC_p,j,n,l,t:	Valor del proyecto de expansión p del OR j en el nivel de tensión n en la categoría l para el año t.
L_p,j,t:	Número total de categorías l incluidas en proyecto de expansión de cobertura p del OR j para el año t.
N_p,j,t:	Número total de niveles de tensión del proyecto de expansión de cobertura p del OR j para el año t.

La variable IEXC_p,j,n,l,t se calcula de la siguiente forma:

Donde:

IEXC_p,j,n,l,t:	Valor del proyecto de expansión p del OR j en el nivel de tensión n en la categoría l para el año t.
UCP_p,j,n,l,t:	Número de UC incluidas en el proyecto de expansión p del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l durante el año t. No se incluyen las UC que fueron trasladadas y siguen en operación.
FTR_i:	Factor que remunera el costo adicional por personal y transporte de la unidad constructiva i. Para los niveles de tensión 1 y 2 corresponde a 1,08, mientras que para los niveles de tensión 3 y 4 es 1.
CR_i:	Valor de la UC i, definidos en el capítulo 14.
PU_i:	Fracción del costo de la UC i que es reconocida mediante cargos por uso.
RPP_i:	Fracción del costo de la UC i que es remunerada vía cargos por uso que no se debe incluir en el cálculo de la tarifa.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 10 Num. 13.5)

ARTÍCULO 4.12.12.7. OBLIGACIONES DE LOS OR. Frente a los proyectos de expansión de cobertura puestos en operación por los OR, estos deben:

a. Realizar el reporte anual de las unidades constructivas de los proyectos.

b. Incluir en su sistema de información geográfica los proyectos puestos en operación, como mínimo con las características técnicas de los apoyos, líneas y transformadores de distribución y diferenciados de la demás infraestructura. La georreferenciación de la infraestructura deberá incluir la totalidad de las redes de nivel de tensión 1.

c. La información georreferenciada se debe mantener actualizada.

En caso que el OR no reporte la información de los proyectos en operación no podrá solicitar la remuneración de nuevos proyectos.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 10 Num. 13.6)

ARTÍCULO 4.12.12.8. CÁLCULO DEL INCREMENTO TARIFARIO. Para establecer los proyectos de expansión de cobertura que se incluirán en el cargo que remunera la actividad de distribución de energía eléctrica, la Comisión priorizará los proyectos presentados por los OR de acuerdo con los criterios que señale el MME e incluirá en la variable IAECj,n,l,t los proyectos priorizados sin que se supere el valor del máximo incremento tarifario establecido.

El valor total de los proyectos de expansión de cobertura aprobados se calculará de la siguiente forma:

IAEC_j,n,l,t:	Inversión aprobada en proyectos de expansión de cobertura del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t.
IEXC_p,j,n,l,t:	Valor del proyecto de expansión p del OR j en el nivel de tensión n en la categoría l para el año t.
PEC_j,n,l,t:	Número de proyectos aprobados al OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l durante el año t. Solamente se incluyen los proyectos priorizados que no implican superar el máximo incremento tarifario establecido por el MME. No se incluyen las UC que fueron trasladadas y siguen en operación.

El valor total de los proyectos de expansión de cobertura puestos en operación se calculará de la siguiente forma:

IREC_j,n,l,t:	nversión en activos puestos en operación en los proyectos de expansión de cobertura del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t de acuerdo con este capítulo.
IUCPR_p,j,n,l,t:	Número de UC puestas en operación en los proyectos de expansión de cobertura del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l durante el año t. No se incluyen las UC que fueron trasladadas y siguen en operación.
FTR_i:	Factor que remunera el costo adicional por personal y transporte de la unidad constructiva i. Para los niveles de tensión 1 y 2 corresponde a 1,08, mientras que para los niveles de tensión 3 y 4 es 1.
CR_i:	Valor de la UC i, definidos en el capítulo 14.
PU_i:	Fracción del costo de la UC i que es reconocida mediante cargos por uso.
RPP_i:	Fracción del costo de la UC i que es remunerada vía cargos por uso que no se debe incluir en el cálculo de la tarifa.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 10 Num. 13.7)

ARTÍCULO 4.12.12.9. FORMATO DE REPORTE DE INFORMACIÓN. La CREG en circular aparte, publicará el contenido del informe, los formatos y el procedimiento de reporte de los proyectos de expansión de cobertura para los que se solicita su remuneración y de aquellos puestos en operación.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 10 Num. 13.8)

ARTÍCULO 4.12.12.10. SEGUIMIENTO PLANES DE EXPANSIÓN DE COBERTURA. Los proyectos de inversión ejecutados por los OR en cumplimiento de su plan anual de expansión de cobertura se incluirán en el proceso de seguimiento establecido en el numeral 6.5.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 10 Num. 13.9)

ARTÍCULO 4.12.12.11. PUBLICIDAD Y DIFUSIÓN DE LOS PLANES DE INVERSIÓN. Los proyectos de inversión ejecutados por los OR en cumplimiento de su plan anual de expansión de cobertura se incluirán en el proceso de publicidad y difusión establecido en el numeral 6.7.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 10 Num. 13.10)

UC para valoración de activos nuevos

ARTÍCULO 4.12.13.1. CAPITULO 14.UC PARA VALORACIÓN DE ACTIVOS NUEVOS. En este capítulo se definen las UC de los STR y SDL para la valoración de las inversiones en todos los niveles de tensión a realizar durante el periodo tarifario.

Los costos socio-ambientales y de servidumbres relacionados estrictamente con los proyectos de activos de uso serán reportados y reconocidos según su ejecución, en la anualidad del año siguiente al de entrada en operación del proyecto de la siguiente manera:

- Cuando dichos costos sean menores o iguales al 5% del valor de las UC de los activos relacionados, se reconocerán de acuerdo con lo reportado mediante los comprobantes de costo que correspondan.

- En el caso de las servidumbres cuyo valor exceda el 5% del costo de las UC del proyecto, serán reconocidos de acuerdo con la escritura pública que se constituya según el valor que se determine a través de sentencia judicial. Los costos sociales o ambientales que superen el 5% del costo de las UC del proyecto serán reconocidos según la mejor alternativa aprobada por la ANLA o la autoridad que corresponda en cada caso.

Cuando existan activos con características técnicas distintas a las de las UC establecidas, los OR podrán solicitar a la Comisión la creación de UC especiales. La solicitud debe estar acompañada de las consideraciones técnicas que justifican la creación de la UC especial, el costo detallado de cada equipo que la compone y los costos de instalación asociados. Para adquisiciones directas se debe adjuntar tres cotizaciones de suministro e instalación de los equipos que la conforman y para adquisiciones a través de concursos abiertos o licitaciones se deben enviar los documentos que acreditan su realización incluyendo los pliegos de solicitudes, términos de referencia, etc.

Las UC establecidas por la Comisión contienen los equipos y accesorios necesarios para la prestación del servicio con los niveles de calidad exigidos por la CREG, cumpliendo con la normatividad vigente en materia de seguridad.

Para la clasificación de los activos en las UC se tendrá en cuenta lo siguiente:

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 14)

ARTÍCULO 4.12.13.2. UC ASOCIADAS A SUBESTACIONES. a. Se considerarán como activos de conexión al STN las siguientes UC: la bahía de transformador con tensión mayor o igual a 220 kV, el transformador con una tensión primaria mayor o igual a 220 kV y secundaria cualquier tensión inferior a 220 kV y la bahía de transformador del lado de baja.

b. Pertenecen a nivel de tensión 4 todas las UC que sirven en forma exclusiva este nivel de tensión, tales como: bahías de líneas, líneas con tensiones de operación que pertenecen a este nivel de tensión, módulos comunes de este nivel de tensión, los módulos de barraje, módulos de compensación y las bahías de conexión correspondientes, bahías de maniobra, los transformadores con tensión primaria y secundaria en éste nivel de tensión y los activos de conexión al STN con tensión secundaria de nivel de tensión 4.

c. Para las UC de transformadores de potencia se define un componente de costo fijo de instalación y un componente de costo variable por MVA para cada tipo de transformador y nivel de tensión. El OR debe reportar para cada nivel de tensión el tipo de transformador con su capacidad asociada en MVA.

d. Se definen UC de equipos en niveles de tensión 4, 3 y 2, que corresponden a elementos no incluidos en las UC de subestaciones del respectivo nivel de tensión y que el OR puede reportar en forma separada, en caso de contar con estos equipos en su sistema.

e. Para los niveles de tensión 3 y 2 las bahías de conexión de equipos de compensación se asimilan a las UC de bahía de línea para la respectiva configuración y nivel de tensión.

f. El módulo común es el conjunto de equipos y obras comunes que sirven a la subestación en ese nivel de tensión y está compuesto por servicios auxiliares, malla de puesta a tierra y obras civiles no asociadas a una UC en particular.

g. Los elementos de protección de barras, sistemas de control y comunicaciones se reconocen como UC de centros de control.

h. El edificio de control se reconoce como una UC denominada casa de control.

i. Se debe reportar una UC de módulo común por cada nivel de tensión existente en la subestación exceptuando el nivel 1.

j. El costo de la UC de módulo común se define por bahía y, por tanto, para calcular el valor del módulo común, primero se debe ubicar el tipo de módulo común por nivel de tensión al que pertenece una subestación y luego, multiplicar el número de bahías existentes en la subestación, en dicho nivel de tensión, por el valor de la UC correspondiente. La cantidad de celdas no se considera para efectos de definir el tipo de módulo común de la subestación.

k. En subestaciones con nivel de tensión 4, se definen dos grupos de UC de módulos comunes dependiendo de si se trata de subestaciones convencionales o encapsuladas y por nivel de tensión y conforme al número de bahías así: módulo común tipo 1 para S/E de 1 a 4 bahías, módulo común tipo 2 para S/E de 5 a 8 bahías, módulo común tipo 3 para S/E de 9 a 12 bahías y módulo común tipo 4 para S/E con más de 12 bahías. Luego de conocer la clasificación de la UC, se debe multiplicar el valor de la UC por el número de bahías en este nivel de tensión dado que el valor presentado es por bahía.

l. En subestaciones de nivel de tensión 4, las UC de módulo de barraje se asocian con el número de bahías de este nivel de tensión existentes en la subestación así: módulo de barraje tipo 1 para S/E de 1 a 4 bahías; módulo de barraje tipo 2 para S/E de 5 a 8 bahías; módulo de barraje tipo 3 para S/E de 9 a 12 bahías y módulo de barraje tipo 4 para S/E con más de 12 bahías.

m. En subestaciones con nivel de tensión 3, se definen 4 UC de modulo común por bahía: módulo común tipo 1 para S/E de 1 a 3 bahías, módulo común tipo 2 para S/E de 4 a 6 bahías, módulo común tipo 3 para S/E con más de 6 bahías y módulo común tipo 4 para S/E con celdas en el lado de alta y que no tienen bahías. Luego de conocer la clasificación de la UC, se debe multiplicar el valor de la UC por el número de bahías en este nivel de tensión dado que el valor presentado es por bahía.

n. En subestaciones con nivel de tensión 3, las UC de módulo de barraje se asocian al número de bahías de este nivel de tensión existentes en la subestación así: módulo de barraje tipo 1 para S/E de 1 a 3 bahías; módulo de barraje tipo 2 para S/E de 4 a 6 bahías; módulo de barraje tipo 3 para S/E con más de 6 bahías.

o. En subestaciones con nivel de tensión 2, se definen 4 UC de modulo común por bahía: módulo común tipo 1 para S/E de 1 a 3 bahías, módulo común tipo 2 para S/E de 4 a 6 bahías, módulo común tipo 3 para S/E con más de 6 bahías y módulo común tipo 4 para S/E tipo interior. Luego de conocer la clasificación de la UC, se debe multiplicar el valor de la UC por el número de bahías en este nivel de tensión dado que el valor presentado es por bahía.

p. En subestaciones con nivel de tensión 2, las UC de módulo de barraje se asocian al número de bahías o módulos de este nivel de tensión existentes en la subestación así: módulo de barraje tipo 1 para S/E de 1 a 3 bahías; módulo de barraje tipo 2 para S/E de 4 a 6 bahías; módulo de barraje Tipo 3 para S/E con más de 6 bahías.

q. El costo de la casa de control de la subestación se define en función del área resultante de la cantidad de bahías y celdas existentes en la subestación más las áreas generales de acuerdo con las áreas reconocidas conforme con la siguiente expresión:

Donde:

CEC_n,s:	Costo del edificio de control de la subestación s con nivel de tensión n en el lado de alta, (n = 3 o 4).
AG_n,s:	Área general de la subestación s con nivel de tensión n en el lado de alta, (n = 3 o 4)
ABh:	Área reconocida para cualquier bahía de transformador o de línea de nivel de tensión 2, 3, 4 o conexión al STN o para cualquier transformador de potencia de la subestación.
Bh_n,s:	Número de bahías de transformador y de línea de los niveles de tensión 2, 3, 4 y conexión al STN y transformadores de potencia existentes en la subestación s
ACe:	Área reconocida para cualquier celda de la subestación de nivel de tensión 3 o 4.
Ce_n,s:	Número de celdas en operación en la subestación s con nivel de tensión n en el lado de alta, (n = 3, 4 o Conexión al STN). Incluyendo las celdas de respaldo reconocidas.
CC:	Costo por metro cuadrado del edificio de control de la subestación igual a $ 2.676.000/m2 ($ de la fecha de corte)

r. El OR deberá reportar el área obtenida de la aplicación de la anterior fórmula para cada subestación que cuente con casa de control.

s. Los transformadores y las bahías de transformación distintos a los asociados con los transformadores de conexión al STN se reconocen en el nivel de tensión del secundario del transformador o proporcionalmente a la potencia de cada uno de los devanados de baja cuando hay más de uno.

t. El costo de los transformadores tridevanados y sus bahías asociadas, se repartirá de la siguiente manera en los Niveles de Tensión:

Donde:

C_L:	Costo del transformador tridevanado y de sus bahías de transformación, asignable al Nivel de Tensión L (secundario).
C_T:	Costo del transformador tridevanado y de sus bahías de transformación, asignable al Nivel de Tensión T (terciario).
CTRF:	Costo del transformador tridevanado
P_L:	Potencia nominal del devanado secundario (Nivel de Tensión L)
P_T:	Potencia nominal del devanado terciario
CB:	Costo de la Bahía de Transformación del lado de alta tensión del transformador tridevanado.

u. No se definen UC de compensación reactiva para los niveles de tensión 3 y 4, los equipos de compensación que se instalen en el sistema deberán presentarse como unidades constructivas especiales siguiendo los lineamientos que para tal fin se establecen en este capítulo

v. Los sistemas de información geográfica, GIS, deben ser solicitados como unidades constructivas especiales siguiendo los lineamientos que para tal fin se establecen en este capítulo

w. Para las estaciones maestras de los centros de control se deberá seguir el procedimiento de las unidades constructivas especiales, como máximo se reconocerá hasta un valor del doble de las unidades constructivas que aparecen en la Tabla 21

x. En consideración a los estándares de calidad del servicio que debe cumplir el OR, se permite remunerar una celda de reserva existente por cada 6 celdas que estén en operación en las subestaciones donde se solicite el reconocimiento de dichos activos.

Cuando se encuentre que la asimilación de activos a UC efectuadas por los OR no se ajusta a los elementos y cantidades establecidas para la UC, porque los elementos existentes representan menos del 70 % del valor de la UC asimilada, la Comisión podrá valorar de manera independiente estos elementos.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 14 Num. 14.1)

ARTÍCULO 4.12.13.3. UC ASOCIADAS A LÍNEAS. a. Para líneas subterráneas de niveles de tensión 4, 3 y 2 el OR debe reportar solamente una UC de canalización y por separado las respectivas UC de conductores de cada nivel de tensión.

b. Para las UC de líneas aéreas de nivel de tensión 2, 3 y 4 se deben reportar las estructuras de suspensión o de retención, las cuales ya incluyen el montaje, obra civil e ingeniería, así como todos los accesorios y los elementos requeridos para su normal funcionamiento. Adicional a lo anterior, se deberá declarar el conductor correspondiente, dependiendo de si se trata de líneas aéreas, compactas o subterráneas. Los conductores de redes subterráneas aislados a 44 kV deben reportarse como UC de conductor de 35 kV y se les reconocerá un 17% adicional. Para esto se debe reportar el nivel de aislamiento real.

c. Para las líneas de niveles de tensión 4, 3 y 2 se deberán reportar los apoyos georreferenciados y seleccionar el tipo de conductor correspondiente de los tramos de la línea.

d. El costo anual equivalente de las UC correspondientes a la estación maestra de control, se distribuirá en igual proporción entre los niveles de tensión 4, 3 y 2.

e. La parte correspondiente de control y protección asociada a las bahías de línea y de transformación se encuentran en la UC de control.

f. Se define el control de las subestaciones dependiendo del número de bahías y celdas que opera la subestación.

g. Se define el valor de la estación de control maestra, de acuerdo con sus funcionalidades

h. Cuando se encuentre que la asimilación de activos a UC efectuadas por los OR no se ajusta a los elementos y cantidades establecidas para la UC, porque los elementos existentes representan menos del 70 % del valor de la UC asimilada, la Comisión podrá valorar de manera independiente estos elementos.

i. Se define el factor FUi, que corresponde a la porción de la unidad constructiva, UC, que se repone

j. Las UC de líneas y redes de nivel de tensión 2 y 3 consideran tres conductores. Para la valoración de líneas con un número diferente de conductores se deberá afectar el valor de la UC que se asimile con el factor que corresponda. Si se requiere valorar una red con dos conductores el factor es 2/3, si se tienen 4 conductores el factor es 4/3.

En este listado se establecen los costos de referencia para cada UC, para las UC de transformadores y equipos de compensación se establece adicionalmente el costo unitario de instalación.

Tabla 8. UC de módulos de transformador de conexión al STN y Otros

UC	DESCRIPCIÓN	VALOR INSTALADO [$ dic 2017]
N5S2	Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo convencional	795.285.000
N5S4	Bahía de transformador - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	1.097.773.000
N5S6	Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo convencional	1.022.513.000
N5S8	Bahía de transformador - configuración barra doble con seccionador de transferencia - tipo convencional	1.314.962.000
N5S10	Bahía de transformador - configuración barra doble con by pass - tipo convencional	1.271.366.000
N5S16	Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo encapsulada(SF6)	4.487.418.000

Tabla 9. UC de equipos de subestación de nivel de tensión 4

UC	DESCRIPCIÓN	VALOR INSTALADO [$ dic 2017]
N4S1	Bahía de línea - configuración barra sencilla - tipo convencional	558.336.000
N4S2	Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo convencional	518.134.000
N4S3	Bahía de línea - configuración barra doble - tipo convencional	664.890.000
N4S4	Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo convencional	664.523.000
N4S5	Bahía de línea - configuración barra doble con by pass - tipo convencional	855.350.000
N4S6	Bahía de transformador - configuración barra doble con by pass - tipo convencional	851.003.000
N4S7	Bahía de línea - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	721.233.000
N4S8	Bahía de transformador - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	684.691.000
N4S9	Bahía de línea - configuración interruptor y medio - tipo convencional	672.186.000
N4S10	Bahía de transformador - configuración interruptor y medio - tipo convencional	672.043.000
N4S11	Bahía de línea - configuración en anillo - tipo convencional	656.343.000
N4S12	Bahía de transformador - configuración en anillo - tipo convencional	735.313.000
N4S13	Bahía de línea - configuración barra sencilla - tipo encapsulada (SF6)	1.436.970.000
N4S14	Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo encapsulada(SF6)	1.397.135.000
N4S15	Bahía de línea - configuración barra doble - tipo encapsulada (SF6)	1.438.534.000
N4S16	Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo encapsulada(SF6)	1.398.699.000
N4S20	Módulo de barraje tipo 1 - configuración barra sencilla - tipo convencional	162.380.000
N4S21	Módulo de barraje tipo 2 - configuración barra sencilla - tipo convencional	212.892.000
N4S22	Módulo de barraje tipo 3 - configuración barra sencilla - tipo convencional	261.839.000
N4S23	Módulo de barraje tipo 4 - configuración barra sencilla - tipo convencional	310.350.000
N4S24	Módulo de barraje tipo 1 - configuración barra doble - tipo convencional	189.363.000
N4S25	Módulo de barraje tipo 2 - configuración barra doble - tipo convencional	260.590.000
N4S26	Módulo de barraje tipo 3 - configuración barra doble - tipo convencional	384.615.000
N4S27	Módulo de barraje tipo 4 - configuración barra doble - tipo convencional	455.842.000
N4S28	Módulo de barraje tipo 1 - configuración barra doble con by pass - tipo convencional	158.075.000
N4S29	Módulo de barraje tipo 2 - configuración barra doble con by pass - tipo convencional	229.302.000
N4S30	Módulo de barraje tipo 3 - configuración barra doble con by pass - tipo convencional	353.328.000
N4S31	Módulo de barraje tipo 4 - configuración barra doble con by pass - tipo convencional	424.555.000
N4S32	Módulo de barraje tipo 1 - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	156.024.000
N4S33	Módulo de barraje tipo 2 - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	224.888.000
N4S34	Módulo de barraje tipo 3 - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	346.551.000
N4S35	Módulo de barraje tipo 4 - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	415.415.000
N4S36	Módulo de barraje tipo 2 - configuración interruptor y medio - tipo convencional	322.010.000
N4S37	Módulo de barraje tipo 3 - configuración interruptor y medio - tipo convencional	513.083.000
N4S38	Módulo de barraje tipo 4 - configuración interruptor y medio - tipo convencional	617.690.000
N4S41	Módulo común/bahía tipo 1 (1 a 4 bahías) - tipo convencional - cualquier configuración	454.234.000
N4S42	Módulo común/bahía tipo 2 (5 a 8 bahías) - tipo convencional - cualquier configuración	367.265.000
N4S43	Módulo común/bahía tipo 3 (9 a 12 bahías) - tipo convencional - cualquier configuración	330.559.000
N4S44	Módulo común/bahía tipo 4 (más de 12 bahías) - tipo convencional - cualquier configuración	312.251.000
N4S46	Campo móvil encapsulado nivel 4	2.414.575.000
N4S47	Bahía de maniobra - (seccionamiento de barras sin interruptor) - tipo convencional	264.443.000
N4S49	Bahía de línea - configuración barra doble con seccionador de transferencia - tipo convencional	863.661.000
N4S50	Bahía de transformador - configuración barra doble con seccionador de transferencia - tipo convencional	862.733.000
N4S51	Corte central configuración interruptor y medio - tipo convencional	476.737.000
N4S52	Bahía de transferencia configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	353.487.000
N4S53	Bahía de acople configuraciones con doble barra	515.435.000
N4S54	Bahía de seccionamiento configuraciones barra sencilla	353.145.000
N4S55	Bahía de seccionamiento configuraciones con doble barra	633.337.000
N4S56	Bahía de maniobra - tipo encapsulada (SF6)	1.132.458.000
N4S57	Módulo de barraje tipo 1 - configuración barra doble con seccionador de transferencia - tipo convencional	88.373.000
N4S58	Módulo de barraje tipo 2 - configuración barra doble con seccionador de transferencia - tipo convencional	126.219.000
N4S59	Módulo de barraje tipo 3 - configuración barra doble con seccionador de transferencia - tipo convencional	183.482.000
N4S60	Módulo de barraje tipo 4 - configuración barra doble con seccionador de transferencia - tipo convencional	221.328.000
N4S61	Módulo común/bahía tipo 1 (1 a 4 bahías) - tipo encapsulada - cualquier configuración	277.655.000
N4S62	Módulo común/bahía tipo 2 (5 a 8 bahías) - tipo encapsulada - cualquier configuración	226.001.000
N4S63	Módulo común/bahía tipo 3 (9 a 12 bahías) - tipo encapsulada - cualquier configuración	204.992.000
N4S64	Módulo común/bahía tipo 4 (más de 12 bahías) - tipo encapsulada - cualquier configuración	196.343.000
N4S65	Bahía de compensación paralela en línea fija - cualquier configuración - tipo convencional	737.026.000
N4S66	Bahía de compensación paralela en línea maniobrable - cualquier configuración - tipo convencional	723.034.000

Tabla 10. UC de equipos de subestación de nivel de tensión 3

UC	DESCRIPCIÓN	VALOR INSTALADO [$ dic 2017]
N3S1	Bahía de línea - configuración barra sencilla -tipo convencional	261.078.000
N3S2	Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo convencional	241.884.000
N3S3	Bahía de línea - configuración barra doble - tipo convencional	317.642.000
N3S4	Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo convencional	317.515.000
N3S5	Bahía de línea - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	320.391.000
N3S6	Bahía de transformador - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	291.389.000
N3S7	Bahía de línea - configuración barra sencilla - tipo encapsulada (SF6)	614.746.000
N3S8	Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo encapsulada (SF6)	586.610.000
N3S9	Bahía de línea - configuración barra doble - tipo encapsulada (SF6)	614.746.000
N3S10	Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo encapsulada (SF6)	586.610.000
N3S11	Celda de llegada o salida - subestación tipo interior-aire	260.919.000
N3S13	Bahía de llegada o salida - subestación convencional reducida	129.375.000
N3S17	Bahía de llegada o salida - subestación reducida o rural	23.990.000
N3S19	Bahía de acople - tipo convencional	221.101.000
N3S20	Bahía de acople - tipo encapsulada (SF6)	479.473.000
N3S24	Módulo de barraje - barra sencilla - tipo convencional - tipo 1	56.580.000
N3S25	Módulo de barraje - barra sencilla - tipo convencional - tipo 2	80.313.000
N3S26	Módulo de barraje - barra sencilla - tipo convencional - tipo 3	80.369.000
N3S27	Módulo de barraje - barra doble - tipo 1	63.204.000
N3S28	Módulo de barraje - barra doble - tipo 2	118.990.000
N3S29	Módulo de barraje - barra doble - tipo 3	146.938.000
N3S30	Módulo de barraje - barra principal y transferencia - tipo convencional - tipo 1	63.204.000
N3S31	Módulo de barraje - barra principal y transferencia - tipo convencional - tipo 2	118.990.000
N3S32	Módulo de barraje - barra principal y transferencia - tipo convencional - tipo 3	146.938.000
N3S34	Módulo común/bahía - tipo 1 (1 a 3 bahías) tipo convencional o encapsulada exterior	113.423.000
N3S35	Módulo común/bahía - tipo 2 (4 a 6 bahías) tipo convencional o encapsulada exterior	87.758.000
N3S36	Módulo común/bahía - tipo 3 (más de 6 bahías) tipo convencional o encapsulada exterior	85.925.000
N3S37	Módulo común/bahía - tipo 4 - tipo interior	41.345.000
N3S39	Subestación móvil 30 MVA	2.981.523.000
N3S40	Subestación móvil 15 MVA	2.316.649.000
N3S41	Subestación móvil 21 MVA	2.300.652.000
N3S42	Subestación móvil 7.5 MVA	821.661.000
N3S43	Subestación simplificada (rural)	98.871.000
N3S60	Módulo común - tipo 5 - subestación convencional reducida	44.397.000
N3S61	Gabinete de llegada o salida - subestación tipo interior-SF6 - barra sencilla	336.896.000
N3S62	Cables de salida de circuito - subestación tipo interior	39.037.000

Tabla 11. UC de equipos de subestación de nivel de tensión 2

UC	DESCRIPCIÓN	VALOR INSTALADO [$ dic 2017]
N2S1	Bahía de línea - configuración barra sencilla - tipo convencional	227.716.000
N2S2	Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo convencional	178.793.000
N2S3	Bahía de línea - configuración barra doble - tipo convencional	278.297.000
N2S4	Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo convencional	281.220.000
N2S5	Bahía de línea - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	281.194.000
N2S6	Bahía de transformador - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	284.177.000
N2S7	Bahía de línea - subestación reducida	84.103.000
N2S8	Bahía de acople o seccionamiento (configuraciones en que aplica) - tipo convencional	221.565.000
N2S9	Celda de salida de circuito - subestación tipo interior	100.599.000
N2S10	Celda de llegada de transformador - barra sencilla - subestación tipo interior-aire	100.599.000
N2S11	Celda de interconexión o de acople - barra sencilla - subestación tipo interior-aire	100.599.000
N2S12	Celda de medida o auxiliares - barra sencilla - subestación tipo interior-aire	49.624.000
N2S14	Cables llegada transformador - subestación tipo interior-aire	85.610.000
N2S15	Celda de salida de circuito - doble barra - subestación tipo interior-aire	100.599.000
N2S16	Celda de llegada de transformador - doble barra - subestación tipo interior-aire	100.599.000
N2S17	Celda de interconexión o de acople - doble barra - subestación tipo interior-aire	100.599.000
N2S18	Celda de medida o auxiliares - doble barra - subestación tipo interior-aire	49.446.000
N2S20	Módulo de barraje - barra sencilla tipo 1	49.786.000
N2S21	Módulo de barraje - barra sencilla tipo 2	70.931.000
N2S22	Módulo de barraje - barra sencilla tipo 3	70.980.000
N2S23	Módulo de barraje - barra doble tipo 1	56.761.000
N2S24	Módulo de barraje - barra doble tipo 2	107.702.000
N2S25	Módulo de barraje - barra doble tipo 3	133.221.000
N2S26	Módulo de barraje - barra principal y transferencia - tipo 1	56.761.000
N2S27	Módulo de barraje - barra principal y transferencia - tipo 2	107.702.000
N2S28	Módulo de barraje - barra principal y transferencia - tipo 3	133.221.000
N2S60	Gabinete de salida - subestación aislada en SF6 - barra sencilla	223.191.000
N2S61	Módulo común/bahía - tipo 1 (1 a 3 bahías) tipo convencional o encapsulada exterior	73.167.000
N2S62	Módulo común/bahía - tipo 2 (4 a 6 bahías) tipo convencional o encapsulada exterior	58.337.000
N2S63	Módulo común/bahía - tipo 3 (más de 6 bahías) tipo convencional o encapsulada exterior	56.926.000
N2S64	Módulo común/bahía - tipo 4 - tipo interior	40.513.000

Tabla 12. UC Unidades constructivas de líneas de nivel de tensión 4

UC	DESCRIPCIÓN	VALOR INSTALADO [$ dic 2017]
N4L60	Estructura de concreto de 25 m línea aérea desnuda - circuito sencillo - suspensión	46.108.000
N4L61	Estructura de concreto de 25 m línea aérea desnuda - circuito sencillo - retención	54.549.000
N4L62	Estructura de concreto de 25 m línea aérea desnuda - circuito doble - suspensión	54.473.000
N4L63	Estructura de concreto de 25 m línea aérea desnuda - circuito doble - retención	75.828.000
N4L64	Poste metálico de 27 m línea aérea desnuda - circuito sencillo - suspensión	56.776.000
N4L65	Poste metálico de 27 m línea aérea desnuda - circuito sencillo - retención	91.862.000
N4L66	Poste metálico de 27 m línea aérea desnuda - circuito doble - suspensión	77.640.000
N4L67	Poste metálico de 27 m línea aérea desnuda - circuito doble - retención	117.090.000
N4L68	Torre metálica línea aérea desnuda - circuito sencillo - suspensión	59.748.000
N4L69	Torre metálica línea aérea desnuda - circuito sencillo - retención	102.298.000
N4L70	Torre metálica línea aérea desnuda - circuito doble - suspensión	74.138.000
N4L71	Torre metálica línea aérea desnuda - circuito doble - retención	124.011.000
N4L72	Poste metálico de 29 m- línea aérea compacta - circuito sencillo - suspensión	47.864.000
N4L73	Poste metálico de 29 m- línea aérea compacta - circuito sencillo - retención	82.050.000
N4L74	Poste metálico de 29 m- línea aérea compacta - circuito doble - suspensión	65.629.000
N4L75	Poste metálico de 29 m- línea aérea compacta - circuito doble- retención	105.828.000
N4L76	Banco de ductos - línea subterránea - Circuito sencillo	2.160.007.000
N4L77	Banco de ductos - línea subterránea - Circuito doble	2.296.884.000
N4L78	Box-Culvert - línea subterránea - Circuito sencillo	2.842.182.000
N4L79	Box-Culvert - línea subterránea - Circuito doble	3.447.623.000
N4L80	km de conductor (3 fases) desnudo ACSR 266 kcmil	39.329.000
N4L81	km de conductor (3 fases) desnudo ACSR 336 kcmil	45.054.000
N4L82	km de conductor (3 fases) desnudo ACSR 397 kcmil	50.434.000
N4L83	km de conductor (3 fases) desnudo ACSR 477 kcmil	57.697.000
N4L84	km de conductor (3 fases) desnudo ACSR 605 kcmil	72.744.000
N4L85	km de conductor (3 fases) desnudo ACSR 795 kcmil	90.172.000
N4L86	Cable para red compacta XLPE 800 mm²	1.330.618.000
N4L87	Cable para red compacta XLPE 1000 mm²	1.729.846.000
N4L88	Cable para red compacta XLPE 1200 mm²	2.129.075.000
N4L89	Cable de guarda	4.163.000
N4L91	Sistema de puesta a tierra diseño típico para torre	1.642.000
N4L92	Sistema de puesta a tierra diseño típico para poste	1.502.000
N4L93	Cable de fibra óptica All-Dielectric Self-Supporting (ADSS) monomodo	30.407.000
N4L94	Fibra óptica tipo adosada	64.020.000

Tabla 13. UC de líneas de nivel de tensión 3

UC	DESCRIPCIÓN	VALOR INSTALADO [$ dic 2017]
N3L60	Poste de concreto de 14 m 750 kg Poste simple - Circuito sencillo - suspensión	3.943.000
N3L61	Poste de concreto de 14 m 750 kg Poste simple - Circuito sencillo - retención	6.953.000
N3L62	Poste de concreto de 14 m 750 kg Poste simple - Circuito doble - suspensión	4.940.000
N3L63	Poste de concreto de 14 m 750 kg Poste simple - Circuito doble - retención	7.034.000
N3L64	Poste de concreto de 14 m 750 kg Postes en H - Circuito sencillo - suspensión	7.482.000
N3L65	Poste de concreto de 14 m 750 kg Postes en H - Circuito sencillo - retención	11.952.000
N3L66	Poste de concreto de 14 m 750 kg Postes en H - Circuito doble - suspensión	8.703.000
N3L67	Poste de concreto de 14 m 750 kg Postes en H - Circuito doble - retención	13.898.000
N3L68	Estructura de concreto (2000 kg 27m) - retención	23.603.000
N3L69	Estructura de concreto (3000 kg 27 m) - suspensión	30.714.000
N3L70	Torrecilla - Circuito sencillo - suspensión	22.616.000
N3L71	Torrecilla - Circuito sencillo - retención	22.616.000
N3L72	Torrecilla de - Circuito doble - suspensión	23.685.000
N3L73	Torrecilla de - Circuito doble - retención	29.763.000
N3L74	Poste de PRFV de 14 m 750 kg- Poste simple - Circuito sencillo - suspensión	13.426.000
N3L75	Poste de PRFV de 14 m 750 kg- Poste simple - Circuito sencillo - retención	16.435.000
N3L76	Poste de PRFV de 14 m 750 kg- Poste simple - Circuito doble - suspensión	14.422.000
N3L77	Poste de PRFV de 14 m 750 kg- Poste simple - Circuito doble - retención	18.292.000
N3L78	Poste de PRFV de 14 m 750 kg- Postes en H - Circuito sencillo - suspensión	26.446.000
N3L79	Poste de PRFV de 14 m 750 kg- Postes en H - Circuito sencillo - retención	30.916.000
N3L80	Poste de PRFV de 14 m 750 kg- Postes en H - Circuito doble - suspensión	27.592.000
N3L81	Poste de PRFV de 14 m 750 kg- Postes en H - Circuito doble - retención	32.863.000
N3L82	Canalización 4*6"	512.465.000
N3L83	Canalización 6*6"	659.760.000
N3L84	km de conductor (3 fases) ACSR 2 AWG	15.170.000
N3L85	km de conductor (3 fases) ACSR 1 AWG	16.206.000
N3L86	km de conductor (3 fases) ACSR 1/0 AWG	17.638.000
N3L87	km de conductor (3 fases) ACSR 2/0 AWG	19.471.000
N3L88	km de conductor (3 fases) ACSR 3/0 AWG	21.878.000
N3L89	km de conductor (3 fases) ACSR 4/0 AWG	25.204.000
N3L90	km de conductor (3 fases) ACSR 336 kcmil	35.012.000
N3L91	km de conductor (3 fases) semiaislado 4 AWG	14.491.000
N3L92	km de conductor (3 fases) semiaislado 2 AWG	17.923.000
N3L93	km de conductor (3 fases) semiaislado 1 AWG	21.100.000
N3L94	km de conductor (3 fases) semiaislado 1/0 AWG	26.209.000
N3L95	km de conductor (3 fases) semiaislado 2/0 AWG	33.813.000
N3L96	km de conductor (3 fases) semiaislado 3/0 AWG	45.389.000
N3L97	km de conductor (3 fases) semiaislado 4/0 AWG	63.988.000
N3L98	km de conductor (3 fases) semiaislado 266 kcmil	208.008.000
N3L99	km de conductor (3 fases) semiaislado 336 kcmil	250.326.000
N3L100	km de conductor (3 fases) semiaislado 477 kcmil	363.887.000
N3L101	km de conductor (3 fases) semiaislado 795 kcmil	664.808.000
N3L102	km de conductor (3 fases) EPR 1/0 AWG	170.662.000
N3L103	km de conductor (3 fases) EPR 2/0 AWG	187.366.000
N3L104	km de conductor (3 fases) EPR 3/0 AWG	208.311.000
N3L105	km de conductor (3 fases) EPR 4/0 AWG	233.672.000
N3L106	km de conductor (3 fases) EPR 250 kcmil	276.723.000
N3L107	km de conductor (3 fases) EPR 300 kcmil	305.108.000
N3L108	km de conductor (3 fases) EPR 350 kcmil	333.290.000
N3L109	km de conductor (3 fases) EPR 400 kcmil	367.944.000
N3L110	km de conductor (3 fases) EPR 500 kcmil	422.824.000
N3L111	km de conductor (3 fases) EPR 600 kcmil	479.210.000
N3L112	km de conductor (3 fases) EPR 750 kcmil	558.974.000
N3L113	km de conductor (3 fases) de cobre aislado XLP o EPR, 35 kV- 2 AWG	222.995.000
N3L114	km de conductor (3 fases) de cobre aislado XLP o EPR, 35 kV- 2/0 AWG	233.828.000
N3L115	km de conductor (3 fases) de cobre aislado XLP o EPR, 35 kV- 3/0 AWG	246.777.000
N3L116	km de conductor (3 fases) de cobre aislado XLP o EPR, 35 kV- 4/0 AWG	261.654.000
N3L117	km de conductor (3 fases) de cobre aislado XLP o EPR, 35 kV- 250 kcmil	282.576.000
N3L118	km de conductor (3 fases) de cobre aislado XLP o EPR, 35 kV- 300 kcmil	297.326.000
N3L119	km de conductor (3 fases) de cobre aislado XLP o EPR, 35 kV- 350 kcmil	311.340.000
N3L120	km de conductor (3 fases) de cobre aislado XLP o EPR, 35 kV- 400 kcmil	332.629.000
N3L121	km de conductor (3 fases) de cobre aislado XLP o EPR, 35 kV- 500 kcmil	357.310.000
N3L122	km de conductor (3 fases) de cobre aislado XLP o EPR, 35 kV- 600 kcmil	381.154.000
N3L123	km de conductor (3 fases) de cobre aislado XLP o EPR, 35 kV- 750 kcmil	412.759.000
N3L124	Cable de Guarda	3.655.000
N3L125	Sistema de puesta a tierra diseño típico para torre	1.642.000
N3L126	Sistema de puesta a tierra diseño típico para poste	376.000
N3L127	Poste metálico de 14 m 750 kg	3.699.000
N3L128	Poste metálico de 14 m 1050 kg	5.747.000

Tabla 14. UC de líneas de nivel de tensión 2

UC	DESCRIPCIÓN	VALOR INSTALADO [$ dic 2017]
N2L70	Poste de concreto de 12 m 510 kg - suspensión	3.215.000
N2L71	Poste de concreto de 12 m 1050 kg - retención	4.226.000
N2L72	Poste de concreto de 12 m 750 kg - retención	4.086.000
N2L73	Poste de PRFV de 12 m 510 kg - suspensión	5.315.000
N2L74	Poste de PRFV de 12 m 1050 kg - retención	7.383.000
N2L75	Poste de PRFV de 12 m 750 kg - retención	6.029.000
N2L76	Canalización urbana 2x4"	369.585.000
N2L77	Canalización urbana 4x4"	525.751.000
N2L78	Canalización urbana 6x4"	550.569.000
N2L79	Canalización urbana 6x4" y 3x6"	828.685.000
N2L80	km de conductor (3 fases) ACSR 4 AWG	10.968.000
N2L81	km de conductor (3 fases) ACSR 2 AWG	12.347.000
N2L82	km de conductor (3 fases) ACSR 1 AWG	13.383.000
N2L83	km de conductor (3 fases) ACSR 1/0 AWG	14.814.000
N2L84	km de conductor (3 fases) ACSR 2/0 AWG	16.647.000
N2L85	km de conductor (3 fases) ACSR 3/0 AWG	21.807.000
N2L86	km de conductor (3 fases) ACSR 4/0 AWG	25.134.000
N2L87	km de conductor (3 fases) ACSR 266 kcmil	29.314.000
N2L88	km de conductor (3 fases) ACSR 336 kcmil	34.942.000
N2L89	km de conductor (3 fases) ACSR 397 kcmil	40.231.000
N2L90	km de conductor (3 fases) ACSR 477 kcmil	47.372.000
N2L91	km de conductor (3 fases) ACSR 605 kcmil	55.555.000
N2L92	km de conductor (3 fases) ACSR 795 kcmil	72.689.000
N2L93	km de conductor (3 fases) semiaislado 4 AWG	11.668.000
N2L94	km de conductor (3 fases) semiaislado 2 AWG	15.099.000
N2L95	km de conductor (3 fases) semiaislado 1 AWG	18.277.000
N2L96	km de conductor (3 fases) semiaislado 1/0 AWG	23.386.000
N2L97	km de conductor (3 fases) semiaislado 2/0 AWG	30.990.000
N2L98	km de conductor (3 fases) semiaislado 3/0 AWG	54.035.000
N2L99	km de conductor (3 fases) semiaislado 4/0 AWG	72.635.000
N2L100	km de conductor (3 fases) semiaislado 266 kcmil	99.764.000
N2L101	km de conductor (3 fases) semiaislado 336 kcmil	142.081.000
N2L102	km de conductor (3 fases) semiaislado 477 kcmil	255.642.000
N2L103	km de conductor (3 fases) semiaislado 795 kcmil	556.564.000
N2L104	km de conductor (3 fases) cobre 2 AWG	50.629.000
N2L105	km de conductor (3 fases) cobre 1/0 AWG	63.813.000
N2L106	km de conductor (3 fases) cobre 2/0 AWG	70.839.000
N2L107	km de conductor (3 fases) EPR 2 AWG	141.574.000
N2L108	km de conductor (3 fases) EPR 1 AWG	146.874.000
N2L109	km de conductor (3 fases) EPR 1/0 AWG	153.109.000
N2L110	km de conductor (3 fases) EPR 2/0 AWG	160.129.000
N2L111	km de conductor (3 fases) EPR 3/0 AWG	170.883.000
N2L112	km de conductor (3 fases) EPR 4/0 AWG	179.806.000
N2L113	km de conductor (3 fases) EPR 250 kcmil	188.373.000
N2L114	km de conductor (3 fases) EPR 300 kcmil	196.640.000
N2L115	km de conductor (3 fases) EPR 350 kcmil	204.216.000
N2L116	km de conductor (3 fases) EPR 400 kcmil	211.219.000
N2L117	km de conductor (3 fases) EPR 500 kcmil	223.874.000
N2L118	km de conductor (3 fases) EPR 600 kcmil	235.460.000
N2L119	km de conductor (3 fases) EPR 750 kcmil	253.195.000
N2L120	km de conductor (3 fases) aluminio 2 AWG	61.657.000
N2L121	km de conductor (3 fases) aluminio 1/0 AWG	73.820.000
N2L122	km de conductor (3 fases) aluminio 4/0 AWG	112.173.000
N2L123	km de conductor (3 fases) aluminio 500 kcmil	167.631.000
N2L124	km de conductor (3 fases) aluminio 750 kcmil	225.110.000
N2L125	km de conductor (3 fases) de cobre aislado XLP o EPR, 15 kV- 4 AWG	180.956.000
N2L126	km de conductor (3 fases) de cobre aislado XLP o EPR, 15 kV- 2 AWG	186.256.000
N2L127	km de conductor (3 fases) de cobre aislado XLP o EPR, 15 kV- 1/0 AWG	192.490.000
N2L128	km de conductor (3 fases) de cobre aislado XLP o EPR, 15 kV- 2/0 AWG	199.510.000
N2L129	km de conductor (3 fases) de cobre aislado XLP o EPR, 15 kV- 3/0 AWG	207.720.000
N2L130	km de conductor (3 fases) de cobre aislado XLP o EPR, 15 kV- 4/0 AWG	216.643.000
N2L131	km de conductor (3 fases) de cobre aislado XLP o EPR, 15 kV- 300 Kcmil	225.210.000
N2L132	km de conductor (3 fases) de cobre aislado XLP o EPR, 15 kV- 350 Kcmil	233.477.000
N2L133	km de conductor (3 fases) de cobre aislado XLP o EPR, 15 kV- 400 Kcmil	241.053.000
N2L134	km de conductor (3 fases) AAAC aislado XLP o EPR, 15 kV- 500 Kcmil	248.056.000
N2L135	km de conductor (3 fases) AAAC aislado XLP o EPR, 15 kV- 750 Kcmil	260.711.000
N2L136	Cable de Guarda	2.960.000
N2L137	Sistema de puesta a tierra diseño típico	270.000
N2L138	Poste metálico de 12 m 750 kg	3.778.000
N2L139	Poste metálico de 12 m 1050 kg	5.111.000

Tabla 15. UC de transformadores de conexión al STN

UC	DESCRIPCIÓN	COSTO INSTALACIÓN [$ dic 2017]	VALOR UNITARIO [$/MVA dic 2017
N6T1	Autotransformador monofásico (OLTC) lado de alta en el 500 kV capacidad final 50 MVA a 100 MVA	678.157.000	25.456.000
N6T2	Autotransformador monofásico (OLTC) lado de alta en el 500 kV capacidad final 100 MVA a 150 MVA	899.502.000	27.300.000
N6T3	Autotransformador monofásico (OLTC) lado de alta en el 500 kV capacidad final mayor o igual a 150 MVA	1.265.741.000	29.741.000
N5T1	Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de hasta 10 MVA	239.250.000	71.059.000
N5T2	Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 11 a 20 MVA	266.661.000	62.984.000
N5T3	Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 21 a 40 MVA	335.011.000	57.708.000
N5T4	Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 41 a 50 MVA	447.444.000	54.591.000
N5T5	Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 51 a 60 MVA	482.056.000	53.042.000
N5T6	Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 61 a 90 MVA	542.489.000	50.644.000
N5T7	Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 91 a 100 MVA	594.951.000	48.812.000
N5T8	Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 101 a 120 MVA	630.619.000	47.675.000
N5T9	Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 121 a 150 MVA	684.899.000	46.085.000
N5T10	Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 151 a 180 MVA	743.645.000	44.527.000
N5T11	AutoTransformador monofásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final hasta 20 MVA	331.529.000	63.029.000
N5T12	AutoTransformador monofásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 21 a 40 MVA	379.407.000	57.177.000
N5T13	AutoTransformador monofásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 41 a 50 MVA	436.539.000	50.650.000
N5T14	AutoTransformador monofásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 51 a 60 MVA	469.890.000	48.972.000
N5T15	AutoTransformador monofásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 61 a 90 MVA	527.913.000	46.374.000
N5T16	AutoTransformador monofásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 91 a 100 MVA	578.058.000	44.390.000
N5T17	AutoTransformador monofásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 101 a 120 MVA	612.028.000	43.159.000
N5T18	AutoTransformador monofásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 121 a 150 MVA	663.525.000	41.437.000
N5T19	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de hasta 20 MVA	312.012.000	100.014.000
N5T20	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 21 a 40 MVA	352.707.000	76.144.000
N5T21	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 41 a 50 MVA	466.899.000	65.014.000
N5T22	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 51 a 60 MVA	502.829.000	62.154.000
N5T23	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 61 a 90 MVA	565.128.000	57.724.000
N5T24	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 91 a 120 MVA	643.094.000	52.908.000
N5T25	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de más de 121 MVA	674.251.000	49.306.000

Tabla 16. UC de transformadores de potencia de niveles de tensión 4, 3 y 2

UC	DESCRIPCIÓN	COSTO INSTALACIÓN [$ dic 2017]	VALOR UNITARIO [$/MVA dic 2017]
N4T1	Transformador trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 4 capacidad final hasta 5 MVA	173.802.000	123.704.000
N4T2	Transformador trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 4 capacidad final de 5 a 10 MVA	180.170.000	96.484.000
N4T3	Transformador trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 4 capacidad final de 11 a 15 MVA	204.477.000	83.010.000
N4T4	Transformador trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 4 capacidad final de 16 a 20 MVA	224.880.000	73.979.000
N4T5	Transformador trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 4 capacidad final de 21 a 30 MVA	249.450.000	64.312.000
N4T6	Transformador trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 4 capacidad final de 31 a 40 MVA	278.964.000	55.131.000
N4T7	Transformador trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 4 capacidad final de 41 a 50 MVA	303.583.000	48.243.000
N4T8	Transformador trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 4 capacidad final de 51 a 60 MVA	324.690.000	42.730.000
N4T9	Transformador trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 4 capacidad final de 61 a 80 MVA	364.204.000	38.345.000
N4T10	Transformador trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 4 capacidad final de 81 a 100 MVA	394.282.000	32.582.000
N4T11	Transformador trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 4 capacidad final mayor a 100 MVA	424.320.000	26.390.000
N4T12	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 4 capacidad final hasta 5 MVA	180.047.000	138.933.000
N4T13	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 4 capacidad final de 6 a 10 MVA	189.604.000	111.801.000
N4T14	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 4 capacidad final de 11 a 20 MVA	222.286.000	93.613.000
N4T15	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 4 capacidad final de 21 a 30 MVA	261.229.000	76.956.000
N4T16	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 4 capacidad final de 31 a 40 MVA	292.425.000	65.887.000
N4T17	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 4 capacidad final de 41 a 50 MVA	318.360.000	57.583.000
N4T18	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 4 capacidad final de 51 a 60 MVA	340.509.000	50.936.000
N4T19	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 4 capacidad final más de 60 MVA	410.540.000	43.170.000
N3T1	Transformador trifásico (NLTC) lado de alta en el nivel 3 capacidad final de 0.5 a 2.5 MVA	67.602.000	69.219.000
N3T2	Transformador trifásico (NLTC) lado de alta en el nivel 3 capacidad final de 2.6 a 6 MVA	76.962.000	61.188.000
N3T3	Transformador trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 3 capacidad final de 6.1 a 10 MVA	90.319.000	56.407.000
N3T4	Transformador trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 3 capacidad final de 11 a 15 MVA	106.019.000	52.752.000
N3T5	Transformador trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 3 capacidad final de 16 a 20 MVA	119.530.000	50.271.000
N3T6	Transformador trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 3 capacidad final de 21 a 30 MVA	136.199.000	47.615.000
N3T7	Transformador trifásico (OLTC) lado de alta en el nivel 3 capacidad final mayor a 31 MVA	146.130.000	44.182.000

Tabla 17. UC de equipos de nivel de tensión 4 y conexión al STN

UC	DESCRIPCIÓN	VALOR INSTALADO [$ dic 2017]
N4EQ2	Transformador de tensión - N4	33.882.000
N4EQ4	Unidad de calidad de potencia (PQ) CREG 024 de 2005	23.943.000

Tabla 18. UC de equipos de nivel de tensión 3

UC	DESCRIPCIÓN	VALOR INSTALADO [$ dic 2017]
N3EQ1	Equipo de medida - N3	1.071.000
N3EQ2	Juego cuchillas de operación sin carga - N3	1.581.000
N3EQ3	Juego pararrayos - N3	1.380.000
N3EQ4	Juego de seccionadores tripolar bajo carga - N3	30.202.000
N3EQ5	Reconectador - N3	60.774.000
N3EQ6	Regulador - N3	210.805.000
N3EQ7	Seccionalizador manual bajo carga - N3	24.970.000
N3EQ8	Seccionalizador eléctrico (motorizado) - N3	24.970.000
N3EQ9	Transición aérea - subterránea - N3	2.540.000
N3EQ10	Transformador de puesta a tierra	140.528.000
N3EQ11	Transformador de tensión - N3	5.908.000
N3EQ14	Unidad de calidad de potencia (PQ) CREG 024 de 2005	23.943.000
N3EQ22	Juego cortacircuitos - N3	1.693.000
N3EQ23	Juego pararrayos (44 kV - N3	3.073.000
N3EQ24	Transición aérea - subterránea (44 kV) - N3	3.170.000
N3EQ25	Indicador falla subterráneo - N3	3.604.000
N3EQ26	Transformador de tensión (pedestal) - N3	8.636.000
N3EQ27	Transformador de corriente - N3	6.765.000

Tabla 19. UC de equipos de nivel de tensión 2

UC	DESCRIPCIÓN	VALOR INSTALADO [$ dic 2017]
N2EQ1	Barraje de derivación subterráneo - N2	3.199.000
N2EQ2	Caja de maniobra - N2	21.684.000
N2EQ3	Control de bancos de capacitores	44.429.000
N2EQ4	Banco de condensadores montaje en poste 150 kVAr	10.061.000
N2EQ5	Banco de condensadores montaje en poste 300 kVAr	19.187.000
N2EQ6	Banco de condensadores montaje en poste 450 kVAr	28.312.000
N2EQ7	Banco de condensadores montaje en poste 600 kVAr	37.437.000
N2EQ8	Banco de condensadores montaje en poste 900 kVAr	55.688.000
N2EQ9	Cortacircuitos monopolar - N2	484.000
N2EQ10	Equipo de medida - N2	1.023.000
N2EQ11	Indicador falla - N2	1.124.000
N2EQ12	Juego cortacircuitos - N2	1.200.000
N2EQ13	Juego cuchillas de operación sin carga - N2	1.003.000
N2EQ14	Pararrayos - N2	482.000
N2EQ15	Juego pararrayos - N2	962.000
N2EQ16	Juego de seccionadores tripolar bajo carga - N2	27.881.000
N2EQ18	Regulador de voltaje trifásicos de distribución - N2	197.054.000
N2EQ19	Regulador de voltaje monofásico hasta 50 kVA - N2	31.678.000
N2EQ20	Regulador de voltaje monofásico hasta 150 kVA - N2	39.037.000
N2EQ21	Regulador de voltaje monofásico hasta 276 kVA - N2	48.929.000
N2EQ22	Regulador de voltaje monofásico hasta 500 kVA - N2	78.916.000
N2EQ23	Regulador de voltaje monofásico hasta 1000 kVA - N2	122.089.000
N2EQ24	Seccionador monopolar - N2	655.000
N2EQ25	Seccionador trifásico vacío - N2	1.060.000
N2EQ26	Seccionalizador con control inteligente, 400 A - N2	24.698.000
N2EQ27	Seccionalizador eléctrico en SF6, 400 A -N2	20.843.000
N2EQ28	Seccionalizador motorizado - N2	24.174.000
N2EQ29	Seccionalizador manual (bajo carga), 400 A - N2	20.319.000
N2EQ30	Interruptor en aire bajo carga - N2	10.329.000
N2EQ31	Transición aérea - subterránea - N2	1.260.000
N2EQ34	Unidad de calidad de potencia (PQ) CREG 024 de 2005	23.943.000
N2EQ35	Reconectador - N2	45.399.000
N2EQ36	Interruptor de transferencia en SF6 - N2	68.018.000
N2EQ37	Transformador de puesta a tierra	140.528.000
N2EQ38	Transformador de tensión - N2	5.571.000
N2EQ39	Transformador de tensión (pedestal) - N2	7.121.000
N2EQ40	Transformador de corriente - N2	3.570.000

Tabla 20. UC Unidades constructivas de control, protección y comunicaciones

UC	Descripción	VALOR INSTALADO [$ dic 2017]
N6P2	Control y protección Bahía de Transformador - 500 kV	220.813.000
N6P6	Control y Protección del Transformador - 500 kV	129.752.000
N5P2	Control y protección Bahía de Transformador - 230 kV	217.168.000
N5P7	Control y Protección del Transformador - 230 kV	121.428.000
N4P1	Control y protección Bahía de Línea - N4	133.249.000
N4P2	Control y protección Bahía de Transformador - N4	138.198.000
N4P3	Control y protección Bahía de Transf, Acopl, Corte Central - N4	101.006.000
N4P4	Control y protección Bahía de Seccionamiento - N4	59.731.000
N4P5	Protección Diferencial de Barras Tipo 1,2 - N4	101.128.000
N4P6	Protección Diferencial de Barras Tipo 3,4 - N4	116.062.000
N3P1	Control y protección Bahía de Línea - N3	88.902.000
N3P2	Control y protección Bahía de Transformador - N3	88.902.000
N3P3	Control y protección Bahía de Transf, Acopl, Corte Central - N3	82.310.000
N3P4	Control y protección Bahía Secc - N3	56.278.000
N3P5	Protección Diferencial de Barras Tipo 1,2 - N3	86.583.000
N3P6	Protección Diferencial de Barras Tipo 3 - N3	101.517.000
N2P1	Control y protección Bahía - N2	38.432.000

Tabla 21. Control de subestación y Estación Maestra

UC	Descripción	VALOR INSTALADO [$ dic 2017]
N0P1	Control subestación Tipo 1 (1-2 Bahías) ($/bahía)	125.195.000
N0P2	Control subestación Tipo 2 (3-4 Bahías) ($/bahía)	93.345.000
N0P3	Control subestación Tipo 3 (5-8 Bahías) ($/bahía)	84.778.000
N0P4	Control subestación Tipo 4 (9-12 Bahías) ($/bahía)	79.339.000
N0P5	Control subestación Tipo 5 (Más de 13 Bahías) ($/bahía)	73.180.000
N0P6	Centro de control tipo 1 (SCADA)	1.513.672.000
N0P7	Centro de control tipo 2 (SCADA+EMS Operativo)	5.330.826.000
N0P8	Centro de control tipo 2 (SCADA+DMS Operativo)	5.085.449.000
N0P9	Centro de control tipo 2 (SCADA+EMS + DMS Operativo)	8.470.431.000
N0P10	Centro de control tipo 3 (SCADA + EMS completa)	9.856.875.000
N0P11	Centro de control tipo 4 (SCADA+DMS Completo+OMS+CMS)	11.611.325.000
N0P12	Centro de control tipo 4 (SCADA+EMS-Completo+DMS Completo+OMS+CMS)	15.411.241.000
N0P13	Casa de control cualquier nivel de tensión ($/m²)	2.676.000

Tabla 22. Áreas reconocidas por componente para el edificio de control de las subestaciones

ITEM	AREA RECONOCIDA [m²]
ÁREAS GENERALES S/E NIVEL 4 - AG_4,s	75,00
ÁREAS GENERALES S/E NIVEL 3 - AG_3,s	56,25
BAHÍA - ABh	11,25
CELDA -ACe	7,50

Tabla 23. Áreas reconocidas por componente para el edificio de control de la estación maestra

-	-	-	-	TIPO 1	TIPO 2	TIPO 3	TIPO 4
-	L1	L2	Área	(SCADA)	(SCADA+EMS Operativo)	(SCADA+DMS Operativo)	(SCADA+EMS+DMS Operativo)	SCADA+EMS-Completa	(SCADA+DMSCompleto+OMS+CMS+GIS	(SCADA+EMS-Completo+DMS Completo+OMS+CMS+GIS
Sala de Control	5	5	25	1	1	-	- -	- -	- -	-
Sala Control con Proyección	10	10	100	-	-	1	1	1	1	1
Sala de Crisis	5	10	50	-	- -	-	1	1	1	1
Oficina Coordinador	5	5	25	-	1	1	1	1	1	1
Oficina Análisis	10	10	100	- -	-	1	1	2	2	2
Sala Servidores	5	10	50	1	1	1	1	1	1	1
Sala Comunicaciones	5	10	50	1	1	1	1	1	1	1
Grupo Electrógeno	10	20	200	-	- -	- -	1	1	1	1
UPS	10	10	100	1	1	1	1	1	1	1
Áreas anexas	10	10	100	-	-	1	1	1	1	2
Áreas Totales	-	-	m²	225	250	525	775	875	875	975

Tabla 24. Áreas típicas reconocidas para terrenos de las UC

Subestaciones convencionales nivel de tensión 4

CONFIGURACIÓN	BAHÍA DE LÍNEA [m²]	BAHÍA TRANSFORMADOR [m²]	BAHÍA DE ACOPLE, SECCIONAMIENTO, TRANSFERENCIA O CORTE [m²]	MÓDULO COMÚN TIPO 1 [m²]	MÓDULO COMÚN TIPO 2 [m²]	MÓDULO COMÚN TIPO 3 [m²]	MÓDULO COMÚN TIPO 4 [m²]
Barra sencilla	358	304		988	1.138	1.338	1.538
Doble Barra	422	469	422	2.048	2.810	4.080	4.842
Doble Barra más Bypass	422	469	422	2.048	2.810	4.080	4.842
Barra principal y transferencia	422	469	422	2.048	2.810	4.080	4.842
Interruptor y medio	298	371	410	2.458	3.026	3.258	3.826
Anillo	225	295		1.280	1.775	2.080	2.575

Subestaciones encapsuladas nivel de tensión 4

CONFIGURACIÓN	BAHÍA DE LÍNEA [m²]	BAHÍA TRANSFORMADOR [m²]	MÓDULO COMÚN [m²]
Barra sencilla	30	30	60
Doble Barra	40	50	60

Subestaciones nivel de tensión 3

Configuración	Bahía de línea [m²]	Bahía de Transformador [m²]	Bahía de acople, seccionamiento, transferencia o corte [m²]	Modulo común tipo 1 [m²]	Modulo común tipo 2 [m²]	Modulo común tipo 3 [m²]	Modulo común tipo 4 [m²]	Modulo común tipo 5 [m²]
Barra sencilla convencional	100	100		535	670	760	65	36
Barra sencilla encapsulada	60	60
Doble Barra convencional	100	100	100
Doble Barra encapsulada	60	60	60
Barra principal y transferencia	100	100	100

Subestaciones nivel de tensión 2

Configuración	Bahía de línea [m²]	Bahía de Transformador [m²]	Bahía de acople, seccionamiento, transferencia o corte [m²]	Modulo común tipo 1 [m²]	Modulo común tipo 2 [m²]	Modulo común tipo 3 [m²]	Modulo común tipo 4 [m²]
Barra sencilla convencional	60	60		481,5	603	684	36
Doble Barra convencional	60	60	60
Barra principal y transferencia	60	60	60

Transformadores

Configuración	Conexión al STN m²	Lado de alta en el nivel 4 m²	Lado de alta en el nivel 3 m²
Bancos monofásicos	160	70	20
Transformadores trifásicos	60	30	10

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 14 Num. 14.2)

ARTÍCULO 4.12.13.4. COSTOS ACTIVOS DE NIVEL DE TENSIÓN 1. En este listado se establecen los costos reconocidos para la valoración de activos de nivel de tensión 1.

Tabla 25. Costo apoyos nivel de tensión 1

UC	DESCRIPCIÓN	VALOR INSTALADO [$ dic 2017]
N1P1	Poste de concreto - 8 m - urbano - suspensión - red común	654.000
N1P2	Poste de concreto - 10 m - urbano - suspensión - red común	820.000
N1P3	Poste de concreto - 12 m - urbano- suspensión - red común	1.019.000
N1P4	Poste de madera - 8 m - urbano - suspensión - red común	671.000
N1P5	Poste de madera - 10 m - urbano- suspensión - red común	813.000
N1P6	Poste de madera - 12 m - urbano- suspensión - red común	911.000
N1P7	Poste de metálico - 8 m -urbano- suspensión - red común	846.000
N1P8	Poste de metálico - 10 m - urbano- suspensión - red común	1.054.000
N1P9	Poste de metálico - 12 m - urbano- suspensión - red común	1.263.000
N1P10	Poste de fibra de vidrio - 8 m - urbano- suspensión - red común	1.234.000
N1P11	Poste de fibra de vidrio - 10 m - urbano- suspensión - red común	1.883.000
N1P12	Poste de fibra de vidrio - 12 m - urbano- suspensión - red común	2.109.000
N1P13	Poste de concreto - 8 m - rural- suspensión - red común	758.000
N1P14	Poste de concreto -10 m - rural- suspensión - red común	925.000
N1P15	Poste de concreto - 12 m - rural- suspensión - red común	1.123.000
N1P16	Poste de madera - 8 m - rural- suspensión - red común	775.000
N1P17	Poste de madera - 10 m - rural- suspensión - red común	917.000
N1P18	Poste de madera - 12 m - rural- suspensión - red común	1.015.000
N1P19	Poste de metálico - 8 m - rural- suspensión - red común	950.000
N1P20	Poste de metálico - 10 m - rural- suspensión - red común	1.159.000
N1P21	Poste de metálico - 12 m - rural- suspensión - red común	1.367.000
N1P22	Poste de fibra de vidrio - 8 m - rural- suspensión - red común	1.338.000
N1P23	Poste de fibra de vidrio - 10 m - rural- suspensión - red común	1.987.000
N1P24	Poste de fibra de vidrio - 12 m - rural- suspensión - red común	2.214.000
N1P25	Poste de concreto - 8 m - urbano - retención - red común	697.000
N1P26	Poste de concreto - 10 m - urbano - retención - red común	864.000
N1P27	Poste de concreto - 12 m - urbano- retención - red común	1.063.000
N1P28	Poste de madera - 8 m - urbano - retención - red común	715.000
N1P29	Poste de madera - 10 m - urbano- retención - red común	857.000
N1P30	Poste de madera - 12 m - urbano- retención - red común	954.000
N1P31	Poste de metálico - 8 m -urbano- retención - red común	1.102.000
N1P32	Poste de metálico - 10 m - urbano- retención - red común	1.757.000
N1P33	Poste de metálico - 12 m - urbano- retención - red común	2.412.000
N1P34	Poste de fibra de vidrio - 8 m - urbano- retención - red común	1.277.000
N1P35	Poste de fibra de vidrio - 10 m - urbano- retención - red común	1.927.000
N1P36	Poste de fibra de vidrio - 12 m - urbano- retención - red común	2.153.000
N1P37	Poste de concreto - 8 m - rural- retención - red común	801.000
N1P38	Poste de concreto -10 m - rural- retención - red común	968.000
N1P39	Poste de concreto - 12 m - rural- retención - red común	1.167.000
N1P40	Poste de madera - 8 m - rural- retención - red común	819.000
N1P41	Poste de madera - 10 m - rural- retención - red común	961.000
N1P42	Poste de madera - 12 m - rural- retención - red común	1.058.000
N1P43	Poste de metálico - 8 m - rural- retención - red común	1.206.000
N1P44	Poste de metálico - 10 m - rural- retención - red común	1.861.000
N1P45	Poste de metálico - 12 m - rural- retención - red común	2.516.000
N1P46	Poste de fibra de vidrio - 8 m - rural- retención - red común	1.381.000
N1P47	Poste de fibra de vidrio - 10 m - rural- retención - red común	2.031.000
N1P48	Poste de fibra de vidrio - 12 m - rural- retención - red común	2.257.000
N1P49	Poste de concreto - 8 m - urbano - suspensión - red trenzada	646.000
N1P50	Poste de concreto - 10 m - urbano - suspensión - red trenzada	813.000
N1P51	Poste de concreto - 12 m - urbano- suspensión - red trenzada	1.011.000
N1P52	Poste de madera - 8 m - urbano - suspensión - red trenzada	663.000
N1P53	Poste de madera - 10 m - urbano- suspensión - red trenzada	805.000
N1P54	Poste de madera - 12 m - urbano- suspensión - red trenzada	903.000
N1P55	Poste de metálico - 8 m -urbano- suspensión - red trenzada	838.000
N1P56	Poste de metálico - 10 m - urbano- suspensión - red trenzada	1.047.000
N1P57	Poste de metálico - 12 m - urbano- suspensión - red trenzada	1.256.000
N1P58	Poste de fibra de vidrio - 8 m - urbano- suspensión - red trenzada	1.226.000
N1P59	Poste de fibra de vidrio - 10 m - urbano- suspensión - red trenzada	1.875.000
N1P60	Poste de fibra de vidrio - 12 m - urbano- suspensión - red trenzada	2.102.000
N1P61	Poste de concreto - 8 m - rural- suspensión - red trenzada	750.000
N1P62	Poste de concreto -10 m - rural- suspensión - red trenzada	917.000
N1P63	Poste de concreto - 12 m - rural- suspensión - red trenzada	1.116.000
N1P64	Poste de madera - 8 m - rural- suspensión - red trenzada	768.000
N1P65	Poste de madera - 10 m - rural- suspensión - red trenzada	909.000
N1P66	Poste de madera - 12 m - rural- suspensión - red trenzada	1.007.000
N1P67	Poste de metálico - 8 m - rural- suspensión - red trenzada	942.000
N1P68	Poste de metálico - 10 m - rural- suspensión - red trenzada	1.151.000
N1P69	Poste de metálico - 12 m - rural- suspensión - red trenzada	1.360.000
N1P70	Poste de fibra de vidrio - 8 m - rural- suspensión - red trenzada	1.330.000
N1P71	Poste de fibra de vidrio - 10 m - rural- suspensión - red trenzada	1.980.000
N1P72	Poste de fibra de vidrio - 12 m - rural- suspensión - red trenzada	2.206.000
N1P73	Poste de concreto - 8 m - urbano - retención - red trenzada	663.000
N1P74	Poste de concreto - 10 m - urbano - retención - red trenzada	829.000
N1P75	Poste de concreto - 12 m - urbano- retención - red trenzada	1.028.000
N1P76	Poste de madera - 8 m - urbano - retención - red trenzada	680.000
N1P77	Poste de madera - 10 m - urbano- retención - red trenzada	822.000
N1P78	Poste de madera - 12 m - urbano- retención - red trenzada	920.000
N1P79	Poste de metálico - 8 m -urbano- retención - red trenzada	1.067.000
N1P80	Poste de metálico - 10 m - urbano- retención - red trenzada	1.722.000
N1P81	Poste de metálico - 12 m - urbano- retención - red trenzada	2.377.000
N1P82	Poste de fibra de vidrio - 8 m - urbano- retención - red trenzada	1.243.000
N1P83	Poste de fibra de vidrio - 10 m - urbano- retención - red trenzada	1.892.000
N1P84	Poste de fibra de vidrio - 12 m - urbano- retención - red trenzada	2.118.000
N1P85	Poste de concreto - 8 m - rural- retención - red trenzada	767.000
N1P86	Poste de concreto -10 m - rural- retención - red trenzada	933.000
N1P87	Poste de concreto - 12 m - rural- retención - red trenzada	1.132.000
N1P88	Poste de madera - 8 m - rural- retención - red trenzada	784.000
N1P89	Poste de madera - 10 m - rural- retención - red trenzada	926.000
N1P90	Poste de madera - 12 m - rural- retención - red trenzada	1.024.000
N1P91	Poste de metálico - 8 m - rural- retención - red trenzada	1.171.000
N1P92	Poste de metálico - 10 m - rural- retención - red trenzada	1.826.000
N1P93	Poste de metálico - 12 m - rural- retención - red trenzada	2.481.000
N1P94	Poste de fibra de vidrio - 8 m - rural- retención - red trenzada	1.347.000
N1P95	Poste de fibra de vidrio - 10 m - rural- retención - red trenzada	1.996.000
N1P96	Poste de fibra de vidrio - 12 m - rural- retención - red trenzada	2.222.000
N1C1	Caja para redes subterráneas tipo sencillo	1.519.000
N1C2	Caja para redes subterráneas tipo doble	3.755.000
N1C3	Caja para redes subterráneas tipo alumbrado público	920.000
N1C4	Caja para redes subterráneas tipo teléfono	1.519.000

Tabla 26. Costo conductores nivel de tensión 1 para red urbana

UC	DESCRIPCIÓN	VALOR INSTALADO [$/dic 2017]
N1L1	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Aluminio - calibre < 6	702.400
N1L2	km de conductor/fase aéreo urbano aéreo urbano - Aislado - Aluminio - calibre 4	1.294.900
N1L3	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Aluminio - calibre 2	1.887.300
N1L4	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Aluminio - calibre 1	2.479.800
N1L5	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Aluminio - calibre 1/0	3.072.400
N1L6	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Aluminio - calibre 2/0	3.664.900
N1L7	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Aluminio - calibre 3/0	4.257.400
N1L8	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Aluminio - calibre 4/0	4.849.800
N1L9	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Aluminio - calibre 250	5.442.300
N1L10	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Aluminio - calibre 6/0	6.034.800
N1L11	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Aluminio - calibre 350	6.627.200
N1L12	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Cobre - calibre 12	1.149.000
N1L13	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Cobre - calibre 10	1.758.100
N1L14	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Cobre - calibre 8	3.180.400
N1L15	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Cobre - calibre 6	5.945.700
N1L16	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Cobre - calibre 4	8.711.100
N1L17	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Cobre - calibre 2	11.476.400
N1L18	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Cobre - calibre 1	14.241.800
N1L19	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Cobre - calibre 1/0	17.007.300
N1L20	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Cobre - calibre 2/0	19.772.600
N1L21	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Cobre - calibre 3/0	22.537.900
N1L22	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Cobre - calibre 4/0	25.303.300
N1L23	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Cobre - calibre 250	28.068.600
N1L24	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Cobre - calibre 6/0	30.834.000
N1L25	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Cobre - calibre 350	33.599.300
N1L26	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Cobre - calibre 400	36.364.700
N1L27	km de conductor/fase aéreo urbano - Aislado - Cobre - calibre 500	39.130.000
N1L28	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 14	925.500
N1L29	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 12	1.097.300
N1L30	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 10	1.269.100
N1L31	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 8	1.440.800
N1L32	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 6	1.612.600
N1L33	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 4	1.784.400
N1L34	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 2	1.956.100
N1L35	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 1	2.127.900
N1L36	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 1/0	2.299.900
N1L37	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 2/0	2.471.600
N1L38	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 3/0	2.643.400
N1L39	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 4/0	2.815.200
N1L40	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 6/0	2.986.900
N1L41	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 180	3.158.700
N1L42	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 336	3.330.500
N1L43	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Cobre - calibre < 10	1.184.200
N1L44	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Cobre - calibre 8	1.806.900
N1L45	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Cobre - calibre 6	4.234.100
N1L46	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Cobre - calibre 4	6.661.200
N1L47	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Cobre - calibre 2	9.088.400
N1L48	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Cobre - calibre 1	11.515.500
N1L49	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Cobre - calibre 1/0	13.942.800
N1L50	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Cobre - calibre 2/0	16.370.000
N1L51	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Cobre - calibre 6/0	18.797.100
N1L52	km de conductor/fase aéreo urbano - Desnudo - Cobre - calibre 750	21.224.300
N1L53	km de conductor/fase aéreo urbano - Trenzado - Aluminio - calibre < 6	3.336.800
N1L54	km de conductor/fase aéreo urbano - Trenzado - Aluminio - calibre 4	5.762.100
N1L55	km de conductor/fase aéreo urbano - Trenzado - Aluminio - calibre 2	8.187.300
N1L56	km de conductor/fase aéreo urbano - Trenzado - Aluminio - calibre 1/0	10.612.500
N1L57	km de conductor/fase aéreo urbano - Trenzado - Aluminio - calibre 2/0	13.037.800
N1L58	km de conductor/fase aéreo urbano - Trenzado - Aluminio - calibre 4/0	15.463.000
N1L59	km de conductor/fase aéreo urbano - Trenzado - Cobre - calibre 12	3.987.100
N1L60	km de conductor/fase aéreo urbano - Trenzado - Cobre - calibre 10	5.626.900
N1L61	km de conductor/fase aéreo urbano - Trenzado - Cobre - calibre 8	8.496.500
N1L62	km de conductor/fase aéreo urbano - Trenzado - Cobre - calibre 6	13.471.100
N1L63	km de conductor/fase aéreo urbano - Trenzado - Cobre - calibre 4	23.247.100
N1L64	km de conductor/fase aéreo urbano - Trenzado - Cobre - calibre 2	33.023.100
N1L65	km de conductor/fase aéreo urbano - Trenzado - Cobre - calibre 1/0	42.799.100
N1L66	km de conductor/fase aéreo urbano - Trenzado - Cobre - calibre 2/0	52.575.000

Tabla 27. Costo conductores nivel de tensión 1 para red rural

UC	DESCRIPCIÓN	VALOR INSTALADO [$/dic 2017]
N1L67	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Aluminio - calibre < 6	703.500
N1L68	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Aluminio - calibre 4	1.296.000
N1L69	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Aluminio - calibre 2	1.888.400
N1L70	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Aluminio - calibre 1	2.480.900
N1L71	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Aluminio - calibre 1/0	3.073.800
N1L72	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Aluminio - calibre 2/0	3.666.300
N1L73	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Aluminio - calibre 3/0	4.258.700
N1L74	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Aluminio - calibre 4/0	4.851.200
N1L75	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Aluminio - calibre 250	5.443.700
N1L76	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Aluminio - calibre 6/0	6.036.100
N1L77	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Aluminio - calibre 350	6.628.600
N1L78	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Cobre - calibre 12	1.150.100
N1L79	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Cobre - calibre 10	1.759.200
N1L80	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Cobre - calibre 8	3.181.500
N1L81	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Cobre - calibre 6	5.946.800
N1L82	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Cobre - calibre 4	8.712.200
N1L83	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Cobre - calibre 2	11.477.500
N1L84	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Cobre - calibre 1	14.242.900
N1L85	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Cobre - calibre 1/0	17.008.600
N1L86	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Cobre - calibre 2/0	19.774.000
N1L87	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Cobre - calibre 3/0	22.539.300
N1L88	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Cobre - calibre 4/0	25.304.700
N1L89	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Cobre - calibre 250	28.070.000
N1L90	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Cobre - calibre 6/0	30.835.300
N1L91	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Cobre - calibre 350	33.600.700
N1L92	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Cobre - calibre 400	36.366.000
N1L93	km de conductor/fase aéreo rural - Aislado - Cobre - calibre 500	39.131.400
N1L94	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Aluminio - calibre 14	926.600
N1L95	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Aluminio - calibre 12	1.098.400
N1L96	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Aluminio - calibre 10	1.270.200
N1L97	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Aluminio - calibre 8	1.441.900
N1L98	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Aluminio - calibre 6	1.613.700
N1L99	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Aluminio - calibre 4	1.785.500
N1L100	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Aluminio - calibre 2	1.957.200
N1L101	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Aluminio - calibre 1	2.129.000
N1L102	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Aluminio - calibre 1/0	2.301.200
N1L103	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Aluminio - calibre 2/0	2.473.000
N1L104	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Aluminio - calibre 3/0	2.644.800
N1L105	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Aluminio - calibre 4/0	2.816.500
N1L106	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Aluminio - calibre 6/0	2.988.300
N1L107	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Aluminio - calibre 180	3.160.100
N1L108	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Aluminio - calibre 336	3.331.800
N1L109	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Cobre - calibre < 10	1.185.300
N1L110	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Cobre - calibre 8	1.808.000
N1L111	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Cobre - calibre 6	4.235.200
N1L112	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Cobre - calibre 4	6.662.300
N1L113	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Cobre - calibre 2	9.089.500
N1L114	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Cobre - calibre 1	11.516.600
N1L115	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Cobre - calibre 1/0	13.944.200
N1L116	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Cobre - calibre 2/0	16.371.300
N1L117	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Cobre - calibre 6/0	18.798.500
N1L118	km de conductor/fase aéreo rural - Desnudo - Cobre - calibre 750	21.225.700
N1L119	km de conductor/fase aéreo rural - Trenzado - Aluminio - calibre < 6	3.338.500
N1L120	km de conductor/fase aéreo rural - Trenzado - Aluminio - calibre 4	5.763.800
N1L121	km de conductor/fase aéreo rural - Trenzado - Aluminio - calibre 2	8.189.000
N1L122	km de conductor/fase aéreo rural - Trenzado - Aluminio - calibre 1/0	10.614.200
N1L123	km de conductor/fase aéreo rural - Trenzado - Aluminio - calibre 2/0	13.039.500
N1L124	km de conductor/fase aéreo rural - Trenzado - Aluminio - calibre 4/0	15.464.700
N1L125	km de conductor/fase aéreo rural - Trenzado - Cobre - calibre 12	3.988.800
N1L126	km de conductor/fase aéreo rural - Trenzado - Cobre - calibre 10	5.628.600
N1L127	km de conductor/fase aéreo rural - Trenzado - Cobre - calibre 8	8.498.200
N1L128	km de conductor/fase aéreo rural - Trenzado - Cobre - calibre 6	13.472.800
N1L129	km de conductor/fase aéreo rural - Trenzado - Cobre - calibre 4	23.248.800
N1L130	km de conductor/fase aéreo rural - Trenzado - Cobre - calibre 2	33.024.800
N1L131	km de conductor/fase aéreo rural - Trenzado - Cobre - calibre 1/0	42.800.800
N1L132	km de conductor/fase aéreo rural - Trenzado - Cobre - calibre 2/0	52.576.800

Tabla 28. Costo conductores nivel de tensión 1 para red subterránea

UC	DESCRIPCIÓN	VALOR INSTALADO[$/dic 2017]
N1L133	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Aluminio - calibre < 6	702.300
N1L134	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Aluminio - calibre 4	1.294.800
N1L135	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Aluminio - calibre 2	1.887.200
N1L136	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Aluminio - calibre 1	2.479.700
N1L137	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Aluminio - calibre 1/0	3.072.400
N1L138	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Aluminio - calibre 2/0	3.664.800
N1L139	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Aluminio - calibre 3/0	4.257.300
N1L140	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Aluminio - calibre 4/0	4.849.800
N1L141	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Aluminio - calibre 250	5.442.200
N1L142	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Aluminio - calibre 6/0	6.034.700
N1L143	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Aluminio - calibre 350	6.627.200
N1L144	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Cobre - calibre 12	1.148.900
N1L145	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Cobre - calibre 10	1.758.000
N1L146	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Cobre - calibre 8	3.180.300
N1L147	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Cobre - calibre 6	5.945.700
N1L148	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Cobre - calibre 4	8.711.000
N1L149	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Cobre - calibre 2	11.476.300
N1L150	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Cobre - calibre 1	14.241.700
N1L151	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Cobre - calibre 1/0	17.007.200
N1L152	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Cobre - calibre 2/0	19.772.500
N1L153	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Cobre - calibre 3/0	22.537.900
N1L154	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Cobre - calibre 4/0	25.303.200
N1L155	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Cobre - calibre 250	28.068.600
N1L156	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Cobre - calibre 6/0	30.833.900
N1L157	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Cobre - calibre 350	33.599.300
N1L158	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Cobre - calibre 400	36.364.600
N1L159	km de conductor/fase subterráneo urbano - Aislado - Cobre - calibre 500	39.129.900
N1L160	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 14	925.400
N1L161	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 12	1.097.200
N1L162	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 10	1.269.000
N1L163	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 8	1.440.700
N1L164	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 6	1.612.500
N1L165	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 4	1.784.300
N1L166	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 2	1.956.100
N1L167	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 1	2.127.800
N1L168	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 1/0	2.299.800
N1L169	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 2/0	2.471.600
N1L170	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 3/0	2.643.300
N1L171	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 4/0	2.815.100
N1L172	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 6/0	2.986.900
N1L173	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 180	3.158.600
N1L174	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Aluminio - calibre 336	3.330.400
N1L175	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Cobre - calibre < 10	1.184.100
N1L176	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Cobre - calibre 8	1.806.800
N1L177	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Cobre - calibre 6	4.234.000
N1L178	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Cobre - calibre 4	6.661.100
N1L179	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Cobre - calibre 2	9.088.300
N1L180	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Cobre - calibre 1	11.515.400
N1L181	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Cobre - calibre 1/0	13.942.800
N1L182	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Cobre - calibre 2/0	16.369.900
N1L183	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Cobre - calibre 6/0	18.797.100
N1L184	km de conductor/fase subterráneo urbano - Desnudo - Cobre - calibre 750	21.224.200
N1L185	km de conductor/fase subterráneo urbano - Trenzado - Aluminio - calibre < 6	3.335.900
N1L186	km de conductor/fase subterráneo urbano - Trenzado - Aluminio - calibre 4	5.761.200
N1L187	km de conductor/fase subterráneo urbano - Trenzado - Aluminio - calibre 2	8.186.400
N1L188	km de conductor/fase subterráneo urbano - Trenzado - Aluminio - calibre 1/0	10.611.700
N1L189	km de conductor/fase subterráneo urbano - Trenzado - Aluminio - calibre 2/0	13.036.900
N1L190	km de conductor/fase subterráneo urbano - Trenzado - Aluminio - calibre 4/0	15.462.200
N1L191	km de conductor/fase subterráneo urbano - Trenzado - Cobre - calibre 12	3.986.300
N1L192	km de conductor/fase subterráneo urbano - Trenzado - Cobre - calibre 10	5.626.000
N1L193	km de conductor/fase subterráneo urbano - Trenzado - Cobre - calibre 8	8.495.700
N1L194	km de conductor/fase subterráneo urbano - Trenzado - Cobre - calibre 6	13.470.200
N1L195	km de conductor/fase subterráneo urbano - Trenzado - Cobre - calibre 4	23.246.200
N1L196	km de conductor/fase subterráneo urbano - Trenzado - Cobre - calibre 2	33.022.200
N1L197	km de conductor/fase subterráneo urbano - Trenzado - Cobre - calibre 1/0	42.798.200
N1L198	km de conductor/fase subterráneo urbano - Trenzado - Cobre - calibre 2/0	52.574.200

Tabla 29. Costo instalado de canalizaciónes ($ dic 2017)

UC	DESCRIPCIÓN	VALOR INSTALADO [$/m dic 2017]
N1C5	Canalización con 1 ducto	124.000
N1C6	Canalización con 2 ductos	124.000
N1C7	Canalización con 3 ductos	185.000
N1C8	Canalización con 4 ductos	185.000
N1C9	Canalización con 5 ductos	245.000
N1C10	Canalización con 6 ductos	245.000
N1C11	Canalización con 7 ductos	369.000
N1C12	Canalización con 8 ductos	369.000
N1C13	Canalización con 9 ductos	430.000
N1C14	Canalización con 10 ductos	430.000
N1C15	Canalización con 11 ductos	490.000
N1C16	Canalización con 12 ductos	490.000
N1C17	Canalización con 13 ductos	614.000
N1C18	Canalización con 14 ductos	614.000
N1C19	Canalización con 15 ductos	675.000
N1C20	Canalización con 16 ductos	675.000
N1C21	Canalización con 17 ductos	735.000
N1C22	Canalización con 18 ductos	735.000
N1C23	Canalización con 20 ductos	859.000
N1C24	Canalización con 24 ductos	980.000

Tabla 30. Costo otros elementos ($ Dic 2017)

DESCRIPCIÓN	VALOR INSTALADO [$/m dic 2017]
Palomilla	25.971
Puesta a tierra	154.040
Caja derivación acometidas	153.498

Tabla 31. Costo instalado de transformadores urbanos de nivel de tensión 1

UC	DESCRIPCIÓN	VALOR INSTALADO [$ Dic 2017]
N1T1	Transformador Aéreo Monofásico urbano de 5 kVA	5.087.000
N1T2	Transformador Aéreo Monofásico urbano de 7,5 kVA	5.487.000
N1T3	Transformador Aéreo Monofásico urbano de 10 kVA	5.887.000
N1T4	Transformador Aéreo Monofásico urbano de 15 kVA	6.286.000
N1T5	Transformador Aéreo Monofásico urbano de 25 kVA	6.686.000
N1T6	Transformador Aéreo Monofásico urbano de 37,5 kVA	7.133.000
N1T7	Transformador Aéreo Monofásico urbano de 50 kVA	7.532.000
N1T8	Transformador Aéreo Monofásico urbano de 75 kVA	7.932.000
N1T9	Transformador Aéreo Trifásico urbano de 15 kVA	5.678.000
N1T10	Transformador Aéreo Trifásico urbano de 20 kVA	6.934.000
N1T11	Transformador Aéreo Trifásico urbano de 30 kVA	8.190.000
N1T12	Transformador Aéreo Trifásico urbano de 45 kVA	9.446.000
N1T13	Transformador Aéreo Trifásico urbano de 50 kVA	10.702.000
N1T14	Transformador Aéreo Trifásico urbano de 75 kVA	11.958.000
N1T15	Transformador Aéreo Trifásico urbano de 112,5 kVA	13.265.000
N1T16	Transformador Aéreo Trifásico urbano de 150 kVA	14.521.000
N1T17	Transformador Pedestal Trifásico urbano de 45 kVA	36.995.000
N1T18	Transformador Pedestal Trifásico urbano de 75 kVA	39.854.000
N1T19	Transformador Pedestal Trifásico urbano de 112,5 kVA	42.713.000
N1T20	Transformador Pedestal Trifásico urbano de 225 kVA	45.572.000
N1T21	Transformador Pedestal Trifásico urbano de 250 kVA	48.431.000
N1T22	Transformador Pedestal Trifásico urbano de 300 kVA	51.290.000
N1T23	Transformador Pedestal Trifásico urbano de 400 kVA	54.149.000
N1T24	Transformador Pedestal Trifásico urbano de 500 kVA	57.008.000
N1T25	Transformador Pedestal Trifásico urbano de 630 kVA	60.332.000
N1T26	Transformador Pedestal Trifásico urbano de 1000 kVA	63.191.000
N1T27	Transformador Subestación Trifásico urbano de 45 kVA	74.095.000
N1T28	Transformador Subestación Trifásico urbano de 75 kVA	75.852.000
N1T29	Transformador Subestación Trifásico urbano de 112,5 kVA	78.049.000
N1T30	Transformador Subestación Trifásico urbano de 150 kVA	80.246.000
N1T31	Transformador Subestación Trifásico urbano de 225 kVA	84.640.000
N1T32	Transformador Subestación Trifásico urbano de 250 kVA	86.104.000
N1T33	Transformador Subestación Trifásico urbano de 300 kVA	89.033.000
N1T34	Transformador Subestación Trifásico urbano de 400 kVA	94.891.000
N1T35	Transformador Subestación Trifásico urbano de 500 kVA	100.749.000
N1T36	Transformador Subestación Trifásico urbano de 630 kVA	114.465.000
N1T37	Transformador Subestación Trifásico urbano de 1000 kVA	136.140.000

Tabla 32. Costo instalado de transformadores rurales de nivel de tensión 1

UC	DESCRIPCIÓN	VALOR INSTALADO [$/m dic 2017]
N1T38	Transformador Aéreo Monofásico rural de 5 kVA	5.658.000
N1T39	Transformador Aéreo Monofásico rural de 7,5 kVA	6.058.000
N1T40	Transformador Aéreo Monofásico rural de 10 kVA	6.458.000
N1T41	Transformador Aéreo Monofásico rural de 15 kVA	6.857.000
N1T42	Transformador Aéreo Monofásico rural de 25 kVA	7.257.000
N1T43	Transformador Aéreo Monofásico rural de 37,5 kVA	7.726.000
N1T44	Transformador Aéreo Monofásico rural de 50 kVA	8.125.000
N1T45	Transformador Aéreo Monofásico rural de 75 kVA	8.525.000
N1T46	Transformador Aéreo Trifásico rural de 15 kVA	6.255.000
N1T47	Transformador Aéreo Trifásico rural de 20 kVA	7.511.000
N1T48	Transformador Aéreo Trifásico rural de 30 kVA	8.767.000
N1T49	Transformador Aéreo Trifásico rural de 45 kVA	10.023.000
N1T50	Transformador Aéreo Trifásico rural de 50 kVA	11.279.000
N1T51	Transformador Aéreo Trifásico rural de 75 kVA	12.535.000
N1T52	Transformador Aéreo Trifásico rural de 112,5 kVA	13.930.000
N1T53	Transformador Aéreo Trifásico rural de 150 kVA	15.186.000
N1T54	Transformador Pedestal Trifásico rural de 45 kVA	36.995.000
N1T55	Transformador Pedestal Trifásico rural de 75 kVA	39.854.000
N1T56	Transformador Pedestal Trifásico rural de 112,5 kVA	42.713.000
N1T57	Transformador Pedestal Trifásico rural de 225 kVA	45.572.000
N1T58	Transformador Pedestal Trifásico rural de 250 kVA	48.431.000
N1T59	Transformador Pedestal Trifásico rural de 300 kVA	51.290.000
N1T60	Transformador Pedestal Trifásico rural de 400 kVA	54.149.000
N1T61	Transformador Pedestal Trifásico rural de 500 kVA	57.008.000
N1T62	Transformador Pedestal Trifásico rural de 630 kVA	60.332.000
N1T63	Transformador Pedestal Trifásico rural de 1000 kVA	63.191.000
N1T64	Transformador Subestación Trifásico rural de 45 kVA	74.095.000
N1T65	Transformador Subestación Trifásico rural de 75 kVA	75.852.000
N1T66	Transformador Subestación Trifásico rural de 112,5 kVA	78.049.000
N1T67	Transformador Subestación Trifásico rural de 150 kVA	80.246.000
N1T68	Transformador Subestación Trifásico rural de 225 kVA	84.640.000
N1T69	Transformador Subestación Trifásico rural de 250 kVA	86.104.000
N1T70	Transformador Subestación Trifásico rural de 300 kVA	89.033.000
N1T71	Transformador Subestación Trifásico rural de 400 kVA	94.891.000
N1T72	Transformador Subestación Trifásico rural de 500 kVA	100.749.000
N1T73	Transformador Subestación Trifásico rural de 630 kVA	114.465.000
N1T74	Transformador Subestación Trifásico rural de 1000 kVA	136.140.000

Las cajas de derivación de acometidas se reconocen únicamente en redes áereas con conductor trenzado, se asocia una sola caja por transformador

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 14 Num. 14.3)

ARTÍCULO 4.12.13.5. CATEGORÍAS DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS. Para la clasificación de las UC de los niveles de tensión 4, 3 y 2, establecidas en este capítulo, se deben utilizar las siguientes categorías:

Tabla 33. Unidades constructivas de la categoría de transformadores de potencia

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL DE TENSIÓN	VIDA ÚTIL	UC ASOCIADAS
1	Transformadores de potencia	4	35	N6T1 a N6T3, N5T1 a N5T25 y N4T1 a N4T19
1	Transformadores de potencia	3	35	N3T1 a N3T7

Tabla 34. Unidades constructivas de la categoría de compensación reactiva

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL DE TENSIÓN	VIDA ÚTIL	UC ASOCIADAS
2	Compensación reactiva	4	35	Unidad constructiva especial
2	Compensación reactiva	3	35	Unidad constructiva especial
2	Compensación reactiva	2	35	Unidad constructiva especial

Tabla 35. Unidades constructivas de la categoría de bahías y celdas

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL DE TENSIÓN	VIDA ÚTIL	UC ASOCIADAS
3	Bahías y celdas	4	35	N5S2, N5S4, N5S6, N5S8, N5S10, N5S12, N5S14, N5S16, N4S1 a N4S16, N4S47 a N4S56, y N4S65 a N4S66
3	Bahías y celdas	3	35	N3S1 a N3S20 y N3S61 a N3S62
3	Bahías y celdas	2	35	N2S1 a N2S12 y N2S15 a N2S18

Tabla 36. Unidades constructivas de la categoría de equipos de control, protección y comunicaciones

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL DE TENSIÓN	VIDA ÚTIL	UC ASOCIADAS
4	Equipos de control y comunicaciones	4	10	N4P1 a N4P6 y N4EQ4
4	Equipos de control y comunicaciones	3	10	N3P1 a N3P6, N3EQ1 y N3EQ14
4	Equipos de control y comunicaciones	2	10	N2P1, N2EQ3, N2EQ10, y N2EQ34

Tabla 37. Unidades constructivas de la categoría de equipos de subestación

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL DE TENSIÓN	VIDA ÚTIL	UC ASOCIADAS
5	Equipos de subestación	4	35	N4EQ2
5	Equipos de subestación	3	35	N3EQ10 a N3EQ11 y N3EQ22, a N3EQ27
5	Equipos de subestación	2	35	N2EQ36 a N2EQ40

Tabla 38. Unidades constructivas de la categoría de otros activos de subestación

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL DE TENSIÓN	VIDA ÚTIL	UC ASOCIADAS
6	Otros activos subestación	4	45	N4S20 a N4S46, N4S57 a N4S64
6	Otros activos subestación	3	45	N3S24 a N3S62
6	Otros activos subestación	2	45	N2S20 a N2S28 y N2S60 a N2S64

Tabla 39. Unidades constructivas de la categoría de líneas aéreas

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL DE TENSIÓN	VIDA ÚTIL	UC ASOCIADAS
7	Líneas aéreas	4	45	N4L60 a N4L75, N4L80 a N4L85, N4L89, N4L91 a N4L94
7	Líneas aéreas	3	45	N3L60 a N3L81 a N3L84a N3L112, N3L124 a N3L128
7	Líneas aéreas	2	45	N2L70 a N2L75, N2L80 a N2L106, N2L120 a N2L124 y N2L136 a N2L139.

Tabla 40. Unidades constructivas de la categoría de líneas subterráneas

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL DE TENSIÓN	VIDA ÚTIL	UC ASOCIADAS
8	Líneas subterráneas	4	45	N4L76 a N4L79 y N4L86 a N4L88
8	Líneas subterráneas	3	45	N3L82 a N3L83, N3L102 a N3L123
8	Líneas subterráneas	2	45	N2L76 a N2L79, N2L107 a N2L119 y N2L125 a N2L135

Tabla 41. Unidades constructivas de la categoría de equipos de línea

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL DE TENSIÓN	VIDA ÚTIL	UC ASOCIADAS
9	Equipos de línea	3	45	N3EQ2 a N3EQ9 y N3EQ22 a N3EQ25
9	Equipos de línea	2	45	N2EQ1, N2EQ2, N2EQ4 a N2EQ9, N2EQ11 a N2EQ16 N2EQ18 a N2EQ31 y N2EQ35

Tabla 42. Unidades constructivas de la categoría de centros de control

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL DE TENSIÓN	VIDA ÚTIL	UC ASOCIADAS
10	Centro de control	-	10	N0P1 a N0P13

Para la clasificaciòn de los circuitos de nivel de tensiòn 1 se deben utilizar las siguientes categorìas:

Tabla 43. Clasificación de activos de nivel de tensión 1

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL	VIDA ÚTIL GRUPO	UC ASOCIADAS
11	Transformadores de distribución	1	25	N1T1 a N1T74
12	Redes de distribución	1	35	N1L1 a N1L132, N1L133 a N1L198, N1P1 a N1P96 N1C1 a N1C4 y N1C5 a N1C24

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 14 Num. 14.4)

UC para valoración de activos BRA inicial

ARTÍCULO 4.12.14.1. CAPITULO 15. UC PARA VALORACIÓN DE ACTIVOS BRA INICIAL. Para la valoración de los activos construidos a partir de enero de 2008 y hasta la fecha de corte, que hacen parte de la BRA inicial, se utilizan las UC y los valores definidos en este capítulo.

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 15)

ARTÍCULO 4.12.14.2. UC DE NIVELES DE TENSIÓN 4, 3 Y 2. En este listado se establecen los costos para las UC de los niveles de tensión 4, 3 y 2

Tabla 44. UC de modúlos de transformador de conexión al STN

UC	DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA	VALOR INSTALADO [$Dic 2007]
N5S1	Bahía de transformador, doble barra más seccionador de transferencia, 500 kV	2.942.854.000
N5S2	Bahía de transformador, barra sencilla, 230 kV	1.120.491.000
N5S3	Bahía de transformador, barra principal y transferencia, 230 kV	1.231.406.000
N5S4	Bahía de transformador, doble barra, 230 kV	1.246.422.000
N5S5	Bahía de transformador, doble barra más transferencia, 230 kV	1.381.486.000
N5S6	Bahía de transformador, doble barra más seccionador by pass, 230 kV	1.420.507.000
N5S7	Módulo común activos de conexión al STN	76.393.000
N5S8	Centro de supervisión y control para activos de conexión STN	157.346.000
N5S9	Bahía de transformador, doble barra encapsulada, 230 kV	2.158.697.000
N5S10	Servicios auxiliares de conexión al STN	152.035.000

Tabla 45. UC de equipos de subestación de nivel de tensión 4

UC	DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA	VALOR INSTALADO [$Dic 2007]
N4S1	Bahía de línea - configuración barra sencilla - tipo convencional	645.516.000
N4S2	Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo convencional	568.989.000
N4S3	Bahía de línea - configuración barra doble - tipo convencional	701.954.000
N4S4	Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo convencional	625.434.000
N4S5	Bahía de línea - configuración barra doble con by pass - tipo convencional	808.493.000
N4S6	Bahía de transformador - barra doble con by pass - tipo convencional	726.570.000
N4S7	Bahía de línea - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	700.846.000
N4S8	Bahía de transformador - barra principal y transferencia convencional	624.348.000
N4S9	Bahía de línea - configuración interruptor y medio - tipo convencional	876.747.000
N4S10	Bahía de transformador - configuración interruptor y medio - tipo convencional	825.629.000
N4S11	Bahía de línea - configuración en anillo - tipo convencional	695.866.000
N4S12	Bahía de transformador - configuración en anillo - tipo convencional	644.748.000
N4S13	Bahía de línea - configuración barra sencilla - tipo encapsulada (SF6)	1.809.964.000
N4S14	Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo encapsulada(SF6)	1.739.851.000
N4S15	Bahía de línea - configuración barra doble - tipo encapsulada (SF6)	1.844.363.000
N4S16	Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo encapsulada(SF6)	1.774.176.000
N4S17	Bahía de maniobra - (acople - transferencia o seccionamiento) - tipo convencional	534.030.000
N4S18	Bahía de maniobra - tipo encapsulada (SF6)	1.304.904.000
N4S19	Protección diferencial de barras de una/dos/tres/cuatro zonas	81.322.000
N4S20	Módulo de barraje tipo 1 - configuración barra sencilla - tipo convencional	91.189.000
N4S21	Módulo de barraje tipo 2 - configuración barra sencilla - tipo convencional	124.021.000
N4S22	Módulo de barraje tipo 3 - configuración barra sencilla - tipo convencional	124.813.000
N4S23	Módulo de barraje tipo 4 - configuración barra sencilla - tipo convencional	160.536.000
N4S24	Módulo de barraje tipo 1 - configuración barra doble - tipo convencional	155.379.000
N4S25	Módulo de barraje tipo 2 - configuración barra doble - tipo convencional	287.361.000
N4S26	Módulo de barraje tipo 3 - configuración barra doble - tipo convencional	379.501.000
N4S27	Módulo de barraje tipo 4 - configuración barra doble - tipo convencional	453.562.000
N4S28	Módulo de barraje tipo 1 - barra doble con by pass - tipo convencional	166.178.000
N4S29	Módulo de barraje tipo 2 - barra doble con by pass - tipo convencional	314.234.000
N4S30	Módulo de barraje tipo 3 - barra doble con by pass - tipo convencional	422.505.000
N4S31	Módulo de barraje tipo 4 - barra doble con by pass - tipo convencional	517.893.000
N4S32	Módulo de barraje tipo 1 - barra principal y transferencia - convencional	155.477.000
N4S33	Módulo de barraje tipo 2 - barra principal y transferencia - convencional	287.459.000
N4S34	Módulo de barraje tipo 3 - barra principal y transferencia - convencional	379.456.000
N4S35	Módulo de barraje tipo 4 - barra principal y transferencia - convencional	464.169.000
N4S36	Módulo de barraje tipo 2 - configuración interruptor y medio - tipo convencional	198.189.000
N4S37	Módulo de barraje tipo 3 - configuración interruptor y medio - tipo convencional	230.400.000
N4S38	Módulo de barraje tipo 4 - configuración interruptor y medio - tipo convencional	296.534.000
N4S39	Módulo de barraje tipo 2 - configuración en anillo - tipo convencional	129.189.000
N4S40	Módulo de barraje tipo 3 - configuración en anillo - tipo convencional	148.235.000
N4S41	Módulo común tipo 1 (1 a 3 bahías) - convencional/encapsulada	519.313.000
N4S42	Módulo común tipo 2 (4 a 6 bahías) - convencional/encapsulada	1.067.222.000
N4S43	Módulo común tipo 3 (7 a 9 bahías) - convencional/encapsulada	1.583.739.000
N4S44	Módulo común tipo 4 (más 9 bahías) - convencional/encapsulada	1.959.991.000
N4S45	Sistema de control de la subestación (S/E 115 kV/34.5 kV) o (S/E 115kV/ 13.8 kV)	112.285.000
N4S46	Campo móvil encapsulado nivel 4	2.266.512.000
N4S47	Bahía de maniobra - (seccionamiento de barras sin interruptor) - tipo convencional	92.754.000
N4S48	Casa de control nivel de tensión 4 ($/m²)	2.000.000

Tabla 46. UC de equipos de subestación de nivel de tensión 3

UC	DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA	VALOR INSTALADO [$Dic 2007]
N3S1	Bahía de línea - configuración barra sencilla -tipo convencional	330.511.000
N3S2	Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo convencional	279.974.000
N3S3	Bahía de línea - configuración barra doble - tipo convencional	362.691.000
N3S4	Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo convencional	288.396.000
N3S5	Bahía de línea - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	362.791.000
N3S6	Bahía de transformador - barra principal y transferencia - convencional	312.283.000
N3S7	Bahía de línea - configuración barra sencilla - tipo encapsulada (SF6)	433.388.000
N3S8	Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo encapsulada (SF6)	386.204.000
N3S9	Bahía de línea - configuración barra doble - tipo encapsulada (SF6)	433.981.000
N3S10	Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo encapsulada (SF6)	383.966.000
N3S11	Celda de línea - subestación tipo metalclad	235.694.000
N3S12	Celda de transformador o acople - subestación tipo metalclad	162.889.000
N3S13	Bahía de línea - subestación convencional reducida - tipo 1	228.601.000
N3S14	Bahía de transformador - subestación convencional reducida - tipo 1	137.296.000
N3S15	Bahía de línea - subestación convencional reducida - tipo 2	287.591.000
N3S16	Bahía de transformador - subestación convencional reducida - tipo 2	135.324.000
N3S17	Bahía de línea - subestación reducida	84.812.000
N3S18	Bahía de transformador - subestación reducida	83.685.000
N3S19	Bahía de acople - tipo convencional	227.998.000
N3S20	Bahía de acople - tipo encapsulada (SF6)	316.972.000
N3S21	Protección diferencial - barra sencilla - tipo 1 o tipo 2	31.649.000
N3S22	Protección diferencial - configuraciones diferentes a barra sencilla - tipo 1 o 2	33.563.000
N3S23	Protección diferencial - barraje partido	58.762.000
N3S24	Módulo de barraje - barra sencilla - tipo convencional - tipo 1	30.596.000
N3S25	Módulo de barraje - barra sencilla - tipo convencional - tipo 2	43.404.000
N3S26	Módulo de barraje - barra sencilla - tipo convencional - tipo 3	56.738.000
N3S27	Módulo de barraje - barra doble - tipo 1	56.503.000
N3S28	Módulo de barraje - barra doble - tipo 2	83.130.000
N3S29	Módulo de barraje - barra doble - tipo 3	108.704.000
N3S30	Módulo de barraje - barra principal y transferencia - tipo convencional - tipo 1	56.503.000
N3S31	Módulo de barraje - barra principal y transferencia - tipo convencional - tipo 2	82.077.000
N3S32	Módulo de barraje - barra principal y transferencia - tipo convencional - tipo 3	108.704.000
N3S33	Módulo de barraje - convencional reducida	14.388.000
N3S34	Módulo común - tipo 1	286.545.000
N3S35	Módulo común - tipo 2	367.658.000
N3S36	Módulo común - tipo 3	479.784.000
N3S37	Módulo común - tipo 4	149.978.000
N3S38	Sistemas de control de la subestación	35.407.000
N3S39	Subestación móvil 30 MVA	1.845.005.000
N3S40	Subestación móvil 15 MVA	1.433.156.000
N3S41	Subestación móvil 21 MVA	1.582.747.000
N3S42	Subestación móvil 7.5 MVA	516.357.000
N3S43	Subestación simplificada (rural)	87.615.000
N3S44	Casa de control nivel de tensión 3 ($/m²)	2.000.000

Tabla 47, UC de equipos de subestación de nivel de tensión 2

UC	DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA	VALOR INSTALADO [$Dic 2007]
N2S1	Bahía de línea - configuración barra sencilla - tipo convencional	211.154.000
N2S2	Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo convencional	199.147.000
N2S3	Bahía de línea - configuración barra doble - tipo convencional	231.263.000
N2S4	Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo convencional	219.263.000
N2S5	Bahía de línea - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	226.892.000
N2S6	Bahía de transformador - barra principal y transferencia - convencional	209.647.000
N2S7	Bahía de línea - subestación reducida	72.416.000
N2S8	Bahía de acople o seccionamiento (configuraciones en que aplica) - convencional	183.832.000
N2S9	Celda de salida de circuito - barra sencilla - subestación metalclad	105.116.000
N2S10	Celda de llegada de transformador - barra sencilla - subestación metalclad	109.152.000
N2S11	Celda de interconexión o de acople - barra sencilla - subestación metalclad	97.783.000
N2S12	Celda de medida o auxiliares - barra sencilla - subestación metalclad	97.011.000
N2S13	Gabinete protección de barras - subestación metalclad	136.263.000
N2S14	Ducto de barras o cables llegada transformador - barra sencilla - se metalclad	53.178.000
N2S15	Celda de salida de circuito - doble barra - subestación metalclad	135.189.000
N2S16	Celda de llegada de transformador - doble barra - subestación metalclad	115.716.000
N2S17	Celda de interconexión o de acople - doble barra - subestación metalclad	103.865.000
N2S18	Celda de medida o auxiliares - doble barra - subestación metalclad	102.405.000
N2S19	Ducto barras/cables llegada transformador - doble barra - subestación metalclad	58.129.000
N2S20	Módulo de barraje - barra sencilla tipo 1	17.222.000
N2S21	Módulo de barraje - barra sencilla tipo 2	23.803.000
N2S22	Módulo de barraje - barra sencilla tipo 3	30.639.000
N2S23	Módulo de barraje - barra doble tipo 1	30.451.000
N2S24	Módulo de barraje - barra doble tipo 2	44.082.000
N2S25	Módulo de barraje - barra doble tipo 3	57.201.000
N2S26	Módulo de barraje - barra principal y transferencia - tipo 1	30.451.000
N2S27	Módulo de barraje - barra principal y transferencia - tipo 2	44.082.000
N2S28	Módulo de barraje - barra principal y transferencia - tipo 3	57.201.000
N2S29	Módulo de barraje - subestación reducida	14.239.000

Tabla 48. UC de líneas de nivel de nivel de tensión 4

UC	DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA	VALOR INSTALADO [$Dic 2007]
N4L1	km línea urbana - circuito sencillo - estructura concreto - conductor D-N4-1	203.914.000
N4L2	km línea urbana - circuito sencillo - estructura concreto - conductor D-N4-2	212.204.000
N4L3	km línea urbana - circuito sencillo - estructura concreto - conductor D-N4-3	231.231.000
N4L4	km línea urbana - circuito sencillo - estructura concreto - conductor D-N4-4	238.890.000
N4L5	km línea rural - circuito sencillo - estructura concreto - conductor D-N4-1	161.668.000
N4L6	km línea rural - circuito sencillo - estructura concreto - conductor D-N4-2	169.923.000
N4L7	km línea rural - circuito sencillo - estructura concreto - conductor D-N4-3	206.539.000
N4L8	km línea rural - circuito sencillo - estructura concreto - conductor D-N4-4	214.164.000
N4L9	km línea urbana - circuito doble - estructura concreto - conductor D-N4-1	257.809.000
N4L10	km línea urbana - circuito doble - estructura concreto - conductor D-N4-2	273.925.000
N4L11	km línea urbana - circuito doble - estructura concreto - conductor D-N4-3	309.580.000
N4L12	km línea urbana - circuito doble - estructura concreto - conductor D-N4-4	328.924.000
N4L13	km línea rural - circuito doble - estructura concreto - conductor D-N4-1	220.682.000
N4L14	km línea rural - circuito doble - estructura concreto - conductor D-N4-2	236.730.000
N4L15	km línea rural - circuito doble - estructura concreto - conductor D-N4-3	289.807.000
N4L16	km línea rural - circuito doble - estructura concreto - conductor D-N4-4	309.110.000
N4L17	km línea urbana - circuito sencillo - poste metálico - conductor D-N4-1	332.836.000
N4L18	km línea urbana - circuito sencillo - poste metálico - conductor D-N4-2	341.127.000
N4L19	km línea urbana - circuito sencillo - poste metálico - conductor D-N4-3	356.103.000
N4L20	km línea urbana - circuito sencillo - poste metálico - conductor D-N4-4	367.813.000
N4L21	km línea rural - circuito sencillo - poste metálico - conductor D-N4-1	253.880.000
N4L22	km línea rural - circuito sencillo - poste metálico - conductor D-N4-2	262.135.000
N4L23	km línea rural - circuito sencillo - poste metálico - conductor D-N4-3	277.069.000
N4L24	km línea rural - circuito sencillo - poste metálico - conductor D-N4-4	318.328.000
N4L25	km línea urbana - circuito doble - poste metálico - conductor D-N4-1	386.398.000
N4L26	km línea urbana - circuito doble - poste metálico - conductor D-N4-2	408.513.000
N4L27	km línea urbana - circuito doble - poste metálico - conductor D-N4-3	438.169.000
N4L28	km línea urbana - circuito doble - poste metálico - conductor D-N4-4	451.427.000
N4L29	km línea rural - circuito doble - poste metálico - conductor D-N4-1	312.431.000
N4L30	km línea rural - circuito doble - poste metálico - conductor D-N4-2	364.052.000
N4L31	km línea rural - circuito doble - poste metálico - conductor D-N4-3	393.625.000
N4L32	km línea rural - circuito doble - poste metálico - conductor D-N4-4	406.827.000
N4L33	km línea urbana - circuito sencillo - torre metálica - conductor D-N4-1	217.935.000
N4L34	km línea urbana - circuito sencillo - torre metálica - conductor D-N4-2	223.507.000
N4L35	km línea urbana - circuito sencillo - torre metálica - conductor D-N4-3	254.902.000
N4L36	km línea urbana - circuito sencillo - torre metálica - conductor D-N4-4	261.805.000
N4L37	km línea rural - circuito sencillo - torre metálica - conductor D-N4-1	196.693.000
N4L38	km línea rural - circuito sencillo - torre metálica - conductor D-N4-2	204.527.000
N4L39	km línea rural - circuito sencillo - torre metálica - conductor D-N4-3	222.313.000
N4L40	km línea rural - circuito sencillo - torre metálica - conductor D-N4-4	229.216.000
N4L41	km línea urbana - circuito doble - torre metálica - conductor D-N4-1	311.045.000
N4L42	km línea urbana - circuito doble - torre metálica - conductor D-N4-2	326.814.000
N4L43	km línea urbana - circuito doble - torre metálica - conductor D-N4-3	380.053.000
N4L44	km línea urbana - circuito doble - torre metálica - conductor D-N4-4	393.900.000
N4L45	km línea rural - circuito doble - torre metálica - conductor D-N4-1	261.089.000
N4L46	km línea rural - circuito doble - torre metálica - conductor D-N4-2	276.756.000
N4L47	km línea rural - circuito doble - torre metálica - conductor D-N4-3	313.713.000
N4L48	km línea rural - circuito doble - torre metálica - conductor D-N4-4	327.519.000
N4L49	km de línea - subterránea	2.526.812.000
N4L50	km de línea - submarina	1.643.678.000
N4L51	km de línea - conexión internacional - 138 kV	208.304.000
N4L52	km de fibra óptica ADSS/OPGW	32.685.000

Tabla 49. UC de líneas de nivel de tensión 3

UC	DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA	VALOR INSTALADO [$Dic 2007]
N3L1	km línea urbana - circuito sencillo - poste concreto - conductor D-N3-1	77.632.000
N3L2	km línea urbana - circuito sencillo - poste concreto - conductor D-N3-2	83.028.000
N3L3	km línea urbana - circuito sencillo - poste concreto - conductor D-N3-3	89.152.000
N3L4	km línea rural - circuito sencillo - poste concreto - conductor D-N3-1	44.215.000
N3L5	km línea rural - circuito sencillo - poste concreto - conductor D-N3-2	51.500.000
N3L6	km línea rural - circuito sencillo - poste concreto - conductor D-N3-3	59.767.000
N3L7	km línea urbana - circuito doble - poste concreto - conductor D-N3-1	149.010.000
N3L8	km línea urbana - circuito doble - poste concreto - conductor D-N3-2	159.765.000
N3L9	km línea urbana - circuito doble - poste concreto - conductor D-N3-3	171.968.000
N3L10	km línea rural - circuito doble - poste concreto - conductor D-N3-1	84.438.000
N3L11	km línea rural - circuito doble - poste concreto - conductor D-N3-2	99.008.000
N3L12	km línea rural - circuito doble - poste concreto - conductor D-N3-3	115.542.000
N3L13	km línea rural - circuito sencillo - torre metálica - conductor D-N3-1	63.709.000
N3L14	km línea rural - circuito sencillo - torre metálica - conductor D-N3-2	70.994.000
N3L15	km línea rural - circuito sencillo - torre metálica - conductor D-N3-3	79.261.000
N3L16	km línea rural - circuito doble - torre metálica - conductor D-N3-1	105.444.000
N3L17	km línea rural - circuito doble - torre metálica - conductor D-N3-2	120.015.000
N3L18	km línea rural - circuito doble - torre metálica - conductor D-N3-3	136.549.000
N3L19	km línea urbana - circuito sencillo - poste > 20 m - conductor D-N3-1	283.580.000
N3L20	km línea urbana - circuito sencillo - poste > 20 m - conductor D-N3-2	288.957.000
N3L21	km línea urbana - circuito sencillo - poste > 20 m - conductor D-N3-3	295.059.000
N3L22	km línea urbana - circuito doble - poste > 20 m - conductor D-N3-1	328.307.000
N3L23	km línea urbana - circuito doble - poste > 20 m - conductor D-N3-2	339.061.000
N3L24	km línea urbana - circuito doble - poste > 20 m - conductor D-N3-3	351.264.000
N3L25	km línea urbana - 3 fases - semiaislada - conductor sa-n3-1	102.748.000
N3L26	km línea urbana - 3 fases - semiaislada - conductor sa-n3-2	144.078.000
N3L27	km conductor subterráneo urbano - 3 cable monopolar - cu aislado XLPE 35 kv-750 kcmil	424.732.000
N3L28	km conductor subterráneo urbano - 3 cable monopolar - cu aislado XLPE 35 kV - 500 kcmil	323.807.000
N3L29	km conductor subterráneo urbano - 3 cable monopolar - cu aislado XLPE 35 kV - 350 kcmil	252.108.000
N3L30	km conductor subterráneo urbano 3 cable monopolar - cu aislado XLPE 35 kV - 4/0 AWG	194.042.000
N3L31	km conductor subterráneo urbano - 3 cable monopolar - cu aislado XLPE 35 kV - 1/0 AWG	163.029.000
N3L32	km canalización urbana 4x6"	457.516.000
N3L33	km canalización urbana 6x6"	537.317.000

Tabla 50. UC de líneas de nivel de tensión 2

UC	DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA	VALOR INSTALADO [$Dic 2007]
N2L1	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 1 - 3 hilos (3 fases, sin neutro) - conductor D-N2-1	56.124.000
N2L2	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 1 - 3 hilos (3 fases, sin neutro) - conductor D-N2-2	58.634.000
N2L3	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 1 - 3 hilos (3 fases, sin neutro) - conductor D-N2-3	64.622.000
N2L4	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 1 - 3 hilos (3 fases, sin neutro) - conductor D-N2-4	75.879.000
N2L5	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 1 - 3 hilos (3 fases, sin neutro) - conductor D-N2-5	95.701.000
N2L6	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 2 - 3 hilos (3 fases, sin neutro) - conductor D-N2-1	34.946.000
N2L7	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 2 - 3 hilos (3 fases, sin neutro) - conductor D-N2-2	37.456.000
N2L8	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 2 - 3 hilos (3 fases, sin neutro) - conductor D-N2-3	43.239.000
N2L9	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 2 - 3 hilos (3 fases, sin neutro) - conductor D-N2-4	54.701.000
N2L10	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 2 - 3 hilos (3 fases, sin neutro) - conductor D-N2-5	74.523.000
N2L11	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 1 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor D-N2-1	68.718.000
N2L12	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 1 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor D-N2-2	72.306.000
N2L13	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 1 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor D-N2-3	80.285.000
N2L14	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 1 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor D-N2-4	95.206.000
N2L15	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 1 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor D-N2-5	121.530.000
N2L16	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 2 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor D-N2-1	45.695.000
N2L17	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 2 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor D-N2-2	49.282.000
N2L18	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 2 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor D-N2-3	56.976.000
N2L19	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 2 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor D-N2-4	72.183.000
N2L20	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 2 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor D-N2-5	98.507.000
N2L21	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 1 - 2 hilos (2 fases, sin neutro) - conductor D-N2-1	49.190.000
N2L22	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 1 - 2 hilos (2 fases, sin neutro) - conductor D-N2-2	50.858.000
N2L23	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 1 - 2 hilos (2 fases, sin neutro) - conductor D-N2-4	62.309.000
N2L24	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 2 - 2 hilos (2 fases, sin neutro) - conductor D-N2-1	29.978.000
N2L25	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 2 - 2 hilos (2 fases, sin neutro) - conductor D-N2-2	31.647.000
N2L26	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 2 - 2 hilos (2 fases, sin neutro) - conductor D-N2-4	43.097.000
N2L27	km línea rural - poste concreto - vano tipo 1 - 3 hilos (3 fases, sin neutro) - conductor D-N2-1	34.632.000
N2L28	km línea rural - poste concreto - vano tipo 1 - 3 hilos (3 fases, sin neutro) - conductor D-N2-2	37.235.000
N2L29	km línea rural - poste concreto - vano tipo 1 - 3 hilos (3 fases, sin neutro) - conductor D-N2-3	43.320.000
N2L30	km línea rural - poste concreto - vano tipo 1 - 3 hilos (3 fases, sin neutro) - conductor D-N2-4	55.379.000
N2L31	km línea rural - poste concreto - vano tipo 1 - 3 hilos (3 fases, sin neutro) - conductor D-N2-5	76.235.000
N2L32	km línea rural - poste concreto - vano tipo 2 - 3 hilos (3 fases, sin neutro) - conductor D-N2-1	29.401.000
N2L33	km línea rural - poste concreto - vano tipo 2 - 3 hilos (3 fases, sin neutro) - conductor D-N2-2	32.004.000
N2L34	km línea rural - poste concreto - vano tipo 2 - 3 hilos (3 fases, sin neutro) - conductor D-N2-3	38.074.000
N2L35	km línea rural - poste concreto - vano tipo 2 - 3 hilos (3 fases, sin neutro) - conductor D-N2-4	50.148.000
N2L36	km línea rural - poste concreto - vano tipo 2 - 3 hilos (3 fases, sin neutro) - conductor D-N2-5	70.794.000
N2L37	km línea rural - poste concreto - vano tipo 1 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor D-N2-1	43.985.000
N2L38	km línea rural - poste concreto - vano tipo 1 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor D-N2-2	46.830.000
N2L39	km línea rural - poste concreto - vano tipo 1 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor D-N2-3	52.899.000
N2L40	km línea rural - poste concreto - vano tipo 1 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor D-N2-4	64.905.000
N2L41	km línea rural - poste concreto - vano tipo 1 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor D-N2-5	85.682.000
N2L42	km línea rural - poste concreto - vano tipo 2 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor D-N2-1	36.841.000
N2L43	km línea rural - poste concreto - vano tipo 2 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor D-N2-2	39.686.000
N2L44	km línea rural - poste concreto - vano tipo 2 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor D-N2-3	45.683.000
N2L45	km línea rural - poste concreto - vano tipo 2 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor D-N2-4	57.761.000
N2L46	km línea rural - poste concreto - vano tipo 2 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor D-N2-5	78.538.000
N2L47	km línea rural - poste concreto - vano tipo 2 - 2 hilos (2 fases, sin neutro) - conductor D-N2-1	30.318.000
N2L48	km línea rural - poste concreto - vano tipo 2 - 2 hilos (2 fases, sin neutro) - conductor D-N2-2	32.062.000
N2L49	km línea rural - poste concreto - vano tipo 2 - 2 hilos (2 fases, sin neutro) - conductor D-N2-4	44.250.000
N2L50	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 1 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor SA-N2-1	111.106.000
N2L51	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 1 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor SA-N2-2	122.840.000
N2L52	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 1 - 4 hilos (3 fases, con neutro) - conductor SA-N2-3	135.765.000
N2L53	km línea urbana - poste concreto - vano tipo 1 - 2 hilos (1 fase, con neutro) - conductor SA-N2-1	94.055.000
N2L54	km conductor subterráneo urbano - 3 cables monopolares - cu aislado xlp o EPR, 15 kV - 4 AWG	52.127.000
N2L55	km conductor subterráneo urbano - 3 cables monopolares - cu aislado xlp o EPR, 15 kV - 2 AWG	81.125.000
N2L56	km conductor subterráneo urbano - 3 cables monopolares - cu aislado xlp o EPR, 15 kV - 1/0 AWG	91.758.000
N2L57	km conductor subterráneo urbano - 3 cables monopolares - cu aislado xlp o EPR, 15 kV - 2/0 AWG	102.390.000
N2L58	km conductor subterráneo urbano - 3 cables monopolares - cu aislado xlp o EPR, 15 kV - 3/0 AWG	114.938.000
N2L59	km conductor subterráneo urbano - 3 cables monopolares - cu aislado xlp o EPR, 15 kV - 4/0 AWG	130.111.000
N2L60	km conductor subterráneo urbano - 3 cables monopolares - cu aislado xlp o EPR, 15 kV - 300 kcmil	166.586.000
N2L61	km conductor subterráneo urbano - 3 cables monopolares - cu aislado xlp o EPR, 15 kV - 350 kcmil	181.176.000
N2L62	km conductor subterráneo urbano - 3 cables monopolares - cu aislado xlp o EPR, 15 kV - 500 kcmil	228.877.000
N2L63	km conductor subterráneo urbano - 3 cables monopolares - aaac aislado xlp o EPR, 15 kV - 500 kcmil	182.038.000
N2L64	km conductor subterráneo urbano - 3 cables monopolares - aaac aislado xlp o EPR, 15 kV - 750 kcmil	251.252.000
N2L65	km conductor subterráneo urbano - 1 cable monopolar - cu aislado xlp o EPR, 15 kV- 1/0 AWG	30.586.000
N2L66	km canalización urbana 2x4"	224.811.000
N2L67	km canalización urbana 4x4"	278.426.000
N2L68	km canalización urbana 6x4"	340.573.000
N2L69	km canalización urbana 6x4" y 3x6"	533.351.000

Tabla 51. UC de transformadores de conexión al STN

UC	DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA	COSTO DE INSTALACIÓN [$Dic 2007]	VALOR UNITARIO [$/MVA Dic 2007]
N5T1	Transformador trifásico (OLTC) - conexión al STN - hasta 10 MVA	161.846.000	54.795.000
N5T2	Transformador trifásico (OLTC) - conexión al STN - de 11 a 20 MVA	174.071.000	48.568.000
N5T3	Transformador trifásico (OLTC) - conexión al STN - de 21 a 40 MVA	234.809.000	44.500.000
N5T4	Transformador trifásico (OLTC) - conexión al STN - de 41 a 50 MVA	254.438.000	42.096.000
N5T5	Transformador trifásico (OLTC) - conexión al STN - de 51 a 60 MVA	267.152.000	40.902.000
N5T6	Transformador trifásico (OLTC) - conexión al STN - 61-90 MVA	414.005.000	39.052.000
N5T7	Transformador trifásico (OLTC) - conexión al STN - 91-100 MVA	438.082.000	37.640.000
N5T8	Transformador trifásico (OLTC) - conexión al STN - 101-120 MVA	455.779.000	36.763.000
N5T9	Transformador trifásico (OLTC) - conexión al STN - 121-150 MVA	484.711.000	35.538.000
N5T10	Transformador trifásico (OLTC) - conexión al STN - 151-180 MVA	518.654.000	34.336.000
N5T11	Autotransformador monofásico (OLTC) - conexión al STN - hasta 20 MVA	171.525.000	48.603.000
N5T12	Autotransformador monofásico (OLTC) - conexión al STN - 21-40 MVA	234.549.000	44.091.000
N5T13	Autotransformador monofásico (OLTC) - conexión al STN - 41-50 MVA	251.540.000	39.057.000
N5T14	Autotransformador monofásico (OLTC) - conexión al STN - 51-60 MVA	263.494.000	37.764.000
N5T15	Autotransformador monofásico (OLTC) - conexión al STN - 61-90 MVA	408.773.000	35.760.000
N5T16	Autotransformador monofásico (OLTC) - conexión al STN - 91-100 MVA	431.218.000	34.231.000
N5T17	Autotransformador monofásico (OLTC) - conexión al STN - 101 - 120 MVA	447.662.000	33.281.000
N5T18	Autotransformador monofásico (OLTC) - conexión al STN - 121 - 150 MVA	474.457.000	31.953.000
N5T19	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) - conexión STN- hasta 20 MVA	177.568.000	77.123.000
N5T20	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) - conexión al STN - 21-40 MVA	243.846.000	58.716.000
N5T21	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) - conexión al STN - 41-50 MVA	262.103.000	50.134.000
N5T22	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) - conexión al STN - 51- 60 MVA	275.341.000	47.929.000
N5T23	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) - conexión al STN - 61- 90 MVA	422.682.000	44.513.000
N5T24	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) - conexión al STN- 91-120 MVA	458.270.000	40.799.000
N5T25	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) - conexión al STN- > 121MVA	471.952.000	38.021.000

Tabla 52. UC de transformadores de potencia

UC	DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA	COSTO DE INSTALACIÓN [$Dic 2007]	VALOR UNITARIO [$/MVA Dic 2007]
N4T1	Transformador trifásico (OLTC) - lado de alta en el nivel 4 - hasta 5 MVA	152.592.000	95.390.000
N4T2	Transformador trifásico (OLTC) - lado de alta en el nivel 4 - de 5 a 10 MVA	161.743.000	74.400.000
N4T3	Transformador trifásico (OLTC) - lado de alta en el nivel 4 - de 11 a 15 MVA	172.110.000	64.011.000
N4T4	Transformador trifásico (OLTC) - lado de alta en el nivel 4 - de 16 a 20 MVA	181.070.000	57.047.000
N4T5	Transformador trifásico (OLTC) - lado de alta en el nivel 4 - de 21 a 30 MVA	192.852.000	49.593.000
N4T6	Transformador trifásico (OLTC) - lado de alta en el nivel 4 - de 31 a 40 MVA	247.740.000	42.513.000
N4T7	Transformador trifásico (OLTC) - lado de alta en el nivel 4 - de 41 a 50 MVA	261.206.000	37.201.000
N4T8	Transformador trifásico (OLTC) - lado de alta en el nivel 4 - de 51 a 60 MVA	273.655.000	32.950.000
N4T9	Transformador trifásico (OLTC) - lado de alta en el nivel 4 - de 61 a 80 MVA	416.987.000	29.569.000
N4T10	Transformador trifásico (OLTC) - lado alta en el nivel 4 - de 81 a 100 MVA	465.610.000	25.125.000
N4T11	Transformador trifásico (OLTC) - lado alta en el nivel 4 - mayor a 100 MVA	470.974.000	20.350.000
N4T12	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) - lado alta nivel 4 - hasta 5 MVA	153.214.000	107.134.000
N4T13	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) - lado alta nivel 4 - de 6 a 10 MVA	164.096.000	86.212.000
N4T14	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) - lado alta nivel 4- de 11 a 20 MVA	180.004.000	72.187.000
N4T15	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) - lado alta nivel 4- de 21 a 30 MVA	198.017.000	59.343.000
N4T16	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) - lado alta nivel 4- de 31 a 40 MVA	253.892.000	50.807.000
N4T17	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) - lado alta nivel 4- de 41 a 50 MVA	268.073.000	44.404.000
N4T18	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) - lado alta nivel 4- de 51 a 60 MVA	281.030.000	39.278.000
N4T19	Transformador tridevanado trifásico (OLTC) - alta nivel 4- mayor a 60 MVA	282.338.000	33.289.000
N3T1	Transformador trifásico (nltc) - lado alta nivel 3 - de 0.5 a 2.5 MVA	96.712.000	53.376.000
N3T2	Transformador trifásico (nltc) - lado alta nivel 3 - de 2.6 a 6 MVA	103.303.000	47.184.000
N3T3	Transformador trifásico (OLTC) - lado alta nivel 3 - de 6.1 a 10 MVA	112.806.000	43.497.000
N3T4	Transformador trifásico (OLTC) - lado alta nivel 3 - de 11 a 15 MVA	126.108.000	40.679.000
N3T5	Transformador trifásico (OLTC) - lado alta nivel 3 - de 16 a 20 MVA	138.748.000	38.765.000
N3T6	Transformador trifásico (OLTC) - lado alta nivel 3 - de 21 a 30 MVA	157.082.000	36.717.000
N3T7	Transformador trifásico (OLTC) - lado alta nivel 3 - mayor a 31 MVA	208.869.000	34.070.000

Tabla 53. UC de equipos de compensación

UC	DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA	COSTO DE INSTALACIÓN [$ Dic 2007]	VALOR UNITARIO [$/kVAr Dic 2007]
N4CR1	Compensación reactiva - capacidad final mayor de 3 a 6 MVAr - nivel 4	31.883.000	16.740
N4CR2	Compensación reactiva - capacidad final mayor de 6 a 12 MVAr - nivel 4	36.038.000	14.820
N4CR3	Compensación reactiva - capacidad final mayor de 12 a 18 MVAr - nivel 4	42.492.000	13.550
N4CR4	Compensación reactiva - capacidad final mayor de 18 a 54 MVAr - nivel 4	73.560.000	13.130
N4CR5	Compensación reactiva - capacidad final mayor de 54 a 90 MVAr - nivel 4	130.401.000	13.130
N3CR1	Compensación reactiva - capacidad final mayor de 1,2 a 2,4 MVAr - nivel 3	21.112.000	20.740
N3CR2	Compensación reactiva - capacidad final mayor de 2,4 a 5,4 MVAr - nivel 3	22.833.000	17.980
N3CR3	Compensación reactiva - capacidad final mayor de,4 a 14,4 MVAr - nivel 3	26.589.000	15.920
N3CR4	Compensación reactiva - capacidad final mayor de 14,4 a 28,8 MVAr - nivel 3	48.879.000	15.920
N3CR5	Compensación reactiva - capacidad final mayor de 28,8 a 43,2 MVAr - nivel 3	71.680.000	15.920
N2CR1	Compensación reactiva - capacidad final mayor de 90 a 180 kVAr - nivel 2	10.525.000	35.930
N2CR2	Compensación reactiva - capacidad final mayor de 180 a 360 kVAr - nivel 2	10.608.000	31.810
N2CR3	Compensación reactiva - capacidad final mayor de 360 a 600 kVAr - nivel 2	11.641.000	28.490
N2CR4	Compensación reactiva - capacidad final mayor de 600 a 1200 kVAr - nivel 2	12.304.000	25.230
N2CR5	Compensación reactiva - capacidad final mayor de 1200 a 2400 kVAr -nivel 2	13.243.000	22.340
N2CR6	Compensación reactiva - capacidad final mayor de 2400 a 3600 kVAr -nivel 2	14.655.000	20.420

Tabla 54. UC de centros de control y calidad

UC	DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA	VALOR INSTALADO [$Dic 2007]
CCS1	Scada tipo 1	10.230.886.000
CCS2	Sistema de manejo de energía: EMS tipo 1	3.111.908.000
CCS3	Sistema de gestión de distribución: DMS tipo 1	1.346.228.000
CCS4	Sistema de información geográfico: GIS tipo 1	1.874.446.000
CCS5	Enlace ICCP tipo 1	169.820.000
CCS6	Sistemas de medida calidad y registro (des-fes, pq, kWh) tipo 1	1.357.097.000
CCS7	Sistema de comunicaciones tipo 1	1.044.178.000
CCS8	Edificio de control tipo 1	1.030.524.000
CCS9	Scada tipo 2	5.341.312.000
CCS10	Sistema de manejo de energía: EMS tipo 2	1.624.656.000
CCS11	Sistema de gestión de distribución: DMS tipo 2	704.306.000
CCS12	Sistema de información geográfico: GIS tipo 2	1.073.394.000
CCS13	Enlace ICCP tipo 2	88.659.000
CCS14	Sistemas de medida calidad y registro (des-fes, pq, kWh) tipo 2	704.772.000
CCS15	Sistema de comunicaciones tipo 2	846.723.000
CCS16	Edificio de control tipo 2	1.059.999.000
CCS17	Scada tipo 3	865.217.000
CCS18	Sistema de manejo de energía: EMS tipo 3	559.995.000
CCS19	Sistema de gestión de distribución: DMS tipo 3	242.257.000
CCS20	Sistema de información geográfico: GIS tipo 3	256.793.000
CCS21	Enlace ICCP tipo 3	30.560.000
CCS22	Sistemas de medida calidad y registro (des-fes, pq, kWh) tipo 3	242.924.000
CCS23	Sistema de comunicaciones tipo 3	291.853.000
CCS24	Edificio de control tipo 3	785.177.000
CCS25	Scada tipo 4	477.554.000
CCS26	Sistema de manejo de energía: EMS tipo 4	145.257.000
CCS27	Sistema de gestión de distribución: DMS tipo 4	62.839.000
CCS28	Sistema de información geográfico: GIS tipo 4	50.672.000
CCS29	Enlace ICCP tipo 4	7.927.000
CCS30	Sistemas de medida calidad y registro (des-fes, pq, kWh) tipo 4	63.012.000
CCS31	Sistema de comunicaciones tipo 4	75.704.000
CCS32	Edificio de control tipo 4	666.607.000

El tipo de centro de control se define de acuerdo con la siguiente clasificación:

Tabla 55. Clasificación de centros de control

TIPO CC	NÚMERO DE SEÑALES
TIPO 1	Señales > 50000
TIPO 2	15000 < Señales <=50000
TIPO 3	5000 < Señales <=15000
TIPO 4	Señales <=5000

El OR deberá calcular el número de señales a partir de su inventario de activos, asignado a cada una de las UC relacionadas en la Tabla 61 con las que cuente el OR en número de señales por UC indicado.

Tabla 56. UC de equipos de nivel de tensión 4

UC	DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA	VALOR INSTALADO [$Dic 2007]
N4EQ1	Unidad de adquisición de datos	74.373.000
N4EQ2	Transformador de tensión nivel 4	33.967.000
N4EQ3	Armario concentrador (marshall in kiosk)	9.776.000
N4EQ4	Unidad de calidad de potencia (pq) creg 024 de 2005	14.907.000
N4EQ5	Enlace de comunicaciones satelital	11.776.000
N4EQ6	Enlace de comunicaciones microondas	61.043.000
N4EQ7	Enlace de fibra óptica	14.080.000
N4EQ8	Sistema de comunicaciones por onda portadora	28.446.000
N4EQ9	Sistema de teleprotección	18.665.000
N4EQ10	Interface de usuario (IHM)	92.069.000
N4EQ11	Unidad terminal remota	149.672.000
N4EQ12	Gateway de comunicaciones	13.848.000

Tabla 57. UC de equipos de nivel de tensión 3

UC	DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA	VALOR INSTALADO [$Dic 2007]
N3EQ1	Equipo de medida	568.000
N3EQ2	Juego de cuchillas para operación sin carga nivel 3	788.000
N3EQ3	Juego de pararrayos nivel 3	546.000
N3EQ4	Juego de seccionadores tripolar bajo carga nivel 3	29.773.000
N3EQ5	Reconectador N3	73.482.000
N3EQ6	Regulador 36 kV	162.349.000
N3EQ7	Seccionalizador manual bajo carga	20.246.000
N3EQ8	Seccionalizador eléctrico (motorizado) N3	20.246.000
N3EQ9	Transición aérea - subterránea N3	6.298.000
N3EQ10	Transformador de puesta a tierra	108.471.000
N3EQ11	Transformador de tensión nivel 3	11.346.000
N3EQ12	Unidad de adquisición de datos nivel 3	58.512.000
N3EQ13	Armario concentrador (marshall in kiosk)	9.776.000
N3EQ14	Unidad de calidad de potencia (pq) creg 024 de 2005	14.907.000
N3EQ15	Interface de usuario (IHM)	84.254.000
N3EQ16	Gateway de comunicaciones	13.848.000
N3EQ17	Enlace de comunicaciones satelital	11.776.000
N3EQ18	Enlace de comunicaciones microondas	61.043.000
N3EQ19	Enlace de fibra óptica	14.080.000
N3EQ20	Unidad terminal remota	141.857.000
N3EQ21	Sistema de teleprotección	18.665.000
N3EQ22	Juego de cortacircuitos nivel 3	533.000
N3EQ23	Juego de pararrayos nivel 3 (44 kV)	1.580.000
N3EQ24	Transición aérea - subterránea n3 (44 kV)	6.775.000
N3EQ25	Indicador falla subterráneo nivel 3	2.118.000

Tabla 58. UC de equipos de nivel de tensión 2

UC	DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA	VALOR INSTALADO [$Dic 2007]
N2EQ1	Barraje de derivación subterráneo N2	1.603.000
N2EQ2	Caja de maniobra N2, sumergible con codos	20.940.000
N2EQ3	Control de bancos de capacitores	3.074.000
N2EQ4	Banco de condensadores montaje en poste 150 kVAr	7.882.000
N2EQ5	Banco de condensadores montaje en poste 300 kVAr	13.834.000
N2EQ6	Banco de condensadores montaje en poste 450 kVAr	19.786.000
N2EQ7	Banco de condensadores montaje en poste 600 kVAr	25.737.000
N2EQ8	Banco de condensadores montaje en poste 900 kVAr	37.641.000
N2EQ9	Cortacircuitos 15 kV monofásico	183.000
N2EQ10	Equipo de medida	568.000
N2EQ11	Indicador falla monofásico	610.000
N2EQ12	Juego de cortacircuitos monofásicos N2	443.000
N2EQ13	Juego de cuchillas para operación sin carga	399.000
N2EQ14	Pararrayos monofásicos	266.000
N2EQ15	Juego de pararrayos monofásicos N2	371.000
N2EQ16	Juego de seccionadores trifásico bajo carga líneas	22.812.000
N2EQ17	Juego de seccionadores trifásico bajo carga S/E	22.657.000
N2EQ18	Regulador de voltaje trifásicos de distribución	157.305.000
N2EQ19	Regulador de voltaje monofásico hasta 50 kVA	35.520.000
N2EQ20	Regulador de voltaje monofásico hasta 150 kVA	43.834.000
N2EQ21	Regulador de voltaje monofásico hasta 276 kVA	52.684.000
N2EQ22	Regulador de voltaje monofásico hasta 500 kVA	82.698.000
N2EQ23	Regulador de voltaje monofásico hasta 1000 kVA	128.988.000
N2EQ24	Seccionador monopolar 14.4 Kv	2.955.000
N2EQ25	Seccionador trifásico vacío	17.323.000
N2EQ26	Seccionalizador con control inteligente, 400ª	20.246.000
N2EQ27	Seccionalizador eléctrico, 400 a - en SF6	17.323.000
N2EQ28	Seccionalizador motorizado N2	20.246.000
N2EQ29	Seccionalizador manual (bajo carga), 400 A	17.323.000
N2EQ30	Interruptor en aire bajo carga	11.363.000
N2EQ31	Transición aérea - subterránea N2	5.327.000
N2EQ32	Unidad de adquisición de datos nivel 2	58.512.000
N2EQ33	Armario concentrador (marshall in kiosk)	9.776.000
N2EQ34	Unidad de calidad de potencia (pq) creg 024 de 2005	14.907.000
N2EQ35	Reconectador N2	42.362.000
N2EQ36	Interruptor de transferencia en SF6 N2	69.422.000
N2EQ37	Transformador de puesta a tierra	108.471.000
N2EQ38	Transformador de tensión nivel 2	5.699.000

Tabla 59. UC Áreas típicas reconocidas para terrenos de las UC

SUBESTACIONES CONVENCIONALES NIVEL DE TENSIÓN 4

CONFIGURACIÓN	BAHÍA DE LÍNEA [m2]	BAHÍA TRANSFORMADOR [m2]	BAHÍA ACOPLE, SECCIONAMIENTO, TRANSFERENCIA [m2]	MÓDULO COMÚN TIPO 1 [m2]	MÓDULO COMÚN TIPO 2 [m2]	MÓDULO COMÚN TIPO 3 [m2]	MÓDULO COMÚN TIPO 4 [m2]
BARRA SENCILLA	270	290	0	960	2100	3060	3760
DOBLE BARRA	405	435	405	1260	2760	4260	5260
DOBLE BARRA MAS BYPASS	405	435	405	1260	2760	4260	5260
BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA	405	435	405	1260	2760	4260	5260
INTRERRUPTOR Y MEDIO	440	540	0	0	3110	4820	5260
ANILLO	360	510	0	0	2260	3460	-

SUBESTACIONES ENCAPSULADAS NIVEL DE TENSIÓN 4

CONFIGURACIÓN	BAHÍA DE LÍNEA [m2]	BAHÍA TRANSFORMADOR [m2]	MÓDULO COMÚN TIPO 1 [m2]
BARRA SENCILLA	30	30	60
DOBLE BARRA	40	50	60

SUBESTACIONES CONVENCIONALES NIVEL DE TENSIÓN 3

CONFIGURACIÓN	BAHÍA DE LÍNEA [m2]	BAHÍA TRANSFORMADOR [m2]	BAHÍA ACOPLE, SECCIONAMIENTO, TRANSFERENCIA [m2]	MÓDULO COMÚN TIPO 1 [m2]	MÓDULO COMÚN TIPO 2 [m2]	MÓDULO COMÚN TIPO 3 [m2]
TODAS LAS CONFIGURACIONES	100	120	100	670	1330	1990

SUBESTACIONES CONVENCIONALES REDUCIDAS NIVEL DE TENSIÓN 3

CONFIGURACIÓN	BAHÍA DE LÍNEA [m2]	BAHÍA TRANSFORMADOR [m2]	MÓDULO COMÚN TIPO [m2]
TODAS LAS CONFIGURACIONES	40	60	160

SUBESTACIONES REDUCIDAS TIPO RURAL NIVEL DE TENSIÓN 3

CONFIGURACIÓN	BAHÍA TRANSFORMADOR [m2]
TODAS LAS CONFIGURACIONES	70

SUBESTACIONES ENCAPSULADAS Y METALCLAD NIVEL DE TENSIÓN 3

CONFIGURACIÓN	MÓDULO COMÚN TIPO [m2]
TODAS LAS CONFIGURACIONES	60

SUBESTACIONES CONVENCIONALES NIVEL DE TENSIÓN 2

CONFIGURACIÓN	BAHÍA DE LÍNEA [m2]	BAHÍA TRANSFORMADOR [m2]
TODAS LAS CONFIGURACIONES	16	16

TRANSFORMADORES

CONFIGURACIÓN	CONEXIÓN AL STN [m2]	LADO DE ALTA EN EL NIVEL 4 [m2]	LADO DE ALTA EN EL NIVEL 3 [m2]
BANCOS MONOFÁSICOS	160	70	20
TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS	60	30	10

CENTROS DE CONTROL

CONFIGURACIÓN	[m2]
CENTROS DE CONTROL TIPO 1	500
CENTROS DE CONTROL TIPO 2	410
CENTROS DE CONTROL TIPO 3	220
CENTROS DE CONTROL TIPO 4	130

Tabla 60. Área reconocida por componente para el edificio de controlde subestación

ITEM	AREA RECONOCIDA [m²]
ÁREAS GENERALES S/E NIVEL 4 - AG_4,s	75
ÁREAS GENERALES S/E NIVEL 3 - AG_3,s	56,25
BAHÍA - ABh	11,25
CELDA - ACe	7,5

Tabla 61. Señales por unidad constructiva

UC	DESCRIPCIÓN UC	SEÑALES POR UC
N4S1	Bahía de línea - configuración barra sencilla - tipo convencional	108
N4S2	Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo convencional	160
N4S3	Bahía de línea - configuración barra doble - tipo convencional	108
N4S4	Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo convencional	160
N4S5	Bahía de línea - configuración barra doble con by pass - tipo convencional	108
N4S6	Bahía de transformador - configuración barra doble con by pass - tipo convencional	160
N4S7	Bahía de línea - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	108
N4S8	Bahía de transformador - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	160
N4S9	Bahía de línea - configuración interruptor y medio - tipo convencional	162
N4S10	Bahía de transformador - configuración interruptor y medio - tipo convencional	240
N4S11	Bahía de línea - configuración en anillo - tipo convencional	162
N4S12	Bahía de transformador - configuración en anillo - tipo convencional	240
N4S13	Bahía de línea - configuración barra sencilla - tipo encapsulada (SF6)	108
N4S14	Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo encapsulada(SF6)	160
N4S15	Bahía de línea - configuración barra doble - tipo encapsulada (SF6)	108
N4S16	Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo encapsulada(SF6)	160
N4S17	Bahía de maniobra - (acople - transferencia o seccionamiento) - tipo convencional	108
N4S18	Bahía de maniobra - tipo encapsulada (SF6)	108
N3S1	Bahía de línea - configuración barra sencilla -tipo convencional	60
N3S2	Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo convencional	90
N3S3	Bahía de línea - configuración barra doble - tipo convencional	60
N3S4	Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo convencional	90
N3S5	Bahía de línea - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	60
N3S6	Bahía de transformador - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	90
N3S7	Bahía de línea - configuración barra sencilla - tipo encapsulada (SF6)	60
N3S8	Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo encapsulada (SF6)	90
N3S9	Bahía de línea - configuración barra doble - tipo encapsulada (SF6)	60
N3S10	Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo encapsulada (SF6)	90
N3S11	Celda de línea - subestación tipo metalclad	60
N3S12	Celda de transformador o acople - subestación tipo metalclad	60
N3S13	Bahía de línea - subestación convencional reducida - tipo 1	60
N3S14	Bahía de transformador - subestación convencional reducida - tipo 1	90
N3S15	Bahía de línea - subestación convencional reducida - tipo 2	60
N3S16	Bahía de transformador - subestación convencional reducida - tipo 2	90
N3S17	Bahía de línea - subestación reducida	60
N3S18	Bahía de transformador - subestación reducida	90
N3S19	Bahía de acople - tipo convencional	60
N3S20	Bahía de acople - tipo encapsulada (SF6)	60
N2S1	Bahía de línea - configuración barra sencilla - tipo convencional	60
N2S2	Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo convencional	90
N2S3	Bahía de línea - configuración barra doble - tipo convencional	60
N2S4	Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo convencional	90
N2S5	Bahía de línea - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	60
N2S6	Bahía de transformador - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	90
N2S7	Bahía de línea - subestación reducida	60
N2S8	Bahía de acople o seccionamiento (configuraciones en que aplica) - tipo convencional	60
N2S9	Celda de salida de circuito - barra sencilla - subestación metalclad	60
N2S10	Celda de llegada de transformador - barra sencilla - subestación metalclad	60
N2S11	Celda de interconexión o de acople - barra sencilla - subestación metalclad	60
N2S12	Celda de medida o auxiliares - barra sencilla - subestación metalclad	30
N2S13	Gabinete protección de barras - subestación metalclad	30
N2S14	Ducto de barras o cables llegada transformador - barra sencilla - subestación metalclad	30
N2S15	Celda de salida de circuito - doble barra - subestación metalclad	60
N2S16	Celda de llegada de transformador - doble barra - subestación metalclad	90
N2S17	Celda de interconexión o de acople - doble barra - subestación metalclad	60
N2S18	Celda de medida o auxiliares - doble barra - subestación metalclad	30

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 14 Num. 15.1)

ARTÍCULO 4.12.14.3. CATEGORIAS DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS. Tabla 62. Unidades constructivas de la categoría de transformadores de potencia

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL DE TENSIÓN	VIDA ÚTIL	UC ASOCIADAS
1	Transformadores de potencia	4	30	N5T1 a N5T25 y N4T1 a N4T19
1	Transformadores de potencia	3	30	N3T1 a N3T8

Tabla 63. Unidades constructivas de la categoría de compensaciones

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL DE TENSIÓN	VIDA ÚTIL	UC ASOCIADAS
2	Compensaciones	4	30	N4CR1 a N4CR5
2	Compensaciones	3	30	N3CR1 a N3CR5
2	Compensaciones	2	30	N2CR1 a N2CR6

Tabla 64. Unidades constructivas de la categoría de bahías y celdas

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL DE TENSIÓN	VIDA ÚTIL	UC ASOCIADAS
3	Bahías y celdas	4	30	N5S1 a N5S6, N5S9, N4S1E, N4S1 a N4S18, N4S46 y N4S47
3	Bahías y celdas	3	30	N3S1 a N3S20 y N3S39 a N3S43
3	Bahías y celdas	2	30	N2S1 a N2S11 y N2S15 a N2S17

Tabla 65. Unidades constructivas de la categoría de equipos de control y comunicaciones

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL DE TENSIÓN	VIDA ÚTIL	UC ASOCIADAS
4	Equipos de control y comunicaciones	4	10	N5S8, N4S19, N4S45, N4EQ1 y N4EQ4 a N4EQ12
4	Equipos de control y comunicaciones	3	10	N3S21 a N3S23, N3S38, N3EQ1, N3EQ12 y N3EQ14 a N3EQ21
4	Equipos de control y comunicaciones	2	10	N2EQ3, N2EQ10, N2EQ32 y N2EQ34

Tabla 66. Unidades constructivas de la categoría de equipos de subestación

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL DE TENSIÓN	VIDA ÚTIL	UC ASOCIADAS
5	Equipos de subestación	4	40	N4EQ2, N4EQ2E, N4EQ3, N4EQ4E, N4EQ13, N4EQ13E, N4EQ14 y N4EQ14E
5	Equipos de subestación	3	30	N3EQ10, N3EQ11 y N3EQ13
5	Equipos de subestación	2	30	N2EQ33, N2EQ37, N2EQ38 y N2EQ40

Tabla 67. Unidades constructivas de la categoría de otros activos de subestación

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL DE TENSIÓN	VIDA ÚTIL	UC ASOCIADAS
6	Otros activos subestación	4	30	N5S7, N5S10, N4S20 a N4S44 y N4S48
6	Otros activos subestación	3	30	N3S24 a N3S37 y N3S44
6	Otros activos subestación	2	30	N2S12 a N2S14 y N2S18 a N2S29

Tabla 68. Unidades constructivas de la categoría de centros de control

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL DE TENSIÓN	VIDA ÚTIL	UC ASOCIADAS
7	Centro de control	-	10	CCS1 a CCS32

Tabla 69. Unidades constructivas de la categoría de líneas aéreas

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL DE TENSIÓN	VIDA ÚTIL	UC ASOCIADAS
8	Líneas aéreas	4	40	N4L1 a N4L48 y N4L51 a N4L54
8	Líneas aéreas	3	40	N3L1 a N3L26
8	Líneas aéreas	2	30	N2L1 a N2L53

Tabla 70. Unidades constructivas de la categoría de líneas subterráneas

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL DE TENSIÓN	VIDA ÚTIL	UC ASOCIADAS
9	Líneas subterráneas	4	40	N4L49 y N4L50
9	Líneas subterráneas	3	40	N3L27 a N3L33
9	Líneas subterráneas	2	30	N2L54 a N2L70

Tabla 71. Unidades constructivas de la categoría de equipos de línea

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL DE TENSIÓN	VIDA ÚTIL	UC ASOCIADAS
10	Equipos de línea	3	30	N3EQ2 a N3EQ9 y N3EQ22 a N3EQ25
10	Equipos de línea	2	30	N2EQ1, N2EQ2, N2EQ4 a N2EQ9, N2EQ11 a N2EQ31, N2EQ35 y N2EQ36

Para la clasificación de los circuitos de nivel de tensión 1 se deben utilizar las siguientes categorías:

Tabla 72. Clasificación de activos de nivel de tensión 1

CATEGORÍA	DESCRIPCIÓN	NIVEL	VIDA ÚTIL
11	Transformadores de distribución	1	20
12	Redes aéreas	1	30

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 14 Num. 15.2)

TÍTULO 15

Índices de riesgo por municipio

ARTÍCULO 4.12.15.1. CAPITULO 16. ÍNDICES DE RIESGO POR MUNICIPIO.

CODIGO DANE	DEPTO	MUNICIPIO	IRF
91263	AMAZONAS	EL ENCANTO	21,69
91405	AMAZONAS	LA CHORRERA	23,64
91407	AMAZONAS	LA PEDRERA	22,41
91430	AMAZONAS	LA VICTORIA	23,09
91001	AMAZONAS	LETICIA	19,31
91460	AMAZONAS	MIRITI-PARANA	23,15
91530	AMAZONAS	PUERTO ALEGRIA	24,21
91536	AMAZONAS	PUERTO ARICA	21,96
91540	AMAZONAS	PUERTO NARIÑO	18,44
91669	AMAZONAS	PUERTO SANTANDER	31,10
91798	AMAZONAS	TARAPACA	18,56
5002	ANTIOQUIA	ABEJORRAL	24,08
5004	ANTIOQUIA	ABRIAQUI	24,02
5021	ANTIOQUIA	ALEJANDRIA	50,49
5030	ANTIOQUIA	AMAGA	57,64
5031	ANTIOQUIA	AMALFI	38,89
5034	ANTIOQUIA	ANDES	46,86
5036	ANTIOQUIA	ANGELOPOLIS	55,54
5038	ANTIOQUIA	ANGOSTURA	36,81
5040	ANTIOQUIA	ANORI	51,42
5044	ANTIOQUIA	ANZA	33,75
5045	ANTIOQUIA	APARTADO	39,34
5051	ANTIOQUIA	ARBOLETES	45,36
5055	ANTIOQUIA	ARGELIA	56,29
5059	ANTIOQUIA	ARMENIA	36,51
5079	ANTIOQUIA	BARBOSA	39,93
5088	ANTIOQUIA	BELLO	28,47
5086	ANTIOQUIA	BELMIRA	22,18
5091	ANTIOQUIA	BETANIA	40,00
5093	ANTIOQUIA	BETULIA	48,81
5107	ANTIOQUIA	BRICEÑO	49,85
5113	ANTIOQUIA	BURITICA	22,83
5120	ANTIOQUIA	CACERES	70,72
5125	ANTIOQUIA	CAICEDO	23,68
5129	ANTIOQUIA	CALDAS	52,50
5134	ANTIOQUIA	CAMPAMENTO	40,13
5138	ANTIOQUIA	CAÑASGORDAS	36,94
5142	ANTIOQUIA	CARACOLI	47,45
5145	ANTIOQUIA	CARAMANTA	41,08
5147	ANTIOQUIA	CAREPA	41,94
5148	ANTIOQUIA	CARMEN D VIBORAL	28,75
5150	ANTIOQUIA	CAROLINA	46,02
5154	ANTIOQUIA	CAUCASIA	55,77
5172	ANTIOQUIA	CHIGORODO	48,05
5190	ANTIOQUIA	CISNEROS	63,82
5101	ANTIOQUIA	BOLIVAR	47,08
5197	ANTIOQUIA	COCORNA	57,71
5206	ANTIOQUIA	CONCEPCION	37,11
5209	ANTIOQUIA	CONCORDIA	42,28
5212	ANTIOQUIA	COPACABANA	27,70
5234	ANTIOQUIA	DABEIBA	24,69
5237	ANTIOQUIA	DON MATIAS	40,64
5240	ANTIOQUIA	EBEJICO	33,97
5250	ANTIOQUIA	EL BAGRE	66,03
5264	ANTIOQUIA	ENTRERRIOS	21,81
5266	ANTIOQUIA	ENVIGADO	35,94
5282	ANTIOQUIA	FREDONIA	57,33
5284	ANTIOQUIA	FRONTINO	43,85
5306	ANTIOQUIA	GIRALDO	25,77
5308	ANTIOQUIA	GIRARDOTA	31,56
5310	ANTIOQUIA	GOMEZ PLATA	45,94
5313	ANTIOQUIA	GRANADA	40,00
5315	ANTIOQUIA	GUADALUPE	41,05
5318	ANTIOQUIA	GUARNE	24,83
5321	ANTIOQUIA	GUATAPE	55,97
5347	ANTIOQUIA	HELICONIA	51,45
5353	ANTIOQUIA	HISPANIA	42,94
5360	ANTIOQUIA	ITAGUI	36,01
5361	ANTIOQUIA	ITUANGO	31,06
5364	ANTIOQUIA	JARDIN	49,17
5368	ANTIOQUIA	JERICO	41,99
5376	ANTIOQUIA	LA CEJA	30,31
5380	ANTIOQUIA	LA ESTRELLA	45,42
5390	ANTIOQUIA	LA PINTADA	33,63
5400	ANTIOQUIA	LA UNION	41,43
5411	ANTIOQUIA	LIBORINA	22,80
5425	ANTIOQUIA	MACEO	53,38
5440	ANTIOQUIA	MARINILLA	27,68
5001	ANTIOQUIA	MEDELLIN	28,30
5467	ANTIOQUIA	MONTEBELLO	29,72
5475	ANTIOQUIA	MURINDO	50,68
5480	ANTIOQUIA	MUTATA	54,02
5483	ANTIOQUIA	NARIÑO	62,70
5495	ANTIOQUIA	NECHI	67,90
5490	ANTIOQUIA	NECOCLI	51,51
5501	ANTIOQUIA	OLAYA	21,13
5541	ANTIOQUIA	PEÑOL	28,21
5543	ANTIOQUIA	PEQUE	26,80
5576	ANTIOQUIA	PUEBLORRICO	42,64
5579	ANTIOQUIA	PUERTO BERRIO	73,10
5585	ANTIOQUIA	PTO NARE	55,04
5591	ANTIOQUIA	PUERTO TRIUNFO	61,31
5604	ANTIOQUIA	REMEDIOS	64,92
5607	ANTIOQUIA	RETIRO	30,24
5615	ANTIOQUIA	RIONEGRO	27,63
5628	ANTIOQUIA	SABANALARGA	19,03
5631	ANTIOQUIA	SABANETA	45,68
5642	ANTIOQUIA	SALGAR	46,87
5647	ANTIOQUIA	SAN ANDRES	26,34
5649	ANTIOQUIA	SAN CARLOS	69,73
5652	ANTIOQUIA	SAN FRANCISCO	82,26
5656	ANTIOQUIA	SAN JERONIMO	27,95
5658	ANTIOQUIA	SN JSE D MONTAÑA	22,47
5659	ANTIOQUIA	SN JUAN DE URABA	54,15
5660	ANTIOQUIA	SAN LUIS	63,65
5664	ANTIOQUIA	SAN PEDRO	19,22
5665	ANTIOQUIA	SN PEDRO D URABA	35,14
5667	ANTIOQUIA	SAN RAFAEL	71,38
5670	ANTIOQUIA	SAN ROQUE	53,60
5674	ANTIOQUIA	SAN VICENTE	25,28
5679	ANTIOQUIA	SANTA BARBARA	31,22
5042	ANTIOQUIA	ANTIOQUIA	17,92
5686	ANTIOQUIA	STA ROSA DE OSOS	24,31
5690	ANTIOQUIA	SANTO DOMINGO	54,23
5697	ANTIOQUIA	SANTUARIO	32,36
5736	ANTIOQUIA	SEGOVIA	65,03
5756	ANTIOQUIA	SONSON	33,32
5761	ANTIOQUIA	SOPETRAN	25,87
5789	ANTIOQUIA	TAMESIS	41,01
5790	ANTIOQUIA	TARAZA	70,75
5792	ANTIOQUIA	TARSO	40,10
5809	ANTIOQUIA	TITIRIBI	36,71
5819	ANTIOQUIA	TOLEDO	28,19
5837	ANTIOQUIA	TURBO	48,00
5842	ANTIOQUIA	URAMITA	30,41
5847	ANTIOQUIA	URRAO	31,33
5854	ANTIOQUIA	VALDIVIA	67,89
5856	ANTIOQUIA	VALPARAISO	32,61
5858	ANTIOQUIA	VEGACHI	50,52
5861	ANTIOQUIA	VENECIA	59,41
5873	ANTIOQUIA	VIGIA DEL FUERTE	48,88
5885	ANTIOQUIA	YALI	37,75
5887	ANTIOQUIA	YARUMAL	32,54
5890	ANTIOQUIA	YOLOMBO	41,23
5893	ANTIOQUIA	YONDO	52,01
5895	ANTIOQUIA	ZARAGOZA	61,81
81001	ARAUCA	ARAUCA	22,85
81065	ARAUCA	ARAUQUITA	21,41
81220	ARAUCA	CRAVO NORTE	24,85
81300	ARAUCA	FORTUL	24,44
81591	ARAUCA	PUERTO RONDON	22,03
81736	ARAUCA	SARAVENA	31,99
81794	ARAUCA	TAME	24,93
8078	ATLANTICO	BARANOA	33,50
8001	ATLANTICO	BARRANQUILLA	27,25
8137	ATLANTICO	CAMPO DE LA CRUZ	34,61
8141	ATLANTICO	CANDELARIA	33,39
8296	ATLANTICO	GALAPA	38,05
8372	ATLANTICO	JUAN DE ACOSTA	21,97
8421	ATLANTICO	LURUACO	27,65
8433	ATLANTICO	MALAMBO	15,35
8436	ATLANTICO	MANATI	33,40
8520	ATLANTICO	PALMAR DE VARELA	30,45
8549	ATLANTICO	PIOJO	25,51
8558	ATLANTICO	POLONUEVO	31,79
8560	ATLANTICO	PONEDERA	29,40
8573	ATLANTICO	PUERTO COLOMBIA	31,38
8606	ATLANTICO	REPELON	25,61
8634	ATLANTICO	SABANAGRANDE	21,36
8638	ATLANTICO	SABANALARGA	33,81
8675	ATLANTICO	SANTA LUCIA	38,43
8685	ATLANTICO	SANTO TOMAS	30,42
8758	ATLANTICO	SOLEDAD	27,24
8770	ATLANTICO	SUAN	37,35
8832	ATLANTICO	TUBARA	22,01
8849	ATLANTICO	USIACURI	33,20
13006	BOLIVAR	ACHI	66,00
13030	BOLIVAR	ALTOS DEL ROSARIO	45,44
13042	BOLIVAR	ARENAL	34,80
13052	BOLIVAR	ARJONA	48,66
13062	BOLIVAR	ARROYOHONDO	38,31
13074	BOLIVAR	BARRANCO DE LOBA	66,17
13140	BOLIVAR	CALAMAR	26,87
13160	BOLIVAR	CANTAGALLO	58,62
13001	BOLIVAR	CARTAGENA	32,81
13188	BOLIVAR	CICUCO	42,79
13222	BOLIVAR	CLEMENCIA	39,87
13212	BOLIVAR	CORDOBA	25,82
13244	BOLIVAR	CARMEN D BOLIVAR	36,13
13248	BOLIVAR	EL GUAMO	36,94
13268	BOLIVAR	EL PEÑON	50,79
13300	BOLIVAR	HATILLO DE LOBA	67,90
13430	BOLIVAR	MAGANGUE	37,29
13433	BOLIVAR	MAHATES	50,77
13440	BOLIVAR	MARGARITA	47,27
13442	BOLIVAR	MARIA LA BAJA	55,62
13468	BOLIVAR	MOMPOS	49,93
13458	BOLIVAR	MONTECRISTO	88,32
13473	BOLIVAR	MORALES	36,68
13490	BOLIVAR	NOROSI	46,95
13549	BOLIVAR	PINILLOS	53,75
13580	BOLIVAR	REGIDOR	63,21
13600	BOLIVAR	RIO VIEJO	59,43
13620	BOLIVAR	SAN CRISTOBAL	29,76
13647	BOLIVAR	SAN ESTANISLAO	21,37
13650	BOLIVAR	SAN FERNANDO	47,71
13654	BOLIVAR	SAN JACINTO	40,49
13655	BOLIVAR	SAN JACINTO DEL CAUCA	82,08
13657	BOLIVAR	SAN JUAN NEPOMUCENO	44,22
13667	BOLIVAR	SAN MARTIN DE LOBA	67,88
13670	BOLIVAR	SAN PABLO	56,92
13673	BOLIVAR	SANTA CATALINA	31,90
13683	BOLIVAR	SANTA ROSA	41,72
13688	BOLIVAR	STA ROSA DEL SUR	43,37
13744	BOLIVAR	SIMITI	41,98
13760	BOLIVAR	SOPLAVIENTO	21,42
13780	BOLIVAR	TALAIGUA NUEVO	42,87
13810	BOLIVAR	TIQUISIO	51,62
13836	BOLIVAR	TURBACO	26,76
13838	BOLIVAR	TURBANA	27,17
13873	BOLIVAR	VILLANUEVA	29,75
13894	BOLIVAR	ZAMBRANO	28,49
15022	BOYACA	ALMEIDA	5,02
15047	BOYACA	AQUITANIA	-4,63
15051	BOYACA	ARCABUCO	18,41
15087	BOYACA	BELEN	8,73
15090	BOYACA	BERBEO	15,58
15092	BOYACA	BETEITIVA	8,89
15097	BOYACA	BOAVITA	8,84
15104	BOYACA	BOYACA	6,31
15106	BOYACA	BRICEÑO	52,86
15109	BOYACA	BUENAVISTA	25,15
15114	BOYACA	BUSBANZA	6,17
15131	BOYACA	CALDAS	22,68
15135	BOYACA	CAMPOHERMOSO	24,68
15162	BOYACA	CERINZA	10,53
15172	BOYACA	CHINAVITA	8,52
15176	BOYACA	CHIQUINQUIRA	23,03
15232	BOYACA	CHIQUIZA	15,89
15180	BOYACA	CHISCAS	17,75
15183	BOYACA	CHITA	-2,06
15185	BOYACA	CHITARAQUE	44,63
15187	BOYACA	CHIVATA	11,78
15236	BOYACA	CHIVOR	12,17
15189	BOYACA	CIENEGA	15,26
15204	BOYACA	COMBITA	13,42
15212	BOYACA	COPER	64,13
15215	BOYACA	CORRALES	6,48
15218	BOYACA	COVARACHIA	18,43
15223	BOYACA	CUBARA	41,18
15224	BOYACA	CUCAITA	12,26
15226	BOYACA	CUITIVA	1,44
15238	BOYACA	DUITAMA	9,87
15244	BOYACA	EL COCUY	8,75
15248	BOYACA	EL ESPINO	18,24
15272	BOYACA	FIRAVITOBA	8,28
15276	BOYACA	FLORESTA	7,05
15293	BOYACA	GACHANTIVA	28,54
15296	BOYACA	GAMEZA	1,50
15299	BOYACA	GARAGOA	16,03
15317	BOYACA	GUACAMAYAS	18,07
15322	BOYACA	GUATEQUE	14,05
15325	BOYACA	GUAYATA	14,08
15332	BOYACA	GUICAN	10,48
15362	BOYACA	IZA	2,24
15367	BOYACA	JENESANO	13,45
15368	BOYACA	JERICO	-3,67
15380	BOYACA	LA CAPILLA	14,18
15403	BOYACA	LA UVITA	8,04
15401	BOYACA	LA VICTORIA	64,29
15377	BOYACA	LABRANZAGRANDE	17,60
15425	BOYACA	MACANAL	15,42
15442	BOYACA	MARIPI	31,66
15455	BOYACA	MIRAFLORES	16,00
15464	BOYACA	MONGUA	-1,87
15466	BOYACA	MONGUI	4,95
15469	BOYACA	MONIQUIRA	50,40
15476	BOYACA	MOTAVITA	10,72
15480	BOYACA	MUZO	62,18
15491	BOYACA	NOBSA	9,96
15494	BOYACA	NUEVO COLON	11,95
15500	BOYACA	OICATA	13,65
15507	BOYACA	OTANCHE	72,93
15511	BOYACA	PACAVITA	5,22
15514	BOYACA	PAEZ	21,69
15516	BOYACA	PAIPA	12,10
15518	BOYACA	PAJARITO	36,01
15522	BOYACA	PANQUEBA	13,11
15531	BOYACA	PAUNA	34,87
15533	BOYACA	PAYA	20,03
15537	BOYACA	PAZ DE RIO	12,29
15542	BOYACA	PESCA	3,79
15550	BOYACA	PISVA	13,18
15572	BOYACA	PUERTO BOYACA	58,51
15580	BOYACA	QUIPAMA	64,95
15599	BOYACA	RAMIRIQUI	4,89
15600	BOYACA	RAQUIRA	20,00
15621	BOYACA	RONDON	17,78
15632	BOYACA	SABOYA	28,45
15638	BOYACA	SACHICA	17,21
15646	BOYACA	SAMACA	15,32
15660	BOYACA	SAN EDUARDO	14,24
15664	BOYACA	SAN JOSE DE PARE	33,55
15667	BOYACA	SN LUIS D GACENO	39,16
15673	BOYACA	SAN MATEO	7,84
15676	BOYACA	SN MIGUEL D SEMA	26,51
15681	BOYACA	SN PABLO BORBUR	51,29
15690	BOYACA	SANTA MARIA	35,50
15693	BOYACA	STA ROSA VITERBO	8,00
15696	BOYACA	SANTA SOFIA	24,97
15686	BOYACA	SANTANA	32,92
15720	BOYACA	SATIVANORTE	13,85
15723	BOYACA	SATIVASUR	13,88
15740	BOYACA	SIACHOQUE	5,28
15753	BOYACA	SOATA	8,54
15757	BOYACA	SOCHA	8,91
15755	BOYACA	SOCOTA	2,54
15759	BOYACA	SOGAMOSO	8,30
15761	BOYACA	SOMONDOCO	14,70
15762	BOYACA	SORA	10,60
15764	BOYACA	SORACA	1,35
15763	BOYACA	SOTAQUIRA	21,68
15774	BOYACA	SUSACON	12,86
15776	BOYACA	SUTAMARCHAN	23,96
15778	BOYACA	SUTATENZA	13,54
15790	BOYACA	TASCO	9,14
15798	BOYACA	TENZA	14,98
15804	BOYACA	TIBANA	11,59
15806	BOYACA	TIBASOSA	8,12
15808	BOYACA	TINJACA	17,35
15810	BOYACA	TIPACOQUE	16,79
15814	BOYACA	TOCA	10,04
15816	BOYACA	TOGUI	50,42
15820	BOYACA	TOPAGA	4,51
15822	BOYACA	TOTA	0,87
15001	BOYACA	TUNJA	9,32
15832	BOYACA	TUNUNGUA	52,72
15835	BOYACA	TURMEQUE	11,86
15837	BOYACA	TUTA	12,84
15839	BOYACA	TUTASA	7,77
15842	BOYACA	UMBITA	3,21
15861	BOYACA	VENTAQUEMADA	14,89
15407	BOYACA	VILLA DE LEYVA	17,24
15879	BOYACA	VIRACACHA	2,47
15897	BOYACA	ZETAQUIRA	20,26
17013	CALDAS	AGUADAS	25,31
17042	CALDAS	ANSERMA	38,10
17050	CALDAS	ARANZAZU	26,86
17088	CALDAS	BELALCAZAR	35,70
17174	CALDAS	CHINCHINA	40,18
17272	CALDAS	FILADELFIA	28,44
17380	CALDAS	LA DORADA	52,35
17388	CALDAS	LA MERCED	26,65
17001	CALDAS	MANIZALES	23,07
17433	CALDAS	MANZANARES	43,10
17442	CALDAS	MARMATO	37,39
17444	CALDAS	MARQUETALIA	47,91
17446	CALDAS	MARULANDA	19,27
17486	CALDAS	NEIRA	26,53
17495	CALDAS	NORCASIA	77,06
17513	CALDAS	PACORA	35,51
17524	CALDAS	PALESTINA	39,25
17541	CALDAS	PENSILVANIA	44,36
17614	CALDAS	RIOSUCIO	45,59
17616	CALDAS	RISARALDA	31,71
17653	CALDAS	SALAMINA	29,82
17662	CALDAS	SAMANA	92,00
17665	CALDAS	SAN JOSE	31,68
17777	CALDAS	SUPIA	35,65
17867	CALDAS	VICTORIA	58,90
17873	CALDAS	VILLAMARIA	26,59
17877	CALDAS	VITERBO	32,48
18029	CAQUETA	ALBANIA	38,70
18094	CAQUETA	BELEN ANDAQUIES	28,53
18150	CAQUETA	CARTAGENA DE CHAIRA	24,09
18205	CAQUETA	CURILLO	25,66
18247	CAQUETA	EL DONCELLO	36,02
18256	CAQUETA	EL PAUJIL	34,16
18001	CAQUETA	FLORENCIA	39,29
18410	CAQUETA	LA MONTAÑITA	26,19
18460	CAQUETA	MILAN	25,60
18479	CAQUETA	MORELIA	39,24
18592	CAQUETA	PUERTO RICO	40,01
18610	CAQUETA	SAN JOSE DE FRAGUA	41,55
18753	CAQUETA	SAN VICENTE CAGUAN	21,47
18756	CAQUETA	SOLANO	23,77
18785	CAQUETA	SOLITA	23,11
18860	CAQUETA	VALPARAISO	25,00
85010	CASANARE	AGUAZUL	38,18
85015	CASANARE	CHAMEZA	25,81
85125	CASANARE	HATO COROZAL	20,02
85136	CASANARE	LA SALINA	10,13
85139	CASANARE	MANI	23,61
85162	CASANARE	MONTERREY	38,05
85225	CASANARE	NUNCHIA	28,03
85230	CASANARE	OROCUE	30,42
85250	CASANARE	PAZ DE ARIPORO	24,08
85263	CASANARE	PORE	23,81
85279	CASANARE	RECETOR	31,98
85300	CASANARE	SABANALARGA	40,62
85315	CASANARE	SACAMA	22,78
85325	CASANARE	SN LUIS PALENQUE	19,51
85400	CASANARE	TAMARA	21,67
85410	CASANARE	TAURAMENA	43,66
85430	CASANARE	TRINIDAD	19,39
85440	CASANARE	VILLANUEVA	31,33
85001	CASANARE	YOPAL	33,78
19022	CAUCA	ALMAGUER	3,60
19050	CAUCA	ARGELIA	10,66
19075	CAUCA	BALBOA	12,42
19100	CAUCA	BOLIVAR	16,15
19110	CAUCA	BUENOS AIRES	39,46
19130	CAUCA	CAJIBIO	32,72
19137	CAUCA	CALDONO	21,10
19142	CAUCA	CALOTO	28,48
19212	CAUCA	CORINTO	21,89
19256	CAUCA	EL TAMBO	33,21
19290	CAUCA	FLORENCIA	9,55
19300	CAUCA	GUACHENE	23,76
19318	CAUCA	GUAPI	40,45
19355	CAUCA	INZA	5,74
19364	CAUCA	JAMBALO	12,98
19392	CAUCA	LA SIERRA	25,18
19397	CAUCA	LA VEGA	6,15
19418	CAUCA	LOPEZ	52,84
19450	CAUCA	MERCADERES	19,28
19455	CAUCA	MIRANDA	20,90
19473	CAUCA	MORALES	28,09
19513	CAUCA	PADILLA	21,29
19517	CAUCA	PAEZ	6,38
19532	CAUCA	PATIA	23,30
19533	CAUCA	PIAMONTE	23,63
19548	CAUCA	PIENDAMO	24,99
19001	CAUCA	POPAYAN	18,66
19573	CAUCA	PUERTO TEJADA	20,93
19585	CAUCA	PURACE	7,78
19622	CAUCA	ROSAS	27,05
19693	CAUCA	SAN SEBASTIAN	-0,17
19701	CAUCA	SANTA ROSA	7,44
19698	CAUCA	SANTANDER DE QUILICHAO	31,54
19743	CAUCA	SILVIA	3,81
19760	CAUCA	SOTARA	6,54
19780	CAUCA	SUAREZ	42,04
19785	CAUCA	SUCRE	15,12
19807	CAUCA	TIMBIO	19,82
19809	CAUCA	TIMBIQUI	30,01
19821	CAUCA	TORIBIO	14,38
19824	CAUCA	TOTORO	4,08
19845	CAUCA	VILLA RICA	25,08
20011	CESAR	AGUACHICA	36,57
20013	CESAR	AGUSTIN CODAZZI	48,31
20032	CESAR	ASTREA	47,38
20045	CESAR	BECERRIL	36,17
20060	CESAR	BOSCONIA	37,76
20175	CESAR	CHIMICHAGUA	52,31
20178	CESAR	CHIRIGUANA	38,03
20228	CESAR	CURUMANI	35,76
20238	CESAR	EL COPEY	30,94
20250	CESAR	EL PASO	29,77
20295	CESAR	GAMARRA	46,00
20310	CESAR	GONZALEZ	16,29
20383	CESAR	LA GLORIA	63,21
20400	CESAR	JAGUA DE IBIRICO	38,75
20621	CESAR	LA PAZ	35,07
20443	CESAR	MANAURE DL CESAR	22,76
20517	CESAR	PAILITAS	47,65
20550	CESAR	PELAYA	53,27
20570	CESAR	PUEBLO BELLO	37,61
20614	CESAR	RIO DE ORO	18,01
20710	CESAR	SAN ALBERTO	41,59
20750	CESAR	SAN DIEGO	43,92
20770	CESAR	SAN MARTIN	47,75
20787	CESAR	TAMALAMEQUE	42,68
20001	CESAR	VALLEDUPAR	31,80
27006	CHOCO	ACANDI	33,58
27025	CHOCO	ALTO BAUDO	47,73
27050	CHOCO	ATRATO	72,50
27073	CHOCO	BAGADO	75,78
27075	CHOCO	BAHIA SOLANO	77,35
27077	CHOCO	BAJO BAUDO	66,79
27099	CHOCO	BOJAYA	48,86
27150	CHOCO	CARMEN DEL DARIEN	45,53
27160	CHOCO	CERTEGUI	87,26
27205	CHOCO	CONDOTO	79,78
27135	CHOCO	CANTON DE SAN PABLO	66,48
27245	CHOCO	EL CARMEN	41,86
27250	CHOCO	EL LITORAL SAN JUAN	51,19
27361	CHOCO	ITSMINA	79,76
27372	CHOCO	JURADO	47,46
27413	CHOCO	LLORO	88,66
27425	CHOCO	MEDIO ATRATO	54,51
27430	CHOCO	MEDIO BAUDO	43,29
27450	CHOCO	MEDIO SAN JUAN	79,82
27491	CHOCO	NOVITA	73,49
27495	CHOCO	NUQUI	58,60
27001	CHOCO	QUIBDO	72,72
27580	CHOCO	RIO IRO	84,19
27600	CHOCO	RIO QUITO	67,62
27615	CHOCO	RIOSUCIO	37,31
27660	CHOCO	SAN JOSE DEL PALMAR	42,16
27745	CHOCO	SIPI	57,84
27787	CHOCO	TADO	74,65
27800	CHOCO	UNGUIA	30,38
27810	CHOCO	UNION PANAMERICANA	73,46
23068	CORDOBA	AYAPEL	55,27
23079	CORDOBA	BUENAVISTA	41,64
23090	CORDOBA	CANALETE	32,31
23162	CORDOBA	CERETE	46,65
23168	CORDOBA	CHIMA	35,26
23182	CORDOBA	CHINU	44,56
23189	CORDOBA	CIENAGA DE ORO	53,25
23300	CORDOBA	COTORRA	31,25
23350	CORDOBA	LA APARTADA	45,92
23417	CORDOBA	LORICA	41,42
23419	CORDOBA	LOS CORDOBAS	47,29
23464	CORDOBA	MOMIL	28,46
23466	CORDOBA	MONTELIBANO	49,11
23001	CORDOBA	MONTERIA	48,16
23500	CORDOBA	MOÑITOS	39,37
23555	CORDOBA	PLANETA RICA	36,55
23570	CORDOBA	PUEBLO NUEVO	52,54
23574	CORDOBA	PUERTO ESCONDIDO	42,59
23580	CORDOBA	PTO LIBERTADOR	40,10
23586	CORDOBA	PURISIMA	29,82
23660	CORDOBA	SAHAGUN	50,25
23670	CORDOBA	SN AND SOTAVENTO	48,15
23672	CORDOBA	SAN ANTERO	41,46
23675	CORDOBA	SN BERNAR VIENTO	27,95
23678	CORDOBA	SAN CARLOS	32,41
23682	CORDOBA	SAN JOSE DE URE	51,78
23686	CORDOBA	SAN PELAYO	43,43
23807	CORDOBA	TIERRALTA	29,81
23815	CORDOBA	TUCHIN	46,63
23855	CORDOBA	VALENCIA	22,56
25001	C/MARCA	AGUA DE DIOS	20,62
25019	C/MARCA	ALBAN	16,85
25035	C/MARCA	ANAPOIMA	19,71
25040	C/MARCA	ANOLAIMA	15,49
25599	C/MARCA	APULO	20,12
25053	C/MARCA	ARBELAEZ	19,24
25086	C/MARCA	BELTRAN	30,85
25095	C/MARCA	BITUIMA	20,53
25099	C/MARCA	BOJACA	4,18
25120	C/MARCA	CABRERA	8,86
25123	C/MARCA	CACHIPAY	14,69
25126	C/MARCA	CAJICA	13,40
25148	C/MARCA	CAPARRAPI	31,00
25151	C/MARCA	CAQUEZA	4,75
25154	C/MARCA	CARMEN DE CARUPA	6,81
25168	C/MARCA	CHAGUANI	26,44
25175	C/MARCA	CHIA	7,86
25178	C/MARCA	CHIPAQUE	0,21
25181	C/MARCA	CHOACHI	3,59
25193	C/MARCA	CHOCONTA	4,13
25200	C/MARCA	COGUA	17,05
25214	C/MARCA	COTA	7,85
25224	C/MARCA	CUCUNUBA	11,84
25245	C/MARCA	EL COLEGIO	21,42
25258	C/MARCA	EL PEÑON	51,30
25260	C/MARCA	EL ROSAL	9,23
25269	C/MARCA	FACATATIVA	13,05
25279	C/MARCA	FOMEQUE	4,93
25281	C/MARCA	FOSCA	6,19
25286	C/MARCA	FUNZA	9,31
25288	C/MARCA	FUQUENE	11,30
25290	C/MARCA	FUSAGASUGA	17,80
25293	C/MARCA	GACHALA	10,34
25295	C/MARCA	GACHANCIPA	5,68
25297	C/MARCA	GACHETA	16,93
25299	C/MARCA	GAMA	12,24
25307	C/MARCA	GIRARDOT	31,45
25312	C/MARCA	GRANADA	6,91
25317	C/MARCA	GUACHETA	17,49
25320	C/MARCA	GUADUAS	28,33
25322	C/MARCA	GUASCA	2,86
25324	C/MARCA	GUATAQUI	24,09
25326	C/MARCA	GUATAVITA	13,03
25328	C/MARCA	GUAY DE SIQUIMA	16,92
25335	C/MARCA	GUAYABETAL	23,29
25339	C/MARCA	GUTIERREZ	5,29
25368	C/MARCA	JERUSALEN	23,93
25372	C/MARCA	JUNIN	14,59
25377	C/MARCA	LA CALERA	8,33
25386	C/MARCA	LA MESA	16,72
25394	C/MARCA	LA PALMA	42,05
25398	C/MARCA	LA PEÑA	36,88
25402	C/MARCA	LA VEGA	28,90
25407	C/MARCA	LENGUAZAQUE	11,76
25426	C/MARCA	MACHETA	3,28
25430	C/MARCA	MADRID	4,30
25436	C/MARCA	MANTA	13,78
25438	C/MARCA	MEDINA	35,76
25473	C/MARCA	MOSQUERA	4,11
25483	C/MARCA	NARIÑO	21,28
25486	C/MARCA	NEMOCON	7,32
25488	C/MARCA	NILO	23,70
25489	C/MARCA	NIMAIMA	34,50
25491	C/MARCA	NOCAIMA	34,48
25513	C/MARCA	PACHO	20,70
25518	C/MARCA	PAIME	69,56
25524	C/MARCA	PANDI	25,69
25530	C/MARCA	PARATEBUENO	34,87
25535	C/MARCA	PASCA	12,53
25572	C/MARCA	PUERTO SALGAR	58,95
25580	C/MARCA	PULI	17,83
25592	C/MARCA	QUEBRADANEGRA	30,12
25594	C/MARCA	QUETAME	11,12
25596	C/MARCA	QUIPILE	16,39
25612	C/MARCA	RICAURTE	27,67
25645	C/MARCA	S ANTONIO TQDAMA	8,51
25649	C/MARCA	SAN BERNARDO	18,76
25653	C/MARCA	SAN CAYETANO	28,52
25658	C/MARCA	SAN FRANCISCO	27,41
25662	C/MARCA	SN JUAN RIO SECO	20,79
25718	C/MARCA	SASAIMA	39,05
25736	C/MARCA	SESQUILE	1,17
25740	C/MARCA	SIBATE	3,27
25743	C/MARCA	SILVANIA	23,90
25745	C/MARCA	SIMIJACA	10,76
25754	C/MARCA	SOACHA	6,19
25758	C/MARCA	SOPO	7,98
25769	C/MARCA	SUBACHOQUE	8,12
25772	C/MARCA	SUESCA	-1,11
25777	C/MARCA	SUPATA	22,18
25779	C/MARCA	SUSA	18,38
25781	C/MARCA	SUTATAUSA	8,33
25785	C/MARCA	TABIO	6,66
25793	C/MARCA	TAUSA	12,82
25797	C/MARCA	TENA	14,15
25799	C/MARCA	TENJO	7,86
25805	C/MARCA	TIBACUY	18,24
25807	C/MARCA	TIBIRITA	13,58
25815	C/MARCA	TOCAIMA	20,62
25817	C/MARCA	TOCANCIPA	12,30
25823	C/MARCA	TOPAIPI	51,36
25839	C/MARCA	UBALA	9,79
25841	C/MARCA	UBAQUE	6,46
25843	C/MARCA	UBATE	8,40
25845	C/MARCA	UNE	2,04
25851	C/MARCA	UTICA	29,55
25506	C/MARCA	VENECIA	23,74
25862	C/MARCA	VERGARA	32,17
25867	C/MARCA	VIANI	17,34
25871	C/MARCA	VILLAGOMEZ	48,04
25873	C/MARCA	VILLAPINZON	3,80
25875	C/MARCA	VILLETA	31,64
25878	C/MARCA	VIOTA	24,19
25885	C/MARCA	YACOPI	57,96
25898	C/MARCA	ZIPACON	8,55
25899	C/MARCA	ZIPAQUIRA	15,19
94343	GUAINIA	BARRANCO MINAS	24,61
94886	GUAINIA	CACAHUAL	23,44
94001	GUAINIA	INIRIDA	22,97
94885	GUAINIA	LA GUADALUPE	23,23
94663	GUAINIA	MAPIRIPANA	24,51
94888	GUAINIA	MORICHAL NUEVO	28,24
94887	GUAINIA	PANA PANA	23,87
94884	GUAINIA	PUERTO COLOMBIA	22,29
94883	GUAINIA	SAN FELIPE	7,00
95015	GUAVIARE	CALAMAR	26,33
95025	GUAVIARE	EL RETORNO	34,57
95200	GUAVIARE	MIRAFLORES	25,58
95001	GUAVIARE	SN JOSE GUAVIARE	28,55
41006	HUILA	ACEVEDO	20,58
41013	HUILA	AGRADO	12,29
41016	HUILA	AIPE	25,41
41020	HUILA	ALGECIRAS	17,60
41026	HUILA	ALTAMIRA	17,97
41078	HUILA	BARAYA	15,69
41132	HUILA	CAMPOALEGRE	13,16
41206	HUILA	COLOMBIA	16,18
41244	HUILA	ELIAS	7,23
41298	HUILA	GARZON	10,52
41306	HUILA	GIGANTE	21,67
41319	HUILA	GUADALUPE	18,82
41349	HUILA	HOBO	21,36
41357	HUILA	IQUIRA	24,76
41359	HUILA	ISNOS	17,23
41378	HUILA	LA ARGENTINA	7,73
41396	HUILA	LA PLATA	20,40
41483	HUILA	NATAGA	10,86
41001	HUILA	NEIVA	15,29
41503	HUILA	OPORAPA	8,29
41518	HUILA	PAICOL	15,05
41524	HUILA	PALERMO	19,30
41530	HUILA	PALESTINA	17,73
41548	HUILA	PITAL	10,27
41551	HUILA	PITALITO	16,27
41615	HUILA	RIVERA	25,30
41660	HUILA	SALADOBLANCO	5,75
41668	HUILA	SAN AGUSTIN	17,87
41676	HUILA	SANTA MARIA	19,90
41770	HUILA	SUAZA	18,28
41791	HUILA	TARQUI	16,34
41799	HUILA	TELLO	15,78
41801	HUILA	TERUEL	26,08
41797	HUILA	TESALIA	15,20
41807	HUILA	TIMANA	8,13
41872	HUILA	VILLAVIEJA	16,48
41885	HUILA	YAGUARA	19,56
44035	GUAJIRA	ALBANIA	17,89
44078	GUAJIRA	BARRANCAS	16,95
44090	GUAJIRA	DIBULLA	35,41
44098	GUAJIRA	DISTRACCION	27,65
44110	GUAJIRA	EL MOLINO	33,64
44279	GUAJIRA	FONSECA	19,99
44378	GUAJIRA	HATO NUEVO	17,03
44420	GUAJIRA	LA JAGUA DEL PILAR	41,75
44430	GUAJIRA	MAICAO	22,47
44560	GUAJIRA	MANAURE	14,53
44001	GUAJIRA	RIOHACHA	22,93
44650	GUAJIRA	SAN JUAN DEL CESAR	20,28
44847	GUAJIRA	URIBIA	8,41
44855	GUAJIRA	URUMITA	31,46
44874	GUAJIRA	VILLANUEVA	43,78
47030	MAGDALENA	ALGARROBO	31,15
47053	MAGDALENA	ARACATACA	35,57
47058	MAGDALENA	ARIGUANI	39,17
47161	MAGDALENA	CERRO SN ANTONIO	26,87
47170	MAGDALENA	CHIVOLO	39,70
47189	MAGDALENA	CIENAGA	26,37
47205	MAGDALENA	CONCORDIA	37,32
47245	MAGDALENA	EL BANCO	67,88
47258	MAGDALENA	EL PIÑON	32,78
47268	MAGDALENA	EL RETEN	36,17
47288	MAGDALENA	FUNDACION	36,64
47318	MAGDALENA	GUAMAL	33,99
47460	MAGDALENA	NUEVA GRANADA	47,26
47541	MAGDALENA	PEDRAZA	37,63
47545	MAGDALENA	PIJIÑO DEL CARMEN	41,81
47551	MAGDALENA	PIVIJAY	36,72
47555	MAGDALENA	PLATO	31,80
47570	MAGDALENA	PUEBLOVIEJO	20,36
47605	MAGDALENA	REMOLINO	30,46
47660	MAGDALENA	SABANAS DE SAN ANGEL	40,93
47675	MAGDALENA	SALAMINA	29,91
47692	MAGDALENA	SAN S BUENAVISTA	34,32
47703	MAGDALENA	SAN ZENON	49,93
47707	MAGDALENA	SANTA ANA	42,85
47720	MAGDALENA	STA BARBARA DE PINTO	36,18
47001	MAGDALENA	SANTA MARTA	13,51
47745	MAGDALENA	SITIONUEVO	21,92
47798	MAGDALENA	TENERIFE	32,52
47960	MAGDALENA	ZAPAYAN	40,81
47980	MAGDALENA	ZONA BANANERA	38,32
50006	META	ACACIAS	37,96
50110	META	BARRANCA DE UPIA	32,12
50124	META	CABUYARO	27,07
50150	META	CASTILLA L NUEVA	34,59
50223	META	CUBARRAL	34,21
50226	META	CUMARAL	52,76
50245	META	EL CALVARIO	16,02
50251	META	EL CASTILLO	33,75
50270	META	EL DORADO	34,39
50287	META	FUENTE DE ORO	32,11
50313	META	GRANADA	31,39
50318	META	GUAMAL	36,13
50350	META	LA MACARENA	28,28
50400	META	LEJANIAS	32,06
50325	META	MAPIRIPAN	27,24
50330	META	MESETAS	33,39
50450	META	PUERTO CONCORDIA	28,11
50568	META	PUERTO GAITAN	28,99
50577	META	PUERTO LLERAS	26,39
50573	META	PUERTO LOPEZ	28,27
50590	META	PUERTO RICO	27,98
50606	META	RESTREPO	52,46
50680	META	SN CARLOS GUAROA	28,33
50683	META	SN JUAN DE ARAMA	23,17
50686	META	SAN JUANITO	16,15
50689	META	SAN MARTIN	34,98
50370	META	LA URIBE	22,72
50001	META	VILLAVICENCIO	53,23
50711	META	VISTA HERMOSA	33,06
52019	NARIÑO	ALBAN	15,91
52022	NARIÑO	ALDANA	6,24
52036	NARIÑO	ANCUYA	4,60
52051	NARIÑO	ARBOLEDA	5,08
52079	NARIÑO	BARBACOAS	44,39
52083	NARIÑO	BELEN	13,57
52110	NARIÑO	BUESACO	2,53
52240	NARIÑO	CHACHAGUI	13,18
52203	NARIÑO	COLON	15,73
52207	NARIÑO	CONSACA	4,50
52210	NARIÑO	CONTADERO	-0,15
52215	NARIÑO	CORDOBA	-2,00
52224	NARIÑO	CUASPUD	8,57
52227	NARIÑO	CUMBAL	-2,21
52233	NARIÑO	CUMBITARA	4,36
52250	NARIÑO	EL CHARCO	21,32
52254	NARIÑO	EL PEÑOL	2,89
52256	NARIÑO	EL ROSARIO	3,01
52258	NARIÑO	EL TABLON	6,40
52260	NARIÑO	EL TAMBO	10,52
52520	NARIÑO	FRNCISCO PIZARRO	30,06
52287	NARIÑO	FUNES	0,42
52317	NARIÑO	GUACHUCAL	-3,01
52320	NARIÑO	GUAITARILLA	8,48
52323	NARIÑO	GUALMATAN	-1,28
52352	NARIÑO	ILES	-1,60
52354	NARIÑO	IMUES	-0,60
52356	NARIÑO	IPIALES	9,08
52378	NARIÑO	LA CRUZ	12,18
52381	NARIÑO	LA FLORIDA	5,14
52385	NARIÑO	LA LLANADA	9,41
52390	NARIÑO	LA TOLA	21,02
52399	NARIÑO	LA UNION	7,46
52405	NARIÑO	LEIVA	5,63
52411	NARIÑO	LINARES	10,29
52418	NARIÑO	LOS ANDES	2,61
52427	NARIÑO	MAGUI	41,78
52435	NARIÑO	MALLAMA	7,40
52473	NARIÑO	MOSQUERA	19,31
52480	NARIÑO	NARIÑO	7,58
52490	NARIÑO	OLAYA HERRERA	19,91
52506	NARIÑO	OSPINA	8,74
52001	NARIÑO	PASTO	0,16
52540	NARIÑO	POLICARPA	3,86
52560	NARIÑO	POTOSI	-1,54
52565	NARIÑO	PROVIDENCIA	0,80
52573	NARIÑO	PUERRES	-1,63
52585	NARIÑO	PUPIALES	6,49
52612	NARIÑO	RICAURTE	30,55
52621	NARIÑO	ROBERTO PAYAN	28,26
52678	NARIÑO	SAMANIEGO	11,30
52685	NARIÑO	SAN BERNARDO	14,99
52687	NARIÑO	SAN LORENZO	5,96
52693	NARIÑO	SAN PABLO	6,75
52694	NARIÑO	SN PEDRO CARTAGO	15,32
52683	NARIÑO	SANDONA	4,22
52696	NARIÑO	SANTA BARBARA	36,59
52699	NARIÑO	SANTACRUZ	1,87
52720	NARIÑO	SAPUYES	8,21
52786	NARIÑO	TAMINANGO	7,77
52788	NARIÑO	TANGUA	0,31
52835	NARIÑO	TUMACO	10,55
52838	NARIÑO	TUQUERRES	5,67
52885	NARIÑO	YACUANQUER	-0,90
54003	N. STD	ABREGO	25,66
54051	N. STD	ARBOLEDAS	17,54
54099	N. STD	BOCHALEMA	10,34
54109	N. STD	BUCARASICA	25,75
54128	N. STD	CACHIRA	14,62
54125	N. STD	CACOTA	-2,95
54172	N. STD	CHINACOTA	9,64
54174	N. STD	CHITAGA	-0,98
54206	N. STD	CONVENCION	24,90
54001	N. STD	CUCUTA	19,01
54223	N. STD	CUCUTILLA	11,99
54239	N. STD	DURANIA	12,36
54245	N. STD	EL CARMEN	23,25
54250	N. STD	EL TARRA	48,31
54261	N. STD	EL ZULIA	17,96
54313	N. STD	GRAMALOTE	17,99
54344	N. STD	HACARI	18,64
54347	N. STD	HERRAN	3,26
54385	N. STD	LA ESPERANZA	31,23
54398	N. STD	LA PLAYA	17,81
54377	N. STD	LABATECA	2,28
54405	N. STD	LOS PATIOS	10,96
54418	N. STD	LOURDES	14,96
54480	N. STD	MUTISCUA	7,93
54498	N. STD	OCAÑA	20,23
54518	N. STD	PAMPLONA	7,02
54520	N. STD	PAMPLONITA	11,82
54553	N. STD	PUERTO SANTANDER	26,42
54599	N. STD	RAGONVALIA	4,71
54660	N. STD	SALAZAR	27,01
54670	N. STD	SAN CALIXTO	29,22
54673	N. STD	SAN CAYETANO	19,14
54680	N. STD	SANTIAGO	20,81
54720	N. STD	SARDINATA	28,98
54743	N. STD	SILOS	3,75
54800	N. STD	TEORAMA	28,15
54810	N. STD	TIBU	50,36
54820	N. STD	TOLEDO	2,02
54871	N. STD	VILLA CARO	10,47
54874	N. STD	VILLA DL ROSARIO	15,27
86219	PUTUMAYO	COLON	2,84
86001	PUTUMAYO	MOCOA	21,70
86320	PUTUMAYO	ORITO	23,41
86568	PUTUMAYO	PUERTO ASIS	24,19
86569	PUTUMAYO	PUERTO CAICEDO	23,97
86571	PUTUMAYO	PUERTO GUZMAN	27,62
86573	PUTUMAYO	PUERTO LEGUIZAMO	14,76
86755	PUTUMAYO	SAN FRANCISCO	7,28
86757	PUTUMAYO	SAN MIGUEL	23,23
86760	PUTUMAYO	SANTIAGO	3,20
86749	PUTUMAYO	SIBUNDOY	2,77
86865	PUTUMAYO	VALLE GUAMUEZ	24,81
86885	PUTUMAYO	VILLAGARZON	35,96
63001	QUINDIO	ARMENIA	27,94
63111	QUINDIO	BUENAVISTA	20,04
63130	QUINDIO	CALARCA	19,92
63190	QUINDIO	CIRCASIA	27,64
63212	QUINDIO	CORDOBA	19,91
63272	QUINDIO	FILANDIA	27,02
63302	QUINDIO	GENOVA	29,52
63401	QUINDIO	LA TEBAIDA	28,05
63470	QUINDIO	MONTENEGRO	28,70
63548	QUINDIO	PIJAO	19,35
63594	QUINDIO	QUIMBAYA	34,51
63690	QUINDIO	SALENTO	29,14
66045	RISARALDA	APIA	28,93
66075	RISARALDA	BALBOA	38,97
66088	RISARALDA	BELEN DE UMBRIA	41,46
66170	RISARALDA	DOS QUEBRADAS	45,55
66318	RISARALDA	GUATICA	39,80
66383	RISARALDA	LA CELIA	39,32
66400	RISARALDA	LA VIRGINIA	41,61
66440	RISARALDA	MARSELLA	45,24
66456	RISARALDA	MISTRATO	30,81
66001	RISARALDA	PEREIRA	41,61
66572	RISARALDA	PUEBLO RICO	31,67
66594	RISARALDA	QUINCHIA	40,20
66682	RISARALDA	STA ROSA D CABAL	38,93
66687	RISARALDA	SANTUARIO	26,12
68013	SANTANDER	AGUADA	34,62
68020	SANTANDER	ALBANIA	54,12
68051	SANTANDER	ARATOCA	10,15
68077	SANTANDER	BARBOSA	44,86
68079	SANTANDER	BARICHARA	20,49
68081	SANTANDER	BARRANCABERMEJA	48,91
68092	SANTANDER	BETULIA	15,80
68101	SANTANDER	BOLIVAR	43,46
68001	SANTANDER	BUCARAMANGA	12,18
68121	SANTANDER	CABRERA	32,05
68132	SANTANDER	CALIFORNIA	7,36
68147	SANTANDER	CAPITANEJO	15,56
68152	SANTANDER	CARCASI	7,51
68160	SANTANDER	CEPITA	9,51
68162	SANTANDER	CERRITO	10,01
68167	SANTANDER	CHARALA	65,47
68169	SANTANDER	CHARTA	7,52
68176	SANTANDER	CHIMA	58,67
68179	SANTANDER	CHIPATA	37,98
68190	SANTANDER	CIMITARRA	72,64
68207	SANTANDER	CONCEPCION	16,38
68209	SANTANDER	CONFINES	41,11
68211	SANTANDER	CONTRATACION	56,75
68217	SANTANDER	COROMORO	41,14
68229	SANTANDER	CURITI	23,75
68235	SANTANDER	EL CARMEN	45,65
68245	SANTANDER	EL GUACAMAYO	55,59
68250	SANTANDER	EL PEÑON	32,86
68255	SANTANDER	EL PLAYON	27,76
68264	SANTANDER	ENCINO	43,16
68266	SANTANDER	ENCISO	10,38
68271	SANTANDER	FLORIAN	46,47
68276	SANTANDER	FLORIDABLANCA	12,20
68296	SANTANDER	GALAN	18,75
68298	SANTANDER	GAMBITA	58,09
68307	SANTANDER	GIRON	12,88
68318	SANTANDER	GUACA	10,93
68320	SANTANDER	GUADALUPE	59,48
68322	SANTANDER	GUAPOTA	50,81
68324	SANTANDER	GUAVATA	56,64
68327	SANTANDER	GUEPSA	43,32
68344	SANTANDER	HATO	24,64
68368	SANTANDER	JESUS MARIA	44,83
68370	SANTANDER	JORDAN	13,80
68377	SANTANDER	LA BELLEZA	34,71
68397	SANTANDER	LA PAZ	36,07
68385	SANTANDER	LANDAZURI	67,69
68406	SANTANDER	LEBRIJA	11,73
68418	SANTANDER	LOS SANTOS	7,98
68425	SANTANDER	MACARAVITA	16,72
68432	SANTANDER	MALAGA	10,30
68444	SANTANDER	MATANZA	14,74
68464	SANTANDER	MOGOTES	52,21
68468	SANTANDER	MOLAGAVITA	11,23
68498	SANTANDER	OCAMONTE	52,72
68500	SANTANDER	OIBA	50,66
68502	SANTANDER	ONZAGA	19,85
68522	SANTANDER	PALMAR	34,88
68524	SANTANDER	PALMAS D SOCORRO	49,51
68533	SANTANDER	PARAMO	23,72
68547	SANTANDER	PIEDECUESTA	12,88
68549	SANTANDER	PINCHOTE	23,95
68572	SANTANDER	PUENTE NACIONAL	44,70
68573	SANTANDER	PUERTO PARRA	56,64
68575	SANTANDER	PUERTO WILCHES	59,25
68615	SANTANDER	RIONEGRO	18,20
68655	SANTANDER	SABANA DE TORRES	48,18
68669	SANTANDER	SAN ANDRES	13,15
68673	SANTANDER	SAN BENITO	36,00
68679	SANTANDER	SAN GIL	26,63
68682	SANTANDER	SAN JOAQUIN	22,35
68684	SANTANDER	SN JSE D MIRANDA	8,75
68686	SANTANDER	SAN MIGUEL	18,20
68689	SANTANDER	SN VTE D CHUCURI	26,94
68705	SANTANDER	SANTA BARBARA	11,63
68720	SANTANDER	STA HELENA OPON	51,94
68745	SANTANDER	SIMACOTA	42,32
68755	SANTANDER	SOCORRO	34,90
68770	SANTANDER	SUAITA	43,90
68773	SANTANDER	SUCRE	48,32
68780	SANTANDER	SURATA	8,48
68820	SANTANDER	TONA	14,07
68855	SANTANDER	VALLE DE SN JOSE	30,50
68861	SANTANDER	VELEZ	34,32
68867	SANTANDER	VETAS	-4,43
68872	SANTANDER	VILLANUEVA	11,35
68895	SANTANDER	ZAPATOCA	19,07
11001	BOGOTA D.C.	BOGOTA	11,96
70110	SUCRE	BUENAVISTA	41,77
70124	SUCRE	CAIMITO	47,34
70230	SUCRE	CHALAN	47,14
70204	SUCRE	COLOSO	45,14
70215	SUCRE	COROZAL	47,42
70221	SUCRE	COVEÑAS	41,26
70233	SUCRE	EL ROBLE	33,38
70235	SUCRE	GALERAS	26,57
70265	SUCRE	GUARANDA	84,30
70400	SUCRE	LA UNION	40,56
70418	SUCRE	LOS PALMITOS	41,27
70429	SUCRE	MAJAGUAL	66,00
70473	SUCRE	MORROA	47,43
70508	SUCRE	OVEJAS	38,33
70523	SUCRE	PALMITO	40,82
70670	SUCRE	SAMPUES	41,98
70678	SUCRE	SAN BENITO ABAD	43,62
70702	SUCRE	SAN JUAN BETULIA	45,76
70708	SUCRE	SAN MARCOS	49,74
70713	SUCRE	SAN ONOFRE	42,82
70717	SUCRE	SAN PEDRO	36,29
70742	SUCRE	SINCE	47,00
70001	SUCRE	SINCELEJO	46,48
70771	SUCRE	SUCRE	55,78
70820	SUCRE	TOLU	38,57
70823	SUCRE	TOLUVIEJO	30,28
73024	TOLIMA	ALPUJARRA	15,47
73026	TOLIMA	ALVARADO	27,02
73030	TOLIMA	AMBALEMA	30,81
73043	TOLIMA	ANZOATEGUI	21,16
73055	TOLIMA	ARMERO	34,86
73067	TOLIMA	ATACO	30,35
73124	TOLIMA	CAJAMARCA	21,62
73148	TOLIMA	CARMEN DE APICALA	27,87
73152	TOLIMA	CASABIANCA	35,12
73168	TOLIMA	CHAPARRAL	28,26
73200	TOLIMA	COELLO	31,54
73217	TOLIMA	COYAIMA	26,61
73226	TOLIMA	CUNDAY	29,72
73236	TOLIMA	DOLORES	19,62
73268	TOLIMA	ESPINAL	24,82
73270	TOLIMA	FALAN	42,78
73275	TOLIMA	FLANDES	31,44
73283	TOLIMA	FRESNO	49,73
73319	TOLIMA	GUAMO	23,23
73347	TOLIMA	HERVEO	34,24
73349	TOLIMA	HONDA	33,84
73001	TOLIMA	IBAGUE	32,76
73352	TOLIMA	ICONONZO	26,49
73408	TOLIMA	LERIDA	29,14
73411	TOLIMA	LIBANO	39,17
73443	TOLIMA	MARIQUITA	50,72
73449	TOLIMA	MELGAR	23,94
73461	TOLIMA	MURILLO	13,52
73483	TOLIMA	NATAGAIMA	36,35
73504	TOLIMA	ORTEGA	26,72
73520	TOLIMA	PALOCABILDO	35,99
73547	TOLIMA	PIEDRAS	20,72
73555	TOLIMA	PLANADAS	30,51
73563	TOLIMA	PRADO	39,68
73585	TOLIMA	PURIFICACION	37,29
73616	TOLIMA	RIOBLANCO	27,04
73622	TOLIMA	RONCESVALLES	3,43
73624	TOLIMA	ROVIRA	31,74
73671	TOLIMA	SALDAÑA	26,38
73675	TOLIMA	SAN ANTONIO	27,09
73678	TOLIMA	SAN LUIS	26,44
73686	TOLIMA	SANTA ISABEL	22,42
73770	TOLIMA	SUAREZ	26,77
73854	TOLIMA	VALLE DE SN JUAN	25,76
73861	TOLIMA	VENADILLO	29,87
73870	TOLIMA	VILLAHERMOSA	32,63
73873	TOLIMA	VILLARRICA	32,71
76020	VALLE	ALCALA	29,07
76036	VALLE	ANDALUCIA	21,48
76041	VALLE	ANSERMANUEVO	26,97
76054	VALLE	ARGELIA	16,97
76100	VALLE	BOLIVAR	17,91
76109	VALLE	BUENAVENTURA	62,37
76111	VALLE	BUGA	24,68
76113	VALLE	BUGALAGRANDE	27,43
76122	VALLE	CAICEDONIA	23,65
76001	VALLE	CALI	18,12
76126	VALLE	CALIMA	16,51
76130	VALLE	CANDELARIA	18,41
76147	VALLE	CARTAGO	26,87
76233	VALLE	DAGUA	13,25
76243	VALLE	EL AGUILA	30,10
76246	VALLE	EL CAIRO	13,96
76248	VALLE	EL CERRITO	22,95
76250	VALLE	EL DOVIO	17,64
76275	VALLE	FLORIDA	18,48
76306	VALLE	GINEBRA	22,69
76318	VALLE	GUACARI	17,05
76364	VALLE	JAMUNDI	23,60
76377	VALLE	LA CUMBRE	14,70
76400	VALLE	LA UNION	17,83
76403	VALLE	LA VICTORIA	19,78
76497	VALLE	OBANDO	24,57
76520	VALLE	PALMIRA	18,08
76563	VALLE	PRADERA	18,29
76606	VALLE	RESTREPO	23,40
76616	VALLE	RIOFRIO	27,62
76622	VALLE	ROLDANILLO	17,73
76670	VALLE	SAN PEDRO	22,40
76736	VALLE	SEVILLA	31,60
76823	VALLE	TORO	27,36
76828	VALLE	TRUJILLO	30,86
76834	VALLE	TULUA	21,38
76845	VALLE	ULLOA	34,27
76863	VALLE	VERSALLES	14,27
76869	VALLE	VIJES	15,87
76890	VALLE	YOTOCO	16,00
76892	VALLE	YUMBO	16,22
76895	VALLE	ZARZAL	27,35
97161	VAUPES	CARURU	26,64
97001	VAUPES	MITU	25,36
97511	VAUPES	PACOA	24,98
97777	VAUPES	PAPUNAUA	26,59
97666	VAUPES	TARAIRA	22,49
97889	VAUPES	YAVARATE	25,69
99773	VICHADA	CUMARIBO	27,88
99524	VICHADA	LA PRIMAVERA	25,65
99001	VICHADA	PUERTO CARREÑO	19,23
99624	VICHADA	SANTA ROSALIA	23,00

(Fuente: R CREG 015/18, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 16)

Reglas sobre la aplicación de las disposiciones establecidas en la Resolución CREG 025 de 2013 sobre la realización de las auditorías a la información del esquema de calidad del servicio en los Sistemas de Distribución Local de energía eléctrica

ARTÍCULO 4.13.1. OBJETO. Mediante esta resolución se adopta la metodología, fórmulas tarifarias y otras disposiciones para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

(Fuente: R CREG 01-12/22, art. 1)

ARTÍCULO 4.13.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a los agentes que prestan el servicio de distribución de energía eléctrica y a los usuarios que utilizan el servicio.

(Fuente: R CREG 01-12/22, art. 2)

LIBRO 5

Reglamento de Operación - Componente comercialización y metodología tarifaria

Reglas de la actividad

Actividad de comercialización de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional

Disposiciones generales

ARTÍCULO 5.1.1.1.1. ÁMBITO DE APLICACION. Esta resolución se aplica a todas las personas que, estando organizadas en alguna de las formas dispuestas por el artículo 15 de la Ley 142 de 1994, venden electricidad a los usuarios o consumidores finales, en ejercicio de la actividad de comercialización, salvo que la demanda máxima de los usuarios finales que atiende no exceda de 1.000 kw.

Para facilitar la transición hacia el mercado libre contemplada en el artículo 42 de la Ley 143 de 1994, en cuanto a comercialización se refiere, se aplicarán las reglas de la presente resolución y las establecidas en las resoluciones CREG-009 de 1994 y CREG - 053 de 1994.

(Fuente: R CREG 054/94, art. 2)

ARTÍCULO 5.1.1.1.2. PRESTADORES DEL SERVICIO. Solo las empresas de servicios públicos, o los otros agentes económicos a las que se refiere el artículo 15 de la Ley 142 de 1994, pueden prestar el servicio público de comercialización de energía eléctrica. Las empresas de servicios públicos constituidas con anterioridad a la vigencia de la Ley 142 de 1994, podrán continuar prestando en forma combinada las actividades que desarrollaban a esa fecha mas la actividad de comercialización, a excepción de Interconexión Eléctrica S.A. que, de acuerdo con artículo 32 de la Ley 143 de 1994, no podrá participar en dicha actividad.

Las empresas que se constituyan a partir de la vigencia de la Ley 143 de 1994 podrán realizar, simultáneamente, actividades de generación o de distribución, y de comercialización; pero no las de transmisión y comercialización.

La Comisión, en cumplimiento del numeral 73.18 de esa ley, pedirá a la Superintendecia que sancione a quienes presten el servicio de comercialización de energía eléctrica en contravención de los dispuesto en esta disposición.

(Fuente: R CREG 054/94, art. 3)

ARTÍCULO 5.1.1.1.3. PARTICIPACION EN EL MERCADO MAYORISTA. Quienes presten el servicio de comercialización de energía estarán obligados a realizar las transacciones de compra de la energía que requieran en el mercado mayorista de energía, y se sujetarán al Reglamento de Operación y a los acuerdos del Consejo Nacional de Operación.

Los comercializadores participarán en el mercado mayorista de energía:

1. Efectuando contratos bilaterales de compra garantizada de energía con generadores a precios acordados libremente entre las partes.

2. Por medio de transacciones en la bolsa de energía, en la cual los precios se determinan por el libre juego de la oferta y la demanda

Las empresas de distribución que realicen la actividad de comercialización para atender el mercado regulado en su área de servicio podrán ser representados ante el mercado mayorista por medio de un mandatario, el cual deberá ser preferentemente otra empresa comercializadora.

(Fuente: R CREG 054/94, art. 4)

ARTÍCULO 5.1.1.1.4. OBLIGACIÓN DE CUMPLIR CON LAS RESOLUCIONES DE LA COMISIÓN SOBRE USUARIOS NO REGULADOS. Los comercializadores solo podrán suministrar energía, a precios acordados libremente, a los usuarios no regulados, definidos conforme a los criterios establecidos en el anexo 1 de esta resolución. La Comisión establecerá por medio de resoluciones los niveles de demanda mínima que deben cumplir los usuarios no-regulados.

(Fuente: R CREG 054/94, art. 5)

ARTÍCULO 5.1.1.1.5. OBLIGACION DE COMERCIALIZAR EN EL MERCADO REGULADO. Los comercializadores de electricidad en el mercado regulado tendrán la obligación de atender todas las solicitudes razonables de suministro de electricidad para los usuarios residenciales y no residenciales de las áreas en donde operen, de acuerdo con lo previsto en la Ley 142 de 1994 y en los contratos de servicios públicos de condiciones uniformes.

Las empresas distribuidoras que operan a la fecha de vigencia de esta resolución están obligadas a realizar la actividad de comercialización para el mercado regulado en su área de servicio. Con este fin, deberán mantener contabilidades separadas para esta actividad.

(Fuente: R CREG 054/94, art. 6)

ARTÍCULO 5.1.1.1.6. OBLIGACION DE RECAUDAR LA CONTRIBUCION DE SOLIDARIDAD. Los comercializadores de energía, al cobrar las tarifas que estaban en vigencia cuando se promulgó la Ley 142 de 1994, distinguirán en las facturas de los usuarios de los estratos 4, 5 y 6, y en las de los usuarios industriales y comerciales, entre el valor que corresponde al servicio, y el factor que para cada uno de esos comercializadores fijará esta Comisión, sin exceder del 20% del valor del servicio, destinado a dar subsidios, según las normas legales que rigen la materia.

(Fuente: R CREG 054/94, art. 8)

ARTÍCULO 5.1.1.1.7. PAGO Y TRANSFERENCIA DE LOS SUBSIDIOS. El pago y la transferencia de los subsidios se hará de acuerdo a las reglas establecidas en el Decreto que reglamentará los "Fondos de solidaridad para subsidios y redistribución de ingresos".

(Fuente: R CREG 054/94, art. 9)

ARTÍCULO 5.1.1.1.8. NEUTRALIDAD. Al vender electricidad, los comercializadores no discriminarán entre personas o clases de personas, salvo que puedan demostrar que las diferencias en los precios reflejan diferencias en los costos por las circunstancias de dicha venta. Los comercializadores no restringirán, distorsionarán o evitarán la competencia en la generación, transmisión, distribución o comercialización de la electricidad.

(Fuente: R CREG 054/94, art. 10)

ARTÍCULO 5.1.1.1.9. SEPARACIÓN DE LOS NEGOCIOS DE GENERACIÓN; DIVISIÓN DE EMPRESAS CON POSICIÓN DOMINANTE. Las empresas que tengan actividades de comercialización y generación, que hagan parte del sistema interconectado nacional, y que se hayan constituido con posterioridad a la vigencia de la Ley 143 de 1994, están obligadas, desde el momento de su constitución a establecer contabilidades separadas para cada una de estas actividades.

Las empresas de distribución que realizan actividades de comercialización de electricidad para el mercado regulado en su área de servicio están sujetas a las normas sobre separación de actividades señaladas en la Resolución CREG-056 de 1994.

(Fuente: R CREG 054/94, art. 12)

ARTÍCULO 5.1.1.1.10. MEDIDORES ADICIONALES. Si la empresa comercializadora, en desarrollo de un contrato de servicios públicos, desea instalar un medidor adicional en la red interna, o cualquier aparato, para el propósito de verificar las medidas o regular la cantidad de electricidad que se entrega a un usuario, o la duración del suministro, tal medidor o aparato debe cumplir con las normas técnicas establecidas en el Código de Red.

(Fuente: R CREG 054/94, art. 14)

ARTÍCULO 5.1.1.1.11. CRITERIOS GENERALES SOBRE PROTECCIÓN DE USUARIOS EN LOS CONTRATOS DE SERVICIOS PÚBLICOS. Para proteger los derechos del usuario, en relación con las facturas y los demás actos que se generen o deriven del contrato de servicios públicos, los comercializadores deben enviar a la Comisión, a la Superintendencia y a los Comités de Desarrollo y Control social, copia de los contratos de servicios públicos de condiciones uniformes que estén ofreciendo al público, dentro de los tres meses siguientes a la fecha de vigencia de esta resolución.

Al celebrar el contrato de servicios públicos, el usuario tiene derecho a recibir una copia gratuita.

En las facturas que se expidan a partir de la fecha en la que el contrato se haya enviado a la Comisión, la empresa informará a los usuarios, al menos una vez al año, acerca de cómo conseguir copias del contrato, o cómo consultarlo; el mismo informe se dará siempre que se modifique el contrato. La Superintendencia determinará el valor al cual pueden venderse estas copias.

La Comisión pedirá, en forma selectiva, y periódica, información sobre el cumplimiento de las condiciones uniformes del contrato por parte de las empresas. Al evaluar tales informes, la Comisión tendrá en cuenta los comentarios que sean formulados por los "vocales de control" de los servicios públicos domiciliarios.

La Comisión dará concepto sobre los contratos, o sobre sus modificaciones, cuando cualquiera de las partes lo pida; sin perjuicio de que, con base en las informaciones que obtenga, cumpla las demás funciones que le corresponden según la ley.

(Fuente: R CREG 054/94, art. 15)

ARTÍCULO 5.1.1.1.12. ORIENTACION SOBRE EL USO EFICIENTE DE LA ELECTRICIDAD. Las empresas comercializadoras deben dar información, en forma verbal o escrita, en su sede o por correo o en otros sitios, a los usuarios acerca de:

1. La forma de usar en forma eficiente la electricidad que se les proporciona;

2. Las fuentes en las cuales puede encontrar informaciones sobre el uso eficiente de energía;

3. Las regulaciones de la Comisión sobre el uso eficiente de la energía.

(Fuente: R CREG 054/94, art. 16)

ARTÍCULO 5.1.1.1.13. PROCEDIMIENTO PARA ATENDER QUEJAS, RECLAMOS Y RECURSOS. Los contratos de servicios públicos de condiciones uniformes que celebren las empresas con los usuarios deben incluir en sus cláusulas definiciones para todos aquellos aspectos de tales contratos que la Ley 142 de 1994 defirió a ellos y, en especial, en lo relativo a peticiones, quejas y recursos.

Las empresas deben adelantar anualmente, a mas tardar el 1 de abril de cada año, una revisión de las relaciones que deben elaborar sus "oficinas de peticiones, quejas y recursos" que sirva para establecer cuáles fueron los problemas mas frecuentes, sus causas, forma de solución, y cómo podrían modificarse los contratos de servicios públicos, así como mejorar el servicio a los usuarios. Dentro de los dos meses siguientes, se enviará a las autoridades competentes un extracto de tales relaciones, que condense los aspectos básicos de la actuación frente a los usuarios del servicio.

(Fuente: R CREG 054/94, art. 17)

ARTÍCULO 5.1.1.1.14. OBLIGACION DE ATENDER SOLICITUDES. Las oficinas de peticiones, quejas y recursos de las empresas de servicios públicos están obligadas a atender y resolver todas las solicitudes que se presenten directamente por los usuarios o por medio de los "vocales de control" de los servicios públicos, establecidos en el artículo 62 de la Ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 054/94, art. 18)

Reglamento de comercialización del servicio público de energía eléctrica, como parte del Reglamento de Operación

Disposiciones generales

ARTÍCULO 5.1.2.1.1. OBJETO. Mediante esta resolución se adopta el Reglamento de Comercialización, como parte del Reglamento de Operación, que contiene el conjunto de disposiciones que regulan los derechos y obligaciones de los agentes que realizan la actividad de Comercialización de energía eléctrica.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 1)

ARTÍCULO 5.1.2.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Este Reglamento aplica a todas las empresas que desarrollan la actividad de Comercialización en el sistema interconectado nacional, SIN, y a las empresas de servicios públicos domiciliarios, Usuarios Potenciales y Usuarios con quienes interactúan en el desarrollo de esta actividad.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 2)

Requisitos para desarrollar la actividad de comercialización en el mercado mayorista

ARTÍCULO 5.1.2.2.1. REQUISITOS PARA PARTICIPAR COMO COMERCIALIZADOR EN EL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA. Los requisitos que deberá cumplir un agente para participar como comercializador en el MEM son:

1. Cumplir los requisitos para ser un comercializador de energía eléctrica, de acuerdo con lo establecido en el artículo 5o de este Reglamento.

2. Dar aviso del inicio de sus actividades como comercializador de energía eléctrica, de acuerdo con lo establecido en el artículo 6o de este Reglamento.

3. Registrarse como comercializador de energía eléctrica ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, de acuerdo con lo establecido en el artículo 7o de este Reglamento.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 4)

ARTÍCULO 5.1.2.2.2. REQUISITOS PARA SER UN COMERCIALIZADOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Los requisitos que un agente deberá cumplir para ser un comercializador de energía eléctrica son los siguientes:

1. Ser empresa de servicios públicos domiciliarios o cualquier otro agente económico a los que se refiere el artículo 15 de la Ley 142 de 1994. Las empresas de servicios públicos constituidas con anterioridad a la vigencia de la Ley 142 de 1994 podrán continuar prestando en forma combinada las actividades que desarrollaban a esa fecha más la actividad de Comercialización.

Las empresas que se hayan constituido a partir de la vigencia de la Ley 143 de 1994 pueden realizar, simultáneamente, actividades de generación o de distribución, y de Comercialización; pero no las de transmisión y Comercialización.

2. Llevar contabilidad para la actividad de Comercialización separada de la contabilidad de las demás actividades que realice, de acuerdo con las normas expedidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, y por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, de conformidad con lo establecido en el artículo 18 de la Ley 142 de 1994 y en la Ley 143 de 1994.

3. Definir y publicar las condiciones uniformes de los contratos que ofrece, si la empresa tiene como objeto la atención de Usuarios regulados.

4. Constituir la oficina de peticiones, quejas y recursos de que trata el artículo 153 de la Ley 142 de 1994, cuando pretenda prestar el servicio a Usuarios.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 5)

ARTÍCULO 5.1.2.2.3. AVISO DEL INICIO DE ACTIVIDADES. Los comercializadores de energía eléctrica deberán dar aviso del inicio de actividades a las siguientes autoridades:

1. A la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, de conformidad con el artículo 11.8 de la Ley 142 de 1994. Para ello deberán cumplir los requisitos que defina la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para la inscripción en el Sistema Único de Información, SUI.

2. A la Comisión de Regulación de Energía y Gas, de conformidad con el artículo 11.8 de la Ley 142 de 1994 y de acuerdo con los requisitos definidos por la CREG.

3. Al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos del Ministerio de Minas y Energía, cuando pretenda prestar el servicio a Usuarios. Para ello deberán cumplir los requisitos definidos por el Ministerio de Minas y Energía.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 6)

Obligaciones de los comercializadores

ARTÍCULO 5.1.2.3.1. OBLIGACIONES GENERALES DE LOS COMERCIALIZADORES. Los comercializadores de energía eléctrica que participen en el MEM o presten el servicio en el SIN deberán cumplir las siguientes obligaciones generales:

1. Llevar contabilidad para la actividad de Comercialización separada de la contabilidad de las demás actividades que realice, de acuerdo con las normas expedidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas y por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, de conformidad con lo establecido en el artículo 18 de la Ley 142 de 1994 y en la Ley 143 de 1994.

2. Entregar la información que soliciten la Comisión de Regulación de Energía y Gas, de conformidad con lo establecido en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, y la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, en ejercicio de lo dispuesto en el artículo 14 de la Ley 689 de 2001.

3. No incurrir en las prácticas restrictivas de la competencia o en los actos de competencia desleal de que tratan los artículos 34 y 98 de la Ley 142 de 1994 y demás normas aplicables.

4. Pagar a la Comisión de Regulación de Energía y Gas y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios las contribuciones establecidas en los artículos 85 de la Ley 142 de 1994 y 22 de la Ley 143 de 1994.

5. Pagar los cargos de los que trata la Resolución CREG 081 de 2007, o aquellas normas que la modifiquen o sustituyan.

6. Realizar las transacciones de energía en el MEM conforme a lo establecido en el Reglamento de Operación.

7. Comprar energía mediante los procedimientos definidos en la Resolución CREG 020 de 1996 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

8. Cumplir el Código de Medida, definido en la Resolución CREG 025 de 1995, y las disposiciones sobre medición contenidas en el numeral 7 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998, o en las normas que las modifiquen o sustituyan.

9. Cumplir los límites de participación en el mercado según lo establecido en la Resolución CREG 128 de 1996, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

10. Atender las solicitudes de prestación del servicio de energía eléctrica de los Usuarios Potenciales regulados y los Usuarios regulados en los mercados de comercialización en donde atiendan Usuarios de este tipo, siempre que sean viables técnicamente. La negación de la prestación del servicio deberá ser plenamente justificada por la empresa y contra ella procederán los recursos previstos en la ley.

11. Verificar previamente que los Usuarios no regulados que deseen atender cumplan las condiciones establecidas por la regulación, específicamente las definidas en las Resoluciones CREG 131 de 1998 y 183 de 2009, o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

12. Discriminar en las facturas de los Usuarios el valor que corresponde al servicio, las contribuciones y subsidios a que haya lugar, y los demás cobros permitidos, según las normas que rigen la materia.

13. Recaudar y transferir los dineros correspondientes a las contribuciones de solidaridad en los plazos y condiciones que establecen las normas que reglamentan el Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos.

14. Cobrar las tarifas del servicio de energía eléctrica a los Usuarios y pagar los montos correspondientes al resto de agentes de la cadena, oportunamente y de acuerdo con lo establecido en la ley y la regulación.

Observar las normas sobre protección de los derechos del Usuario, en relación con las facturas y todos los actos que se generen o deriven del contrato de servicios públicos, de acuerdo con lo establecido en la Ley 142 de 1994 y en la Resolución CREG 108 de 1997 o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

15. Cumplir las demás obligaciones que impongan la ley, los reglamentos y la regulación.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 8)

ARTÍCULO 5.1.2.3.2. DECLARACIÓN DE PLANTAS FILO DE AGUA QUE SE ACOGEN A CASOS ESPECIALES. La planta filo de agua que se encuentre aguas abajo de una planta hidráulica con embalse de regulación de caudales mayor a un día, deberán declarar esta condición teniendo en cuenta lo señalado en los literales a), b), c) y d) siguientes, para que les aplique las excepciones previstas en el literal b.3 el numeral 1.1.5 del Anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995, y la segunda causal de redespacho prevista en el artículo 34 de la presente resolución.

a) Para las plantas filo de agua que se encuentran en operación comercial y les aplique la anterior condición, el agente representante deberá declararlo al CND dentro los cinco (5) días posteriores a la expedición de esta norma.

b) Para la planta filo de agua que no se encuentra en operación comercial, deberá declararlo al CND dos días hábiles antes de entrar en operación comercial.

c) El agente que no realice dicha declaración dentro del plazo establecido no le aplicará esta condición.

d) Para aplicar la excepción prevista en la segunda causal del artículo 34 de la presente resolución, se deberá hacer la declaración de vinculación económica en los plazos señalados en los literales a) y b).

(Fuente: R CREG 060/19, art. 41)

ARTÍCULO 5.1.2.3.3. OBLIGACIONES GENERALES DEL COMERCIALIZADOR CON EL MEM Y EL STN. Los comercializadores deberán cumplir las siguientes obligaciones ante el MEM y el STN:

1. Cubrir el pago de las obligaciones que se puedan generar por las transacciones comerciales en el MEM y por el uso de las redes del STN, conforme a los criterios establecidos en la Resolución CREG 024 de 1995 y con sujeción a lo establecido en la Resolución CREG 019 de 2006, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

2. Registrar ante el ASIC las Fronteras Comerciales de acuerdo con lo establecido en el Capítulo I del Título IV de este Reglamento.

3. Registrar ante el ASIC los contratos de energía de largo plazo de acuerdo con lo establecido en el Capítulo I del Título IV de este Reglamento.

4. Suministrar al ASIC la información registrada en cada una de sus Fronteras Comerciales con la periodicidad y en los términos indicados en la Resolución CREG 006 de 2003, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, así como la demás información que requiera el ASIC de conformidad con la regulación vigente.

5. Demostrar su capacidad financiera para la realización de transacciones en el mercado mayorista, de conformidad con la regulación que para los efectos defina la CREG.

6. Someterse a la liquidación que haga el ASIC, en los términos establecidos en las Resoluciones CREG 024 de 1995, 006 de 2003 y 157 de 2011, o aquellas que las modifiquen o sustituyan, de todos los actos y contratos de energía en la bolsa, para que pueda determinarse, en cada momento apropiado, el monto de sus obligaciones y derechos frente al conjunto de quienes participan en el sistema, y cada uno de ellos en particular.

7. Someterse a la liquidación que haga el LAC de los cargos por uso del STN, en los términos establecidos en las Resoluciones CREG 008 de 2003 y 157 de 2011, o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

8. Someterse a los sistemas de pago y compensación que apliquen el ASIC y el LAC, según lo previsto en la Resolución CREG 024 de 1995, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, para hacer efectivas las liquidaciones aludidas.

9. Pagar oportunamente sus facturas, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 157 de 2011.

10. Cumplir en todas sus Fronteras Comerciales los requisitos del Código de Medida, definido en la Resolución CREG 025 de 1995, y las disposiciones sobre medición contenidas en el numeral 7 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998, o en las normas que las modifiquen o sustituyan.

11. Cumplir las demás obligaciones que se establezcan en la ley o la regulación.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 9)

ARTÍCULO 5.1.2.3.4. OBLIGACIONES GENERALES DEL COMERCIALIZADOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON EL OPERADOR DE RED. El comercializador tendrá las siguientes obligaciones con los operadores de red a cuyas redes se encuentren conectados los Usuarios a quienes presta el servicio:

1. Cumplir los pasos previos a la visita de puesta en servicio de la conexión según lo dispuesto en el artículo 33 de este Reglamento y en la normatividad vigente.

2. Asistir a las visitas de recibo técnico de las obras de conexión y/o puesta en servicio de la conexión, de que tratan los artículos 33 y 34 de este Reglamento y la normatividad vigente.

3. Informar al operador de red cuando se detecte la existencia de una posible irregularidad o de irregularidades en el Sistema de Medida, en las acometidas o instalaciones en general, y denunciarlas ante las autoridades correspondientes.

4. Cubrir el pago de las obligaciones que se puedan generar por el uso de las redes del STR y del SDL, conforme a los criterios establecidos en la Resolución CREG 159 de 2011.

5. Someterse a la liquidación que haga el LAC de los cargos por uso del STR, según lo dispuesto en la Resolución CREG 008 de 2003 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

6. Someterse a la liquidación que haga el operador de red de los cargos por uso del SDL, observando las disposiciones que sobre la materia se establecen en el artículo 40 de este Reglamento.

7. Pagar oportunamente las facturas de los cargos por uso del STR y del SDL, de acuerdo con lo establecido en el artículo 45 de este Reglamento.

8. Publicar los costos eficientes en que pueda incurrir y que pueda llegar a cobrar a los operadores de red en cumplimiento de los artículos 34 y 48 de este Reglamento.

9. Garantizar al operador de red el acceso a la información del Sistema de Medida, de conformidad con lo establecido en el numeral 7.4 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998 y en el Código de Medida, definido en la Resolución CREG 025 de 1995, o en las normas que las modifiquen o sustituyan.

10. Atender las solicitudes de visitas de revisión conjunta, de conformidad con lo previsto en este Reglamento.

11. Presentar al operador de red las solicitudes de suspensión, corte, reconexión y reinstalación en los términos establecidos en el los artículos 49 y 50 de este Reglamento.

12. Definir e informar los mecanismos de comunicación para la atención de todos aquellos trámites que el operador de red deba realizar ante él.

13. Reportar información veraz y oportuna al Sistema Único de Información, SUI, en los formatos, tiempos y condiciones que para el efecto establezca la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Se considerará que hay incumplimiento a la regulación y a lo establecido en parágrafo 1o del artículo 14 de la Ley 689 de 2001 cuando el comercializador reporte información al SUI que sea inoportuna, incompleta o inexacta, y podrá ser sancionado por la autoridad competente.

14. Cumplir las demás obligaciones que impongan la ley, los reglamentos y la regulación.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 10)

ARTÍCULO 5.1.2.3.5. OBLIGACIONES GENERALES DEL COMERCIALIZADOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON OTROS COMERCIALIZADORES. El comercializador tendrá la obligación cumplir las disposiciones relacionadas con la liquidación de transacciones ante irregularidades en el Sistema de Medida señaladas en el Capítulo I del TÍTULO VI de este reglamento y de adelantar el procedimiento de cambio de comercializador de acuerdo con lo establecido en Capítulo II del mismo Título.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 11)

Participación de los comercializadores en el mercado mayorista de energía

Constitución de mecanismos de cubrimiento y registro de fronteras comerciales y de contratos

ARTÍCULO 5.1.2.4.1.1. CONSTITUCIÓN DE LOS MECANISMOS DE CUBRIMIENTO PARA LAS TRANSACCIONES EN EL MEM. El comercializador, como agente del MEM, deberá garantizar o cubrir en forma previa el pago de las transacciones comerciales que lleve a cabo en dicho mercado, con sujeción a lo establecido en la Resolución CREG 019 de 2006 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 12)

ARTÍCULO 5.1.2.4.1.2. REGISTRO Y CANCELACIÓN DEL REGISTRO DE FRONTERAS DE COMERCIALIZACIÓN. El registro y la cancelación de Fronteras de Comercialización se realizará conforme a lo establecido en la Resolución CREG 157 de 2011.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 13)

ARTÍCULO 5.1.2.4.1.3. CONDICIÓN PARA EL REGISTRO DE FRONTERAS COMERCIALES. A partir de la publicación de este Reglamento en el Diario Oficial, el registro de una Frontera de Comercialización para Agentes y Usuarios sólo se permitirá cuando esta tenga por objeto la medición del consumo de un único Usuario o Usuario Potencial.

De esta medida se exceptúa el registro de las siguientes Fronteras de Comercialización para Agentes y Usuarios:

1. Fronteras de Comercialización para Agentes y Usuarios de las zonas especiales, estas últimas definidas en el Decreto 4978 de 2007, o las normas que lo modifiquen o sustituyan.

2. Fronteras principales de que trata la Resolución CREG 122 de 2003 o aquellas que la modifiquen o sustituyan, sin perjuicio de lo dispuesto en la Resolución CREG 097 de 2008.

3. Fronteras de Comercialización para Agentes y Usuarios que hayan sido registradas antes de la vigencia de este artículo y tengan por objeto la medición del consumo de varios Usuarios, cuando se dé un cambio de comercializador en los términos del artículo 59 de este Reglamento.

PARÁGRAFO. A partir de la vigencia de este artículo no se permitirá la adición de Usuarios Potenciales o de Usuarios a las Fronteras de Comercialización para Agentes y Usuarios que hayan sido registradas antes de la vigencia de este artículo y tengan por objeto la medición del consumo de varios Usuarios.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 14)

ARTÍCULO 5.1.2.4.1.4. REGISTRO DE CONTRATOS DE ENERGÍA DE LARGO PLAZO. El registro de contratos de energía de largo plazo, a los que se refiere la Resolución CREG 024 de 1995, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, se realizará conforme a lo establecido en la Resolución CREG 157 de 2011.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 15)

Retiro de comercializadores del mercado mayorista de energía

ARTÍCULO 5.1.2.4.2.1. RETIRO DEL MEM. Las disposiciones establecidas en este Capítulo aplican para el retiro de los agentes que desarrollan la actividad de Comercialización, únicamente para efectos de su participación como comercializadores en el MEM.

En el caso de los agentes que generan energía eléctrica, se entenderá que estos participan como comercializadores en el MEM cuando:

1. Prestan el servicio de energía eléctrica a Usuarios, en los términos del artículo 11 de la Ley 143 de 1994, y/o

2. Deban constituir mecanismos de cubrimiento para las transacciones en el MEM por sus compromisos de venta de energía, de acuerdo con la regulación vigente.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 16)

ARTÍCULO 5.1.2.4.2.2. CAUSALES DEL RETIRO DEL MEM. Sin perjuicio de las demás causales que prevea la regulación, las siguientes serán causales para el Retiro del MEM:

1. El retiro voluntario del agente, previo cumplimiento de todas sus obligaciones con el ASIC y el LAC, según lo señalado en el artículo 18 de este Reglamento.

2. El incumplimiento de sus obligaciones de pago o de constitución de los mecanismos de cubrimiento o de restitución de pagarés, según lo señalado en el artículo 19 de este Reglamento.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 17)

ARTÍCULO 5.1.2.4.2.3. RETIRO VOLUNTARIO. El comercializador que decida retirarse voluntariamente del mercado deberá dar aviso al ASIC sobre tal intención. El ASIC hará pública la intención de este comercializador de retirarse del MEM y las consecuencias del mismo.

Para que se haga efectivo su retiro del mercado, el comercializador deberá:

1. Cumplir o terminar sus contratos de energía de largo plazo o negociar su cesión a otras empresas para que lo sustituyan en el cumplimiento de sus obligaciones o en el ejercicio de sus derechos, caso en el cual se deberán cumplir las disposiciones sobre registro de contratos establecidas en el artículo 14 de la Resolución CREG 157 de 2011. Para cumplir este requisito el comercializador no deberá contar con contratos registrados ante el ASIC.

2. Tener cancelado el registro de las Fronteras de Comercialización que representaba.

Dos meses después de que haya transcurrido el plazo de que trata el artículo 10 de la Resolución CREG 084 de 2007 o aquellas que lo modifiquen o sustituyan, y una vez el ASIC haya verificado el cumplimiento de los requisitos señalados en los numerales 1 y 2 de este artículo, se entenderá que el comercializador ha quedado retirado del mercado.

La manifestación de la voluntad de retiro por parte de un comercializador no obsta para que se produzca su Retiro del MEM por la causal establecida en el numeral 2 del artículo 17 de este Reglamento.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 18) (Fuente: R CREG 043/12, art. 1)

ARTÍCULO 5.1.2.4.2.4. RETIRO DEL MEM POR INCUMPLIMIENTO DE OBLIGACIONES. El comercializador que incumpla una o varias de las siguientes obligaciones quedará retirado del MEM, una vez se cumplan las etapas establecidas en el artículo 20 de este Reglamento:

1. Cuando presente mora en el pago de las obligaciones derivadas de cualquiera de los siguientes conceptos y dicho pago no esté plenamente respaldado por los mecanismos de cubrimiento:

a) Transacciones realizadas en la bolsa de energía o en el mercado organizado, MOR;

b) Cuentas por reconciliaciones y servicios complementarios;

c) Cuentas por concepto de cargos por uso del STN;

d) Cualquier otro concepto que deba ser pagado al ASIC o al LAC.

2. Cuando no haya obtenido la aprobación de los mecanismos de cubrimiento para las transacciones en el MEM, por parte del ASIC, dentro de los plazos establecidos en la regulación vigente.

3. Cuando el operador de red informe al ASIC el incumplimiento del comercializador en la constitución de los mecanismos de cubrimiento para el pago de los cargos por uso del STR y del SDL, de acuerdo con la regulación vigente.

Los daños y perjuicios que se ocasionen al agente retirado, a los Usuarios y a terceros serán responsabilidad exclusiva del operador de red que invoque esta causal sin estar debidamente motivada. La invocación de esta causal por parte de un operador de red, sin que haya lugar a ella, podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica restrictiva de la competencia.

4. Cuando no restituya los pagarés de que trata la Resolución CREG 019 de 2006, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, en los plazos allí establecidos.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 19)

ARTÍCULO 5.1.2.4.2.5. ETAPAS DEL RETIRO DEL MEM. El Retiro del MEM de un agente que incurra en las causales de que trata el artículo 19 de este Reglamento se hará efectivo una vez se cumplan las siguientes etapas:

1. El día hábil siguiente al día en que el comercializador incurra en una de las causales de retiro de que trata el artículo 19 de este Reglamento, el ASIC enviará una comunicación al respectivo comercializador informándole sobre el inicio del procedimiento para su Retiro del MEM y las consecuencias que se pueden derivar de ello, de acuerdo con lo dispuesto en este Reglamento. Así mismo, informará de tal situación a todos los agentes inscritos en el MEM y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para lo de su competencia.

2. Ese mismo día el ASIC ordenará la publicación de hasta tres (3) avisos, en un diario de circulación nacional, dirigidos a los Usuarios atendidos por el comercializador, informándoles sobre el inicio del procedimiento para el Retiro del MEM y los efectos del mismo. En estos avisos se deberá indicar la imposibilidad del comercializador de realizar transacciones en el MEM una vez se produzca su retiro y, por tanto, la imposibilidad de comprar energía para atender a sus Usuarios. Adicionalmente, deberá indicar la posibilidad de que los Usuarios cambien de comercializador conforme a lo previsto en la regulación vigente y la lista de comercializadores que atienden en los mercados en que participa el comercializador en causal de Retiro del MEM.

3. Estos avisos deberán ser publicados en fechas diferentes dentro de los siete (7) días calendario anteriores al Retiro del MEM, el último de los cuales deberá publicarse el día anterior a que este se haga efectivo. El ASIC enviará copia de cada uno de estos avisos de prensa a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

4. Si la empresa subsana las causales de retiro antes de la publicación del primer aviso o la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios toma posesión de la empresa antes de dicha publicación, se suspenderá el procedimiento de retiro y el ASIC informará de tal hecho a todos los agentes inscritos en el MEM y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

5. Si el comercializador subsana las causales de retiro o la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios toma posesión de la empresa después de iniciada la publicación de los avisos, pero antes del retiro, se suspenderá el retiro y el ASIC ordenará la publicación de un aviso en los mismos medios en que se publicaron los avisos anteriores, informando ampliamente sobre tal hecho.

6. A partir de las veinticuatro (24:00) horas del séptimo día hábil posterior al día en que el comercializador incurra en una de las causales de retiro de que trata el artículo 19 de este Reglamento, sin que el comercializador haya subsanado el incumplimiento de sus obligaciones o sin que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios haya tomado posesión de la empresa, el comercializador quedará retirado del mercado.

7. <Numeral derogado por el artículo 2 de la Resolución 43 de 2012>

PARÁGRAFO 1o. Las causales de retiro establecidas en el artículo 19 de este Reglamento se podrán subsanar así: i) las del numeral 1 con el pago de la obligación en mora o la suscripción de acuerdos de pago con el ASIC y el LAC; ii) las del numeral 2 con la aprobación de los mecanismos de cubrimiento por parte del ASIC; iii) las del numeral 3 cuando el operador de red le informe al ASIC que el comercializador constituyó los mecanismos de cubrimiento para el pago de los cargos por uso del STR y del SDL; y iv) las del numeral 4 con la aceptación de los pagaParágrafo 2o. Los acuerdos de pago que se suscriban para suspender un programa de retiro iniciado por las causales previstas en el numeral 1 del artículo 19 de este Reglamento deberán cumplir las condiciones que señale la regulación y serán verificadas por el ASIC, en su calidad de mandatario de los agentes del MEM. La Comisión definirá las condiciones comerciales de estos acuerdos con base en la propuesta que presente el CAC dentro de los tres (3) meses siguientes a la entrada en vigencia de este Reglamento. Si un procedimiento de retiro es suspendido por la suscripción de un acuerdo de pago y este se incumple, se dará inicio nuevamente a este procedimiento, sin que sea posible suspenderlo por la suscripción de un nuevo acuerdo de pago.

PARÁGRAFO 3o. En todos los casos, los costos de las publicaciones en prensa serán liquidados y facturados por el ASIC al agente que originó este procedimiento.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 20)

ARTÍCULO 5.1.2.4.2.6. EFECTOS DEL RETIRO DEL MEM. El Retiro del MEM tendrá los siguientes efectos:

1. En todos los casos, el retiro de un comercializador no lo exime de las obligaciones adquiridas en el mercado. Por lo tanto, el ASIC y el LAC adelantarán las acciones de cobro establecidas en la regulación.

2. Los daños y perjuicios ocasionados a los Usuarios y terceros por el retiro del comercializador del MEM serán responsabilidad exclusiva de dicho agente, sin perjuicio de lo señalado en el segundo inciso del numeral 3 del artículo 19 de este Reglamento.

3. Cuando el comercializador se retire por voluntad propia, podrá volver a participar en el mercado en cualquier momento.

4. El comercializador retirado del MEM por incumplimiento de obligaciones solo podrá volver a participar en este cuando haya cumplido la totalidad de sus obligaciones pendientes. Para estos efectos, una vez dicho comercializador le manifieste al ASIC su interés de volver a participar en el MEM, el ASIC solicitará a todos los agentes que hacían parte del mercado en el momento del retiro y que aún hagan parte del mismo que le informen si el comercializador se encuentra a paz y salvo o si tiene obligaciones pendientes. Si dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes al recibo de la solicitud de información por parte de dichos agentes, el ASIC no recibe respuesta por parte de un agente, se entenderá, para efectos de lo establecido en este numeral, que quien ha solicitado volver al mercado no tiene obligaciones pendientes con dicho agente.

5. La prestación del servicio a los Usuarios atendidos por el comercializador que es retirado del MEM se realizará de acuerdo con lo establecido en los siguientes artículos de este capítulo.

6. En el caso de los agentes que generan energía eléctrica y desarrollan la actividad de Comercialización, además de los efectos anteriores, el Retiro del MEM conlleva la aplicación de la limitación de suministro de energía en bolsa de forma continua conforme a lo señalado en la Resolución CREG 001 de 2003 y las demás normas que la modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO 1o. En los contratos que celebren los comercializadores con Usuarios no regulados y en los contratos de condiciones uniformes que se ofrezcan a los Usuarios regulados se entenderá que, cuando un comercializador haya incurrido en las causales de Retiro del MEM y el ASIC haya publicado el primero de los tres (3) avisos previstos en el numeral 2 del artículo 20 de este Reglamento, hay falla en la prestación del servicio que, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 137 de la Ley 142 de 1994, da derecho al Usuario a la resolución del contrato. Así mismo, los contratos deberán hacer referencia expresa a las reglas sobre retiro de los agentes del mercado y sobre atención de los Usuarios en caso de dicho retiro.

PARÁGRAFO 2o. Los efectos del Retiro del MEM de que trata este artículo tendrán aplicación sin perjuicio de las acciones legales que se adelanten contra el agente incumplido.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 21) (Fuente: R CREG 043/12, art. 3)

ARTÍCULO 5.1.2.4.2.7. PRESTACIÓN DEL SERVICIO A USUARIOS DE UN COMERCIALIZADOR RETIRADO DEL MEM. Para efectos de garantizar la continuidad en la prestación del servicio de los Usuarios atendidos por el comercializador respecto del que se produzca el Retiro del MEM, se aplicarán las siguientes reglas:

1. Los Usuarios podrán cambiar libremente de prestador del servicio desde la publicación del primer aviso y hasta la fecha de retiro del comercializador. El registro de las Fronteras de Comercialización de estos Usuarios se realizará conforme a lo establecido en la regulación vigente, aplicando las disposiciones contenidas en el artículo 13 de la Resolución CREG 157 de 2011.

2. Todos los Usuarios que no escojan un nuevo comercializador conforme a lo indicado en el numeral anterior, pasarán a ser atendidos por el Prestador de Última Instancia, en los términos y condiciones que se establecerán en regulación aparte para este prestador.

PARÁGRAFO 1o. Para efectos de lo establecido en el numeral 2 de este artículo, al quedar retirado el comercializador del mercado, el ASIC deberá registrar las Fronteras de Comercialización de los Usuarios que no cambiaron de comercializador a nombre del Prestador de Última Instancia. Para este registro no se exigirá el cumplimiento de las disposiciones establecidas en el artículo 3o de la Resolución CREG 157 de 2011.

PARÁGRAFO 2o. Para efectos de calcular la participación del Prestador de Última Instancia en la actividad de Comercialización, de que trata el artículo 4o de la Resolución CREG 128 de 1996 y demás normas que la modifiquen o sustituyan, no se tendrá en cuenta la energía correspondiente a los Usuarios que pasan a ser atendidos por este como consecuencia del retiro de otro comercializador del MEM en los términos establecidos en este Reglamento. Una vez un agente deje de actuar como Prestador de Última Instancia, en los términos que defina la regulación, tendrá un plazo de seis (6) meses para adecuarse a los límites establecidos en el artículo 4o de la Resolución CREG 128 de 1996 y demás normas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 22)

ARTÍCULO 5.1.2.4.2.8. TRANSICIÓN. Hasta tanto se adopte e implemente la regulación del Prestador de Última Instancia se aplicarán las siguientes reglas:

1. Los Usuarios del comercializador respecto del que se produzca el retiro del MEM que no hayan escogido prestador según lo señalado en el numeral 1 del artículo 22 pasarán a ser atendidos como Usuarios regulados por el comercializador integrado al operador de red al cual se encuentran conectados, desde el momento de retiro del comercializador que les prestaba el servicio.

2. Estos Usuarios tendrán un plazo de un (1) mes, contado a partir del momento en que comiencen a ser atendidos por el comercializador del operador de red, para cambiar voluntariamente de comercializador, sin que se apliquen las disposiciones definidas en el artículo 15 de la Resolución CREG 108 de 1997 y en el artículo 1o de la Resolución CREG 183 de 2009, o aquellas que los modifiquen o sustituyan. Dentro de este plazo se deberá realizar el registro de la Frontera de Comercialización por parte del nuevo comercializador.

Una vez transcurrido el plazo anterior, los Usuarios que no hayan cambiado voluntariamente de comercializador serán atendidos como Usuarios regulados del comercializador del operador de red al cual se encuentran conectados y deberán cumplir con lo establecido en el artículo 15 de la Resolución CREG 108 de 1997 y en el artículo 1o de la Resolución CREG 183 de 2009, o aquellos que los modifiquen o sustituyan.

3. Para efectos de calcular la participación de un agente en la actividad de Comercialización, de que trata el artículo 4o de la Resolución CREG 128 de 1996 y demás normas que la modifiquen o sustituyan, no se tendrá en cuenta la energía correspondiente a los Usuarios que pasan a ser atendidos por este como consecuencia del retiro de otro comercializador del MEM en los términos establecidos en este Reglamento.

4. Con el fin de garantizar la prestación del servicio a los Usuarios atendidos por comercializadores integrados a operadores de red, estos agentes no estarán sujetos a las anteriores disposiciones sobre Retiro del MEM hasta tanto se adopten e implementen las disposiciones aplicables al Prestador de Última Instancia. Entre tanto les será aplicable el procedimiento de limitación de suministro establecido en la Resolución CREG 116 de 1998 y las normas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 23)

Relación entre comercializadores y operadores de red

Obligaciones entre operadores de red y comercializadores

ARTÍCULO 5.1.2.5.1.1. OBLIGACIONES GENERALES DEL OPERADOR DE RED CON EL COMERCIALIZADOR. El operador de red tendrá las siguientes obligaciones con los comercializadores de su mercado:

1. Garantizar el libre acceso a sus redes conforme a lo señalado en las Leyes 142 y 143 de 1994. Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 14 de la Resolución CREG 097 de 2008, los comercializadores y operadores de red podrán celebrar contratos de respaldo, los cuales en todo caso deberán sujetarse a lo previsto en este Reglamento y la regulación vigente.

2. Informar al comercializador cuando se detecte la existencia de una posible irregularidad o de irregularidades en el Sistema de Medida, en las acometidas o instalaciones en general, y denunciarlas ante las autoridades correspondientes.

3. Notificar al comercializador la ocurrencia de los eventos programados de que trata el inciso 2o del numeral 5.5.3.2. del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998, o aquella que la modifique o sustituya, con una antelación no inferior a veinticuatro (24) horas adicionales al término señalado en dicho inciso.

4. Definir e informar al comercializador los mecanismos de comunicación para la atención de todos aquellos trámites que deban realizar ante el operador de red.

5. Establecer un medio de comunicación, disponible las 24 horas, para intercambio de información con el comercializador sobre la evolución de las solicitudes de servicio y la atención de daños en los activos de uso.

6. Permitir la consulta del manual de operación, por parte de los comercializadores que atienden Usuarios en su mercado de comercialización, a través del medio que el operador de red defina. Así mismo, deberá permitir la consulta permanente de las normas técnicas y demás documentos que establezcan procedimientos a aplicar en su sistema de distribución, debidamente actualizados.

7. Publicar los costos eficientes en que pueda incurrir y que pueda llegar a cobrar al comercializador en cumplimiento de los artículos 34, 48, 49 y 50 de este Reglamento.

8. Pagar dentro de los cinco días hábiles siguientes al décimo día calendario de cada mes las facturas que reciba antes de esta última fecha por concepto de los costos eficientes, publicados según el numeral 8 del artículo 10 anterior, en que incurra el comercializador en cumplimiento de los artículos 34 y 48 de este Reglamento y los señalados en el parágrafo del artículo 2o del Anexo de la Resolución CREG 159 de 2011.

9. Aplicar las compensaciones o los pagos a los que haya lugar en la facturación de los cargos por uso del SDL y del STR de acuerdo con el esquema de calidad del servicio definido en la Resolución CREG 097 de 2008, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan.

10. Atender las solicitudes de suspensión, corte, reconexión y reinstalación del servicio, de acuerdo con lo dispuesto en el Capítulo VI del Título V del presente Reglamento.

11. Informar al ASIC cuando el comercializador constituya mecanismos de cubrimiento del STR y/o del SDL para subsanar un incumplimiento declarado de conformidad con el artículo 11 de la Resolución CREG 159 de 2011.

12. Cumplir las demás obligaciones que impongan la ley, los reglamentos y la regulación.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 24) (Fuente: R CREG 043/12, art. 4)

Liquidación, facturación y pago de cargos por uso del STR y del SDL

ARTÍCULO 5.1.2.5.2.1. INFORMACIÓN BASE PARA LA LIQUIDACIÓN DE LOS CARGOS POR USO DEL STR Y DEL SDL. El LAC y los operadores de red tendrán en cuenta la siguiente información para la liquidación de los cargos por uso del STR y del SDL, respectivamente:

1. Los valores de los cargos por uso del STR vigentes que el operador de red debe facturar al comercializador, de conformidad con la Resolución CREG 097 de 2008, o aquella que la modifique o sustituya.

2. Los cargos por uso del SDL a aplicar en cada mercado de comercialización de acuerdo con la normatividad vigente.

3. Demanda de energía tomada de la publicación de la segunda liquidación que haga el ASIC en los términos previstos en el artículo 21 de la resolución CREG 157 de 2011.

4. Las compensaciones que se deban aplicar de acuerdo con el esquema de calidad del servicio vigente.

PARÁGRAFO 1o. Para la liquidación de los cargos por uso del STR y del SDL en las Fronteras de Comercialización para Agentes y Usuarios que agrupen varios usuarios, se afectará la demanda de energía de que trata el numeral 3 por el factor (1- Psf). De manera transitoria y hasta tanto el comercializador y el operador de red acuerden el valor correspondiente, la variable Psf será igual a 0,019. Cuando el comercializador y el operador de red acuerden un nuevo valor para Psf, deberá ser informado al LAC, por los dos agentes, para que sea utilizado en la liquidación de los cargos por uso del STR.

PARÁGRAFO 2o. Para la liquidación de los cargos por uso del STR y del SDL que corresponde a la energía que se destina para la prestación del servicio de alumbrado público se tendrá en cuenta lo dispuesto en la Resoluciones CREG 043 de 1995 y 097 de 2008 o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 39)

ARTÍCULO 5.1.2.5.2.2. LIQUIDACIÓN DE CARGOS POR USO DEL SDL. El operador de red deberá entregar al comercializador la liquidación por concepto de cargos por uso del SDL a más tardar el día calendario siguiente a la publicación de la segunda liquidación que haga el ASIC en los términos previstos en el artículo 21 de la Resolución CREG 157 de 2011.

La liquidación podrá ser entregada mediante correo, fax o un medio electrónico. Se entenderá como fecha de entrega de la liquidación la que conste en recibo de correo, reporte de fax o de un medio electrónico.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 40)

ARTÍCULO 5.1.2.5.2.3. OBJECIONES Y SOLICITUDES DE ACLARACIÓN SOBRE LA LIQUIDACIÓN. Si el comercializador tiene objeciones o requiere aclaraciones sobre la liquidación de los cargos por uso del SDL, podrá presentarlas por escrito al operador de red dentro del día calendario siguiente al recibo de la misma.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 41)

ARTÍCULO 5.1.2.5.2.4. FACTURACIÓN DE LOS CARGOS POR USO DEL STR Y DEL SDL. El operador de red deberá facturar mensualmente los cargos por uso del STR y del SDL. Para ello deberá contestar las objeciones y solicitudes de aclaración presentadas por el comercializador sobre la liquidación de los cargos por uso del SDL e incorporar las correcciones correspondientes en la facturación definitiva. De igual forma deberá considerar la liquidación definitiva de los cargos por uso del STR entregada por el LAC.

A más tardar el décimo día calendario del mes siguiente al mes calendario de consumo el operador de red deberá entregar al comercializador la factura original o la factura electrónica que cumpla lo dispuesto en la reglamentación vigente sobre este tipo de documentos.

PARÁGRAFO 1o. El LAC deberá entregar al comercializador la liquidación por concepto de cargos por uso del STR a más tardar el día calendario siguiente a la publicación de la segunda liquidación que haga el ASIC en los términos previstos en el artículo 21 de la Resolución CREG 157 de 2011.

PARÁGRAFO 2o. El operador de red deberá incluir en la factura de los cargos por uso del STR y del SDL, las obligaciones del comercializador generadas en cumplimiento de los artículos 34, 48, 49 y 50 del presente Reglamento.

PARÁGRAFO 3o. Si después de entregada la factura al comercializador, el operador de red identifica valores adeudados no incluidos en la factura, podrá incluir dichos valores en la factura del siguiente mes calendario.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 42) (Fuente: R CREG 043/12, art. 5)

ARTÍCULO 5.1.2.5.2.5. OBJECIONES A LA FACTURA. El comercializador podrá objetar la factura de los cargos por uso del STR y del SDL, mediante comunicación escrita debidamente soportada, dentro de los dos (2) días calendario siguientes a la fecha de recibo de la factura.

Las objeciones procederán cuando se presenten errores aritméticos, cargos incorrectos, fecha de vencimiento incorrecta o cobro de conceptos no autorizados por la regulación. En estos casos se podrá glosar la factura, indicando claramente el valor objetado y el motivo.

Presentada formal y oportunamente la objeción, el operador de red deberá responderla y entregar al comercializador una nueva factura respecto de la parte que haya sido objetada, en original o mediante factura electrónica que cumpla lo dispuesto en la reglamentación vigente sobre este tipo de documentos. La factura deberá ser pagada por el comercializador dentro de los términos previstos en este reglamento.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 43)

ARTÍCULO 5.1.2.5.2.6. RECHAZO DE LA FACTURA. El comercializador podrá rechazar la factura de los cargos por uso del STR y del SDL, mediante comunicación escrita debidamente soportada, dentro de los dos (2) días calendario siguientes a la fecha de recibo de la factura.

El rechazo procederá cuando se presenten glosas superiores al 50% del valor de la factura o en los casos de tachaduras o enmendaduras. En estos casos se indicará claramente el valor objetado y el motivo.

Presentado formal y oportunamente el rechazo, el operador de red deberá responderlo y entregar al comercializador una nueva factura, en original o mediante factura electrónica que cumpla lo dispuesto en la reglamentación vigente sobre este tipo de documentos. La factura deberá ser pagada por el comercializador dentro de los términos previstos en este reglamento.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 44)

ARTÍCULO 5.1.2.5.2.7. PAGO DE LA FACTURA. El vencimiento de la factura de los cargos por uso del STR y del SDL, emitida por el operador de red, será el quinto día hábil posterior a la entrega de la misma, siempre y cuando esta se emita, una vez se haya agotado el procedimiento establecido en los artículos anteriores de este capítulo. Para el efecto, al finalizar el día del vencimiento el operador de red deberá tener disponibles y efectivos los recursos de los pagos efectuados por los agentes; en caso contrario se entenderá que no se ha realizado el pago.

El comercializador deberá utilizar los procedimientos de pago que indique el operador de red y suministrar vía fax, correo o medio electrónico, la información completa del pago efectuado, a más tardar el día hábil siguiente a la fecha de pago.

Si el pago no se realiza dentro del plazo estipulado, el comercializador incurrirá en incumplimiento de sus obligaciones y el operador de red podrá ejecutar las garantías presentadas por el comercializador. Cuando estas garantías no sean suficientes para pagar las obligaciones de los cargos por uso del STR y del SDL, el operador de red podrá cobrar la tasa de interés de mora sobre los montos faltantes.

El comercializador deberá pagar, dentro del plazo de la factura expedida según lo dispuesto en el artículo 42 de este reglamento, las sumas que no son motivo de objeción o, de lo contrario, el operador de red podrá hacer efectivas las garantías presentadas por el comercializador hasta por el valor correspondiente a las sumas que no son objetadas.

Una vez resuelta la diferencia que motiva la objeción, si existieran valores faltantes, el comercializador deberá cancelarlos reconociendo la tasa de interés de mora si la objeción no es aceptada o, en caso contrario, la DTF vigente al momento del vencimiento de la factura expedida según lo dispuesto en el artículo 42 de este reglamento.

Los pagos que realicen las empresas se aplicarán primero a la cancelación de intereses de mora y luego al valor de capital, considerando la antigüedad de los vencimientos, de conformidad con el artículo 881 del Código de Comercio.

PARÁGRAFO. El retraso en la emisión de la factura por parte del operador de red no afectará la vigencia o los valores de los mecanismos de cubrimiento para el pago de los cargos por uso del STR y del SDL presentados por el comercializador al LAC.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 45)

Acceso al sistema de medida y revisión de instalaciones

ARTÍCULO 5.1.2.5.3.1. ACCESO AL SISTEMA DE MEDIDA. El comercializador, como agente responsable del correcto funcionamiento del Sistema de Medida, deberá cumplir lo dispuesto en el Código de Medida, definido en la Resolución CREG 025 de 1995, y las disposiciones sobre medición contenidas en el numeral 7 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998, o en las normas que las modifiquen o sustituyan, en cuanto al acceso al Sistema de Medida.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 46)

ARTÍCULO 5.1.2.5.3.2. PROGRAMACIÓN DE VISITAS DE REVISIÓN CONJUNTA. Para la realización de visitas que requieran la presencia del operador de red y del comercializador, el agente interesado deberá solicitar la visita al otro agente, mediante comunicación escrita.

El agente cuya presencia sea solicitada deberá notificar la fecha y hora de la visita, por un medio expedito como correo electrónico o fax, en un plazo no mayor a dieciocho (18) horas contadas desde el recibo de la solicitud. La visita deberá realizarse dentro de las cuarenta y ocho (48) horas siguientes al recibo de la solicitud, o en el plazo definido de común acuerdo entre los dos agentes. Cuando se requiera interrumpir el servicio a los Usuarios, la visita deberá realizarse en un plazo no menor al establecido en el numeral 3 del artículo 24 de este reglamento.

El agente solicitante de la visita deberá informar en la solicitud escrita las labores a desarrollar, para que se tomen las medidas preventivas que se requieran, salvo que se realicen específicamente para la detección de posibles irregularidades.

Cuando la visita se realice específicamente para la detección de posibles irregularidades, el solicitante no tendrá que especificar la localización exacta de los Usuarios a visitar. En este caso solamente indicará un punto de encuentro, el número de Usuarios a visitar y el tiempo requerido para la visita.

PARÁGRAFO. Cuando se requiera el retiro de los sellos instalados por el operador de red o por el comercializador, se deberá programar una visita de revisión conjunta, indicando expresamente esta necesidad en la solicitud de una visita.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 47)

ARTÍCULO 5.1.2.5.3.3. OBLIGACIONES EN LA VISITA DE REVISIÓN CONJUNTA. En la fecha y hora prevista para la visita de revisión conjunta, el operador de red y el comercializador deberán cumplir las siguientes obligaciones:

1. Asistir a la visita.

2. Desarrollar las labores indicadas por el agente solicitante en la solicitud de realización de la visita, de conformidad con lo dispuesto en la regulación vigente.

3. Suscribir un acta en la que se dejará constancia de las maniobras y los procedimientos ejecutados y de los resultados de los mismos.

4. El operador de red y el comercializador podrán colocar los sellos que consideren necesarios para que el Sistema de Medida no sea alterado, considerando lo dispuesto sobre la materia en los últimos dos incisos del artículo 34 de este reglamento. Para el retiro de los sellos instalados por el operador de red o por el comercializador se requerirá la asistencia de los dos agentes.

5. Si el agente al que se le solicitó la visita no se presenta a la misma, el agente solicitante podrá desarrollar las labores indicadas en la solicitud de realización de la visita, siempre y cuando esto no implique la manipulación o el deterioro de equipos o infraestructura bajo la responsabilidad del otro agente. En este caso, el Usuario podrá suscribir el acta que levante el agente que realice la visita y en ella podrá consignar las observaciones que considere pertinentes. Copia del acta deberá ser remitida al agente que no participó en la visita, el día hábil siguiente a la realización de la misma.

6. El agente solicitante le deberá pagar al otro agente los costos eficientes en los que incurra por asistir a la visita, publicados según los artículos 10 y 24 de este reglamento.

7. Si el agente solicitante no asiste a la visita, deberá pagar al otro agente los costos eficientes en los que incurra por asistir a la visita, publicados según los artículos 10 y 24 de este reglamento.

PARÁGRAFO 1o. Si tras el desarrollo de las labores programadas se evidencia que los activos de conexión no cumplen las normas técnicas aplicadas por el operador de red en su sistema y los reglamentos técnicos que sean aplicables, el comercializador deberá verificar que el Usuario realice las adecuaciones correspondientes y programar una visita de revisión conjunta para constatar el cumplimiento de las normas y reglamentos mencionados.

PARÁGRAFO 2o. La inasistencia reiterada a las visitas de revisión conjunta por parte de un agente podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica restrictiva de la competencia.

PARÁGRAFO 3o. Cuando la visita se realice específicamente para la detección de posibles irregularidades y si tras el desarrollo de las labores programadas se evidencia que la conexión no cumple lo dispuesto en la normatividad vigente o en la aprobación de la solicitud de que trata el artículo 30 de este Reglamento, los costos de la visita serán asumidos por el responsable de la Frontera Comercial.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 48) (Fuente: R CREG 043/12, art. 7) (Fuente: R CREG 043/12, art. 6)

ARTÍCULO 5.1.2.5.3.4. MODIFICACIÓN DEL PLAZO PARA LA REPARACIÓN O REPOSICIÓN DE ELEMENTOS EN LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN. A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, los plazos de reparación o reposición dispuestos en el literal a) del anexo 7 de la Resolución CREG 038 de 2014 para las situaciones que se presenten hasta la fecha de finalización del aislamiento preventivo obligatorio establecido en el Decreto 457 del 22 de marzo de 2020, o aquel que lo modifique, adicione o sustituya, deberán contarse a partir del décimo día hábil siguiente a la fecha de finalización del aislamiento preventivo obligatorio.

PARÁGRAFO 1. En caso de producirse eventos que dejen fuera de servicio el sistema de medida, se debe aplicar lo estipulado en el artículo 38 y en el literal e) del Anexo 7 de la Resolución CREG 038 de 2014, para estimar las lecturas correspondientes.

PARÁGRAFO 2. El Consejo Nacional de Operación deberá actualizar en un plazo de cinco (5) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, en caso de que lo considere procedente, el Acuerdo 700 del 16 de septiembre de 2014 para la estimación de curvas típicas de carga.

(Fuente: R CREG 051/20, art. 1)

ARTÍCULO 5.1.2.5.3.5. DETERMINACIÓN DEL LÍMITE DE FALLAS DE LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN. Para efectos de contabilizar el número de fallas de los sistemas de medición de que trata el artículo 36 de la Resolución CREG 038 de 2014, no serán consideradas las fallas en los dispositivos de interfaz de comunicación reportadas a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución y hasta la fecha de finalización del aislamiento preventivo obligatorio establecido en el Decreto 457 del 22 de marzo de 2020, o aquel que lo modifique, adicione o sustituya.

(Fuente: R CREG 051/20, art. 2)

ARTÍCULO 5.1.2.5.3.6. SUSPENSIÓN DE LAS VISITAS Y VERIFICACIONES A LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN. A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, las visitas de que tratan los artículos 46 y 47 de la Resolución CREG 156 de 2011, y las verificaciones de los artículos 7 y 11 de la Resolución CREG 157 de 2011, y artículos 26, 31 y 39 de la Resolución CREG 038 de 2014, deberán programarse, de acuerdo con los plazos máximos establecidos para dada una de estas, desde el décimo día hábil siguiente a la fecha de finalización del aislamiento preventivo obligatorio establecido en el Decreto 457 del 22 de marzo de 2020, o aquel que lo modifique, adicione o sustituya.

El proceso de registro de fronteras comerciales de que trata el artículo 4 de la Resolución CREG 157 de 2011, deberá continuarse sin las verificaciones de terceros requeridas y, una vez estas sean ejecutadas, se mantendrá el registro de la frontera comercial si, del resultado, se confirma el cumplimiento de los requisitos del Código de Medida. En caso contrario, se dará aplicación a lo dispuesto en el artículo 11 de la Resolución CREG 157 de 2011.

(Fuente: R CREG 051/20, art. 3)

ARTÍCULO 5.1.2.5.3.7. SUSPENSIÓN DE LOS MANTENIMIENTOS PROGRAMADOS A LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN. Los mantenimientos a ser ejecutados a los sistemas de medición, de que trata el artículo 28 de la Resolución CREG 038 de 2014, programados a partir de la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución y hasta la fecha de finalización del aislamiento preventivo obligatorio establecido en el Decreto 457 del 22 de marzo de 2020, o aquel que lo modifique, adicione o sustituya, deberán reprogramarse a partir del décimo día hábil siguiente a la fecha de finalización del aislamiento preventivo obligatorio mencionado.

(Fuente: R CREG 051/20, art. 4)

ARTÍCULO 5.1.2.5.3.8. REPORTE DE APLICACIÓN DE LAS REGLAS TRANSITORIAS. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, deberá elaborar y publicar un informe sobre la aplicación de las reglas transitorias de las fronteras comerciales descritas en los artículos 1, 2 y 3 de la presente resolución, dentro del mes siguiente a la fecha de finalización del aislamiento preventivo obligatorio establecido en el Decreto 457 del 22 de marzo de 2020, o aquel que lo mo difique, adicione o sustituya.

El informe deberá ser enviado a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas en el mismo plazo señalado en el inciso anterior.

(Fuente: R CREG 051/20, art. 5)

Suspensión, corte, reconexión y reinstalación del servicio

ARTÍCULO 5.1.2.5.4.1. SUSPENSIÓN Y RECONEXIÓN DEL SERVICIO. El comercializador será el único responsable por las decisiones de suspensión y reconexión del servicio a los Usuarios que atiende, en cumplimiento del contrato del servicio público domiciliario de energía eléctrica.

Para la suspensión o reconexión del servicio se deberá observar, además de lo dispuesto en los artículos 138, 140 y 142 de la Ley 142 de 1994, las siguientes disposiciones:

1. El comercializador realizará las maniobras de suspensión o reconexión del servicio a Usuarios conectados al nivel de tensión 1, siempre y cuando no deba intervenir activos de uso o sus acciones no impliquen el deterioro de los mismos.

2. El comercializador deberá solicitar por escrito al operador de red la suspensión o reconexión del servicio a los siguientes Usuarios:

a) Conectados al nivel de tensión 1 cuando las maniobras requeridas impliquen intervenir activos de uso.

b) Conectados a los niveles de tensión 2, 3 o 4.

3. En los eventos en que el comercializador solicite al operador de red la suspensión o reconexión del servicio, el operador de red deberá considerar:

a) Las maniobras de suspensión deberán ser programadas y realizadas dentro de los tres (3) días hábiles siguientes al recibo de la solicitud escrita del comercializador, salvo que el comercializador solicite la cancelación de las mismas mediante comunicación escrita. Las maniobras de reconexión deberán ser programadas y realizadas en el plazo señalado en el artículo 42 del Decreto 19 de 2012 o la norma que lo modifique o sustituya.

b) Si transcurrido el plazo del literal anterior el operador de red no ha realizado la suspensión del servicio, se hará responsable por los consumos de energía del Usuario desde el vencimiento del plazo.

c) Si transcurrido el plazo establecido en el literal a) de este numeral el operador de red no ha realizado la reconexión del servicio, se considerará como falla del servicio, de acuerdo con el artículo 142 de la Ley 142 de 1994, y el operador de red deberá pagar las respectivas compensaciones establecidas en la Resolución CREG 097 de 2008 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

d) El comercializador será responsable de los perjuicios que se lleguen a causar como resultado de la suspensión indebida o la demora en la solicitud de reconexión del servicio.

PARÁGRAFO 1o. Si al momento de la reconexión se encuentran rotos los sellos del otro agente, se realizará la reconexión del servicio al Usuario e inmediatamente se programará una visita de revisión conjunta para la detección de irregularidades según lo definido en los artículos 47 y 48 de este Reglamento.

PARÁGRAFO 2o. Cuando el Usuario no permita el acceso del operador de red a sus instalaciones para realizar la suspensión, en al menos dos ocasiones entre las cuales medie un término de al menos veinticuatro (24) horas, se entenderá que hay un incumplimiento del contrato de prestación del servicio en materia que afecta gravemente al comercializador o a terceros, caso en el cual el operador de red procederá a solicitarle al comercializador la instrucción de corte del servicio. Si el comercializador no imparte esta instrucción el día hábil siguiente al recibo de la mencionada solicitud, el comercializador se hará responsable por los consumos de energía del Usuario desde el vencimiento de este nuevo plazo.

PARÁGRAFO 3o. En los eventos en que, por solicitud del comercializador, el operador de red realice la suspensión o reconexión del servicio a un Usuario, el comercializador asumirá los costos eficientes en que incurra el operador de red.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 49) (Fuente: R CREG 043/12, art. 9) (Fuente: R CREG 043/12, art. 8)

ARTÍCULO 5.1.2.5.4.2. CORTE Y REINSTALACIÓN DEL SERVICIO. El comercializador será el único responsable por las decisiones de corte y reinstalación del servicio a los Usuarios que atiende, en cumplimiento del contrato del servicio público domiciliario de energía eléctrica.

Para el corte o reinstalación del servicio se deberá observar, además de lo dispuesto en los artículos 141 y 142 de la Ley 142 de 1994, las siguientes disposiciones:

1. El comercializador no podrá realizar maniobras de corte o reinstalación del servicio. Cuando requiera que se realicen estas maniobras, lo deberá solicitar por escrito al operador de red.

2. Las maniobras de corte deberán ser programadas y realizadas dentro de los tres (3) días hábiles siguientes al recibo de la solicitud escrita del comercializador, salvo que el comercializador solicite la cancelación de las mismas mediante comunicación escrita.

3. Cuando el Usuario o suscriptor cumpla las condiciones para la reinstalación del servicio, el comercializador deberá presentar la solicitud escrita de reinstalación al operador de red, el cual deberá realizarla dentro de los siete (7) días hábiles siguientes a la fecha de recibo de la solicitud del comercializador, en el caso de los niveles de tensión 1, 2 y 3, o dentro de los dos (2) meses siguientes, en el caso del nivel de tensión 4.

4. El comercializador será responsable de los perjuicios que se lleguen a causar como resultado del corte indebido del servicio o la demora en la solicitud de reinstalación del servicio.

PARÁGRAFO. En los eventos en que, por solicitud del comercializador, el operador de red realice el corte o la reinstalación del servicio a un Usuario, el comercializador asumirá los costos eficientes en que incurra el operador de red.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 50)

Relación de los comercializadores con otros comercializadores

Liquidación ante irregularidades en el sistema de medida

ARTÍCULO 5.1.2.6.1.1. LIQUIDACIÓN CUANDO LA IRREGULARIDAD SE IDENTIFICA ANTES DEL REPORTE AL ASIC. Cuando antes de reportar la información al ASIC el comercializador o el operador de red identifiquen que existen fallas en el Sistema de Medida de una Frontera Comercial, y hasta que se realicen las reparaciones o la reposición correspondientes, se aplicarán las disposiciones que establezca el Código de Medida o la norma que lo modifique o sustituya para determinar el consumo de la respectiva Frontera Comercial.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 51)

ARTÍCULO 5.1.2.6.1.2. RELIQUIDACIÓN DE CONSUMOS YA REPORTADOS AL ASIC. Cuando con posterioridad al plazo establecido en el numeral 2 del artículo 10 de la Resolución CREG 084 de 2007, el comercializador o el operador de red identifiquen irregularidades en el Sistema de Medida por las que no se hayan podido registrar en forma real la energía consumida, deberán informar sobre lo ocurrido a los demás comercializadores presentes en el respectivo mercado de comercialización durante la ocurrencia de las irregularidades para que los afectados ejerzan sus derechos.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 52)

Cambio de comercializador

ARTÍCULO 5.1.2.6.2.1. INFORMACIÓN PARA LOS USUARIOS. Todos los agentes que desarrollen la actividad de Comercialización de energía eléctrica deberán incluir en su página web un enlace en el que únicamente se publique información actualizada sobre el proceso de cambio de comercializador, que incluya por lo menos:

1. Un enunciado claro y conciso que informe sobre el derecho que le asiste al Usuario a elegir libremente su comercializador, haciendo hincapié en la diferencia entre la figura del comercializador y la del operador de red.

2. El número de comercializadores que prestan el servicio en cada mercado de comercialización que atiende.

3. El costo unitario de prestación del servicio a Usuarios regulados que ha aplicado en cada mercado de comercialización durante el mes correspondiente y cada uno de los doce (12) meses anteriores.

4. Información sobre las clases de contrato ofrecidos por la empresa a cada tipo de Usuario.

5. Información detallada sobre los requisitos y el procedimiento para el cambio de comercializador.

Los comercializadores deberán indicar en sus facturas la página web en la que se publica esta información.

El ASIC deberá publicar en su página web la lista de aquellos comercializadores que en el último mes calendario han realizado transacciones en el mercado mayorista de energía y no se encuentran incursos en ninguna de las causales de Retiro del MEM.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 53)

ARTÍCULO 5.1.2.6.2.2. REQUISITOS PARA EL CAMBIO DE COMERCIALIZADOR. Para el cambio de comercializador, el nuevo comercializador verificará que el Usuario que le ha solicitado el servicio cumpla los siguientes requisitos:

1. Haber cumplido los tiempos de permanencia mínima con el comercializador que le presta el servicio, de acuerdo con lo establecido en el artículo 15 de la Resolución 108 de 1997 y la Resolución 131 de 1998, o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

2. Estar a paz y salvo con el comercializador que le presta el servicio.

3. Haber garantizado el pago de que trata el artículo 58 de este reglamento.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 54)

ARTÍCULO 5.1.2.6.2.3. SOLICITUD DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO QUE IMPLICA CAMBIO DE COMERCIALIZADOR. El Usuario interesado contactará al agente que haya elegido como nuevo prestador del servicio y lo habilitará expresamente para gestionar el cambio de comercializador.

El comercializador que le presta el servicio al Usuario no podrá hacer exigible la participación del mismo en el proceso de cambio de comercializador y se entenderá directamente con el nuevo prestador del servicio.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 55)

ARTÍCULO 5.1.2.6.2.4. PAZ Y SALVO. Para la expedición del paz y salvo que se requiere para el cambio de comercializador, se deberán observar las siguientes reglas:

1. El Usuario, directamente o a través del nuevo comercializador, le solicitará al comercializador que le presta el servicio un documento que certifique que se encuentra a paz y salvo por conceptos relacionados directamente con la prestación del servicio.

2. El paz y salvo corresponderá a los consumos facturados al Usuario. Por consiguiente no se requerirá paz y salvo por consumos no facturados al Usuario por parte del comercializador que le presta el servicio.

3. El comercializador que le presta el servicio deberá dar respuesta a la solicitud de paz y salvo dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes al día en que se hace la solicitud. En caso de que el Usuario no se encuentre a paz y salvo con el comercializador que le presta el servicio, este deberá dar respuesta por escrito, dentro del plazo señalado, indicando claramente los números de referencia de las facturas en mora, el período de suministro correspondiente y el valor pendiente de pago del respectivo Usuario.

4. El documento que se emita como paz y salvo deberá contener, como mínimo, los siguientes elementos:

a) Identificación del comercializador que le presta el servicio al Usuario.

b) Fecha de expedición.

c) Identificación del Usuario: incluyendo el nombre, NIU, y la dirección del predio para el cual se solicita el paz y salvo.

d) Último período facturado y la lectura correspondiente.

e) Cartera corriente: números de referencia de las facturas emitidas y que aún no se han vencido, indicando para cada una el concepto, valor y fecha de vencimiento.

f) Acuerdos de pago: informar sobre los acuerdos de pago firmados con el Usuario, indicando las cuotas pendientes y el saldo adeudado, discriminando el capital y los intereses.

g) Procesos pendientes por resolver: indicar si el Usuario tiene o no procesos de investigación en curso por posibles fraudes, que en caso de resolverse a favor de la empresa generarían nuevas obligaciones por consumos dejados de facturar.

PARÁGRAFO. El paz y salvo que expida el comercializador que atiende al Usuario, no perderá validez para efectos del cambio de comercializador, si aquél omite incluir alguno de los elementos señalados en el numeral 4 de este artículo. Sin perjuicio de lo anterior el comercializador que prestaba el servicio podrá hacer uso de los mecanismos y acciones legales para exigir del Usuario el pago de los valores que este le pueda adeudar al momento del cambio de comercializador.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 56)

ARTÍCULO 5.1.2.6.2.5. REGISTRO DE LA FRONTERA COMERCIAL Y ADECUACIÓN DEL SISTEMA DE MEDIDA. El nuevo comercializador solicitará al ASIC el registro de la Frontera de Comercialización para Agentes y Usuarios, para lo cual cumplirá lo establecido en el artículo 13 de este reglamento.

El nuevo comercializador procederá a realizar, en caso de ser necesario, el cambio o la adecuación del Sistema de Medida de la respectiva Frontera Comercial, en los términos establecidos en la Resolución CREG 131 de 1998 y el Código de Medida, definido en la Resolución CREG 025 de 1995, y las disposiciones sobre medición contenidas en el numeral 7 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998, o en las normas que las modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 57)

ARTÍCULO 5.1.2.6.2.6. MECANISMOS PARA ASEGURAR EL PAGO. Para asegurar el pago de los consumos facturados y/o realizados y no facturados entre la expedición del paz y salvo de que trata el artículo 56 de este reglamento y el momento del cambio de comercializador, se podrá utilizar alguno de los siguientes mecanismos:

1. El Usuario deberá realizar el pago de los consumos facturados y garantizar, con un título valor, el pago de los consumos realizados y no facturados.

2. El Usuario deberá realizar el pago de los consumos facturados y el prepago de los consumos realizados y no facturados. El consumo no facturado se estimará con base en el promedio de consumo del Usuario durante los últimos seis meses.

Si queda un saldo a favor del Usuario, este podrá autorizar al nuevo comercializador para que lo reclame al comercializador que le prestaba el servicio y lo abone al pago de la siguiente factura.

3. Previo acuerdo entre el Usuario y el nuevo comercializador, este asumirá el pago de los consumos facturados y el de los consumos realizados y no facturados. El nuevo comercializador deberá cobrar al Usuario el valor de los pagos que haya realizado por los conceptos antes mencionados.

PARÁGRAFO. La lectura del medidor en la fecha de registro de la Frontera Comercial, y por tanto del momento en que se hace efectivo el cambio de comercializador, deberá ser informada al nuevo comercializador por parte del comercializador que le prestaba el servicio al Usuario, para efectos de determinar los consumos realizados y no facturados.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 58)

ARTÍCULO 5.1.2.6.2.7. CAMBIO DE COMERCIALIZADOR EN CASO DE FRONTERAS DE COMERCIALIZACIÓN PARA AGENTES Y USUARIOS QUE AGRUPAN VARIOS USUARIOS. Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 14 de este reglamento, el cambio de comercializador de los Usuarios cuyos consumos se encuentren agrupados en una Frontera de Comercialización para Agentes y Usuarios al momento de publicación de este reglamento en el diario oficial se regirá por las siguientes reglas:

1. Si uno o varios Usuarios desean cambiar de prestador del servicio, se deberá instalar una nueva Frontera de Comercialización para Agentes y Usuarios para cada uno de ellos, cumpliendo los requerimientos establecidos en este reglamento y en el Código de Medida, definido en la Resolución CREG 025 de 1995, y las disposiciones sobre medición contenidas en el numeral 7 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998, o en las normas que las modifiquen o sustituyan. Para el efecto no se podrá exigir al Usuario la construcción de nuevas redes de uso.

2. Si todos los Usuarios desean ser atendidos por un mismo prestador del servicio, podrán mantener una sola Frontera de Comercialización para Agentes y Usuarios que agrupe sus consumos. Para el efecto el nuevo comercializador podrá registrar dicha Frontera Comercial, siempre que cumpla los demás requisitos establecidos en este reglamento.

3. Si todos los Usuarios están de acuerdo en no continuar agrupando la medida, podrán cambiar de prestador del servicio, para lo cual cada uno deberá seleccionar el prestador del servicio y cumplir con los requisitos que establece el Código de Medida cuando sea del caso.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 59)

Otras disposiciones

ARTÍCULO 5.1.2.7.1. MODIFICACIONES. La presente resolución modifica las siguientes disposiciones:

Artículos 3o, 4o, 5o, 6o, 8o, 9o, 10, 12, 13 y 15 de la Resolución CREG 054 de 1994.

Artículo 4o de la Resolución CREG 056 de 1994.

Artículos 6o, 11 y 12 de la Resolución CREG 024 de 1995.

Incisos 8o y 12 del numeral 2 del Código de Medida definido en la Resolución 025 de 1995.

Artículo 5o de la Resolución CREG 108 de 1997 parcialmente para el servicio de energía eléctrica.

Parágrafo 1o del artículo 16 y parágrafo 2o del artículo 57 de la Resolución CREG 108 de 1997.

Artículo 2o de la Resolución 225 de 1997.

Numeral 4.4.1; inciso 5o del Numeral 4.4.3; inciso 2o del numeral 4.4.4; inciso 2o del numeral 4.4.6; Inciso 2 del numeral 5.5.3.2; inciso 3o del numeral 7.5.3; e inciso 3o del numeral 7.6 del Anexo General Resolución 070 de 1998.

(Fuente: R CREG 156/11, art. 60)

Regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de energía eléctrica en el SIN - Fronteras embebidas

ARTÍCULO 5.1.3.1. PRINCIPIOS GENERALES. En una Frontera Principal del mercado mayorista se podrá registrar la energía de fronteras comerciales embebidas, que se encuentren instaladas después del punto de medida de la Frontera Principal. El consumo de energía del Usuario No Regulado representado por el comercializador responsable de la Frontera Principal se establecerá mediante un balance energético, por diferencia de lecturas referidas al nivel de tensión en el que se encuentra ubicada la frontera principal, distribuyendo las pérdidas en proporción al consumo, y de allí, todas las lecturas se referirán al Sistema de Transmisión Nacional usando los mismos factores de pérdidas definidos en la regulación vigente para la actividad de distribución.

Las fronteras embebidas asociadas con usuarios regulados y no regulados deben ser representadas por Comercializadores. Las fronteras de consumos auxiliares de generación embebida y las fronteras de generación embebida deben ser representadas por Generadores.

PARÁGRAFO. Adicionalmente a los requisitos establecidos en la Resolución CREG-006 de 2003, para el registro de fronteras principales y embebidas se observarán los requisitos establecidos en esta resolución.

(Fuente: R CREG 122/03, art. 2)

ARTÍCULO 5.1.3.2. "Requisitos para la clasificación y registro de las Fronteras Embebidas. Solamente podrán ser clasificadas y registradas como Fronteras Embebidas, las definidas en el artículo 1o de la Resolución CREG 122 de 2003, que cumplan las siguientes reglas:

1. La solicitud de registro ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales del Mercado Mayorista (ASIC) deberá ser presentada por el Comercializador que representará la Frontera Embebida, contar con la aprobación por parte de el(los) propietario(s) de los activos de conexión que se utilizarían y contar con prueba de conocimiento de esta solicitud por parte del Comercializador representante de la Frontera Principal, quien podrá objetarla en los términos que la regulación vigente establece, y;

2. La Frontera Embebida deberá corresponder a una Frontera Comercial de generación; a una Frontera Comercial de un usuario nuevo; o a una Frontera Comercial de un usuario existente, y cumplir los siguientes requisitos, según se trate de:

a) Una Frontera Comercial de Generación. Si la Frontera Principal está ubicada dentro de la Red de otro(s) propietario(s) de activos de un Sistema de Transmisión Regional (STR) o de un Sistema de Distribución Local (SDL) que puedan ser afectados técnicamente, se requiere el visto bueno del(los) propietario(s) de tales activos. En este mismo caso, el generador deberá aportar un estudio de conexión al Operador de Red más cercano (entendiendo la cercanía como la menor longitud de las redes eléctricas necesarias para atender en condiciones técnicas aceptables al solicitante), en el que se verifique que la inclusión de la generación no afecta la confiabilidad o la operación del sistema (protecciones, sobrecargas, etc.), en las condiciones mínimas y plazos, establecidos por la regulación en el numeral 4.5 del Anexo General (Reglamento de Distribución) de la Resolución CREG 070 de 1998 o aquella que la modifique o sustituya. El OR emitirá su aprobación técnica al informe cuando el estudio cumpla con los criterios señalados anteriormente. Se entiende que los cambios en la red del STR o del SDL por efecto de dicha Frontera, así como los costos asociados, serán responsabilidad del generador. Los otros beneficios que pueda traer este tipo de proyectos de generación dentro de la Frontera Principal, se podrán distribuir en forma libre entre las partes;

b) Una Frontera Comercial de un usuario nuevo, entendiendo como tal a un usuario cuya demanda no estaba siendo atendida por el SIN con anterioridad a la solicitud; siempre y cuando exista conexión para hacerlo, por parte del OR del cual estará siendo alimentada. Un incremento de demanda o un cambio de propiedad no constituyen un usuario nuevo. La conexión del OR estará supeditada exclusivamente a los aspectos técnicos relacionados con el incremento de la capacidad como consecuencia de la nueva demanda, en las condiciones técnicas y de plazos establecidas en la Resolución CREG 070 de 1998 o aquella que la modifique o sustituya, o,

c) Una Frontera Comercial de un usuario existente, siempre y cuando exista autorización para hacerlo, por parte del OR del cual está siendo alimentada. La Frontera Comercial de un Usuario que esté siendo alimentado desde la Red de Uso de un Operador de Red, sólo podrá ser clasificada como Frontera Embebida cuando el Operador de Red correspondiente establezca razones técnicas para no atenderla desde la Red de Uso. El OR tendrá un plazo máximo de cuarenta y cinco (45) días hábiles para aprobar o improbar la solicitud del usuario correspondiente.

PARÁGRAFO. La clasificación como Frontera Embebida se pierde cuando quien la representa lo solicite al ASIC, previa aprobación del Usuario de la Frontera Embebida y previa aprobación por parte del OR, del punto de conexión del que quedará alimentada, en caso de que dicha Frontera se pretenda conectar al SIN, para lo cual deberá indicar también la fecha exacta en la que solicita la pérdida de esa clasificación. También ocurre cuando el propietario de los activos de conexión informe ante el ASIC que tiene problemas técnicos que conducen a no cumplir la normatividad vigente, y que existe otra alternativa de alimentación a través de la Red de Uso, aceptable para el Usuario y para el Operador de Red.

(Fuente: R CREG 084/04, art. 1)

ARTÍCULO 5.1.3.3. CONTINUIDAD DEL SERVICIO. Los índices máximos de discontinuidad del servicio hasta la Frontera Principal, corresponden a los del OR, mientras cualquier incremento de los índices de discontinuidad por causa de los equipos ubicados entre la Frontera Principal y la Frontera Embebida, se pactarán libremente entre el dueño de los activos y el comercializador que representa la Frontera Embebida.

(Fuente: R CREG 084/04, art. 2)

ARTÍCULO 5.1.3.4. REGLAS PARA FRONTERAS EMBEBIDAS DE CARGAS. Para efectos de liquidar la energía medida en las fronteras embebidas en el mercado mayorista, se tendrán en cuenta las siguientes reglas para las cargas:

a) Para fronteras embebidas de usuarios no regulados

1. Cuando la Frontera Embebida está ubicada en un Nivel de Tensión diferente del de la Frontera Principal

Para referir la energía medida en una frontera embebida al nivel de tensión en el que se encuentra la frontera principal, se aplicarán los Factores de Pérdidas acordados entre las partes o, en su defecto, los reconocidos para la actividad de Distribución que se aplican para cada Nivel de Tensión, aprobados para el Operador de Red más cercano.

Para los efectos de esta disposición, la cercanía se mide considerando la longitud de las redes eléctricas que lo separan del Operador de Red más cercano.

2. Cuando la Frontera Principal y la Frontera Embebida están conectadas al mismo nivel de tensión

Para referir a la Frontera Principal la energía medida en una frontera embebida que se encuentre instalada en el mismo nivel de tensión de la frontera principal, se aplicará un factor de pérdidas acordado entre las partes, el cual se deberá calcular con base en las pérdidas de referencia de esta resolución aplicando técnicas de ingeniería o ser adoptado como cero.

Cuando dicho factor sea calculado usando técnicas de ingeniería eléctrica, se deberá obtener en función de la carga y de las características del sistema entre fronteras, o estimarse en función del neto de energía e ntre medidores repartido en proporción de la energía demandada de cada frontera.

En la siguiente tabla se presentan los valores de referencia que las partes podrán utilizar para facilitar el acuerdo:

Porcentajes de pérdidas típicos para referir las medidas de las fronteras embebidas a la principal, cuando ambas se encuentren conectadas en el mismo nivel de tensión

NIVEL DE TENSION

4	3	2	1
		Urbana	Rural	Urbana	Rural
0.55	0.67	0.73	4.25	5.67	9.54

Los comercializadores deberán informar al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales los Factores de Pérdidas para fronteras en un mismo nivel de tensión, en el momento del registro de las fronteras principal y embebida, para ser utilizados en el balance de energías. En caso de que dicha información no sea entregada, dichos factores se asumirán iguales a cero (0).

b) Para fronteras embebidas de usuarios regulados

Cuando la Frontera embebida corresponda a un usuario o grupo de usuarios regulados, cuyo equipo o equipos de medida permitan medición horaria y tengan telemedición, se les aplicarán las mismas reglas del literal a) de este artículo.

Cuando la Frontera Embebida corresponda a un usuario o grupo de Usuarios Regulados, cuyo equipo de medida no permita medición horaria ni tenga telemedición, para la liquidación de energía en el SIC para la Frontera Principal y la aplicación de cargos por uso de la red, se deberá agrupar las Fronteras Embebidas representadas por un mismo comercializador sumando sus energías, y deberán ser tratadas con la misma curva horaria de carga de la Frontera Principal correspondiente a cada mes de consumo, para lo cual el Comercializador que represente la frontera embebida deberá tomar la lectura de los medidores el último día calendario de cada mes.

El Comercializador que represente la(s) frontera(s) embebida(s) deberá reportar la información a la ASIC en los primeros 6 días calendario de cada mes. La curva de carga se calculará hora a hora, tomando todas las lecturas horarias de la frontera principal. En caso de que el comercializador que representa la frontera embebida no reporte la energía dentro del plazo estipulado, el ASIC efectuará el balance energético utilizando el máximo consumo del usuario correspondiente en los últimos seis meses. El ajuste a la facturación se hará en el siguiente mes.

En caso de que la omisión en el reporte de información se mantenga durante dos meses consecutivos, se constituirá en causal de limitación de suministro y se aplicará lo dispuesto en la Resolución CREG-116 de 1998 o aquella que modifique, sustituya o complemente.

Sin perjuicio de lo anterior, el Comercializador que representa la frontera embebida será el responsable de los costos que ocasione su omisión en el reporte de la lectura y los costos financieros en que incurra el Comercializador de la frontera principal por este efecto.

(Fuente: R CREG 122/03, art. 3)

ARTÍCULO 5.1.3.5. REGLAS PARA FRONTERAS DE GENERADORES EMBEBIDOS. Cuando en un periodo de liquidación (1 hora) el generador embebido consuma energía de la red, deberá pagar los cargos aplicables a un comercializador.

Mientras no exista una exportación neta por la frontera principal, no habrá lugar al cobro de cargos por la utilización de los activos de conexión para Generadores Embebidos, cuando estos estén generando.

Cuando la conexión del Generador Embebido haga necesario un refuerzo de la red del OR o de los activos de conexión de la frontera principal, la remuneración requerida por este efecto será pactada libremente entre las partes.

Para efectos de liquidar la energía entregada por el generador embebido al sistema, el ASIC considerará su generación neta referida a la frontera principal, para lo cual, usará el factor de pérdidas establecidas en esta resolución, para reflejar las pérdidas en dicha frontera. Adicionalmente, cuando la frontera de generación esté ubicada en un nivel de tensión diferente del de la frontera principal, se referirá a dicho nivel de tensión, usando los factores de pérdidas definidos en la regulación para la actividad de distribución o un factor de pérdidas acordado entre las partes.

Cuando se trate de fronteras de generación embebidas ubicadas en el mismo nivel de tensión de la frontera principal, las partes podrán acordar un factor de pérdidas para referir la generación neta entregada al sistema.

La expresión para realizar el balance de energía en la frontera principal será:

donde:

GN_k:	Generación horaria neta del generador embebido k, referida al STN.
G_k:	Energía generada medida en la frontera del generador embebido k,
P_k:	Factor de pérdidas regulatorio para referir la medida del nivel de tensión donde se encuentra el generador embebido k, al nivel de tensión en el que se encuentra la Frontera Principal. Este factor es cero para una hora, si ambas fronteras se encuentran ubicadas en el mismo nivel de tensión y si simultáneamente no existe exportación neta desde la frontera principal hacia el SIN en esa hora, pero puede ser pactado entre las partes y declarado al ASIC, en las condiciones de esta resolución, para ser usado sólo cuando se produzca una exportación neta al SIN.
P_FP:	Factor de pérdidas regulatorio para referir la medida del nivel de tensión donde se encuentra la frontera principal, al STN.

El generador embebido tendrá bajo su responsabilidad la instalación de los medidores adecuados para cubrir todos los eventos de operación, que permitan determinar la carga consumida por el Usuario No Regulado representado por el comercializador responsable de la Frontera Principal.

(Fuente: R CREG 122/03, art. 4)

ARTÍCULO 5.1.3.6. BALANCE DE ENERGÍA. El consumo del Usuario No Regulado representado en la frontera principal será determinado por el ASIC, mediante el balance de energías medidas en las respectivas fronteras principal y embebidas, referidas al STN usando los factores respectivos.

Cuando se trate de fronteras ubicadas en el mismo nivel de tensión, se podrá introducir un factor de pérdidas adicional, para considerar las pérdidas entre la frontera embebida y la frontera principal, antes de referir las medidas al STN, el cual podrá ser pactado entre las partes, en las condiciones estipuladas en la presente resolución, o asumido como cero si el mismo no es declarado al ASIC para liquidación.

El balance de energía y la liquidación de los cargos por uso del STN, por uso del sistema de transmisión regional o distribución local, para el Usuario de la frontera principal, exigen la determinación de su energía descontando el efecto de la generación embebida.

La fórmula para establecer la energía de consumo correspondiente a la frontera principal será la siguiente:

donde:

CFP:	Consumo horario del Usuario No Regulado representado por el comercializador responsable de la Frontera Principal.
E:	Energía horaria medida en la frontera principal. Es positiva si la frontera consume del Sistema Interconectado Nacional y, negativa si entrega energía al Sistema Interconectado Nacional.
G_k:	Energía generada medida en la frontera del generador embebido k.
NGE:	Número total de generadores embebidos dentro de la frontera principal.
P_k:	Factor de pérdidas regulatorio para referir la medida del nivel de tensión donde se encuentra el generador embebido k, al nivel de tensión en el que se encuentra la Frontera Principal. Este factor es cero para una hora, si ambas fronteras se encuentran ubicadas en el mismo nivel de tensión y si simultáneamente no existe exportación neta desde la Frontera Principal hacia el SIN en esa hora, pero puede ser pactado entre las partes y declarado al ASIC, en las condiciones de esta resolución, para ser usado sólo cuando se produzca una exportación neta al SIN. Si las Fronteras se encuentran en el mismo nivel de tensión y existe exportación neta hacia el SIN desde la Frontera Principal, este factor se pactará entre las partes para ser usado en las horas en las que exista exportación neta.
DFE_i:	Demanda de energía horaria del usuario embebido i, ubicado en la frontera embebida i.
P_i:	Factor de pérdidas acordado entre las partes o el reconocido por la regulación cuando se encuentren en niveles de tensión diferentes, para referir las lecturas del usuario embebido i, a la frontera principal, en las condiciones estipuladas por esta resolución.
NFE:	Número total de fronteras embebidas de usuarios dentro de la frontera principal.

El Comercializador que representa la frontera principal tendrá acceso permanente al sistema de medición de las fronteras embebidas, para controlar su adecuado funcionamiento y la veracidad de la información.

PARÁGRAFO. Sin perjuicio de lo establecido en la presente resolución para la distribución de las pérdidas de energía entre las fronteras principal y embebidas asociadas con el mismo activo de conexión, el Usuario No Regulado representado por el comercializador responsable de la frontera principal podrá instalar el equipo de medición correspondiente para determinar sus consumos particulares para efectos de realizar la distribución de pérdidas con base en dichas lecturas.

(Fuente: R CREG 122/03, art. 5)

ARTÍCULO 5.1.3.7. REGLAS APLICABLES A LA REMUNERACIÓN DE LOS ACTIVOS DE CONEXIÓN A UN STR O A UN SDL. El propietario de los activos de conexión a un STR o a un SDL podrá cobrar por la utilización que se haga de sus activos para la conexión de una frontera embebida, de acuerdo con el contrato de conexión que para el efecto se deberá celebrar entre el propietario de tales activos y el responsable de la frontera embebida.

Las partes definirán de común acuerdo los cargos por la utilización de los activos de conexión a un STR o a un SDL. Los cargos se pactarán en términos de energía ($/kWh) y su facturación deberá hacerse con base en el consumo (kWh) que se registre en la frontera embebida.

El cargo pactado no podrá ser superior al menor valor obtenido entre el cargo resultante de aplicar la metodología definida en la Resolución CREG 082 de 2002 o aquella que la sustituya o modifique, a los activos utilizados entre la frontera principal y la(s) frontera(s) embebida(s) de carga, utilizando la demanda total correspondiente a dichos activos y, el cargo máximo autorizado por la CREG al OR donde se conecta la frontera principal, o del más cercano, en el nivel de tensión correspondiente.

El cargo pactado deberá ser independiente del(los) comercializador(es) que atienda(n) las fronteras, de tal forma que se garantice la libre competencia en comercialización.

La remuneración de los activos utilizados en forma exclusiva por un usuario deberá ser asumida totalmente por dicho usuario.

(Fuente: R CREG 122/03, art. 6)

ARTÍCULO 5.1.3.8. FACTURACIÓN DE CARGOS POR USO DE LOS STR Y SDL. Los comercializadores que representan la frontera principal y las fronteras embebidas cobrarán a sus usuarios los Cargos por Uso de los Sistemas de Transmisión Regional, STR, o Sistemas de Distribución local, SDL, correspondientes al nivel de tensión donde se conecta la frontera principal.

El LAC o el OR facturarán a cada Comercializador los cargos correspondientes al nivel de tensión donde se encuentren conectados los activos de conexión de la frontera principal, de acuerdo con las normas establecidas en la Resolución CREG 082 de 2002 o aquellas que la complementen o sustituyan, con la energía de cada Frontera Embebida referida a la frontera principal.

(Fuente: R CREG 122/03, art. 7)

ARTÍCULO 5.1.3.9. FACTURACIÓN DE CARGOS DEL STN. Para efectos de liquidar los cargos por uso del STN de cada comercializador, el LAC referirá la energía de cada uno de ellos a las barras del STN, aplicando los factores de pérdidas aprobados por la CREG para los sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local, y considerando adicionalmente, si es del caso, los factores de pérdidas a que se refiere esta resolución.

(Fuente: R CREG 122/03, art. 8)

ARTÍCULO 5.1.3.10. LIMITACIÓN DE SUMINISTRO. Cuando un comercializador que represente una frontera embebida incumpla con la obligación de pagar los cargos por utilizar los activos de conexión pactados en los contratos bilaterales, podrá ser objeto de limitación de suministro a solicitud del propietario de los activos de conexión, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG-116 de 1998 y demás normas que la adicionen, modifiquen o sustituyan. Todas las fronteras embebidas deberán tener elementos de corte que permitan aislarlas eléctricamente.

(Fuente: R CREG 122/03, art. 9)

ARTÍCULO 5.1.3.11. DETERMINACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS PARA EL MERCADO COMPETITIVO. Para efectos de establecer si la demanda de un usuario cumple con los límites establecidos para acceder al mercado competitivo, se aplicarán las condiciones establecidas en el Anexo número 1o de la Resolución CREG-131 de 1998 o aquella que la adicione, modifique o sustituya considerando su demanda máxima o su consumo y demás condiciones del respectivo usuario. En ningún caso se podrán sumar, para estos efectos, las energías de las demás fronteras comerciales, principales o embebidas según el caso, a la demanda máxima o el consumo del respectivo usuario.

(Fuente: R CREG 122/03, art. 10)

Reglas sobre el registro de agentes ante el Administrador del Sistema de Intercambio Comerciales, ASIC, y el Liquidador y Administrador de Cuentas, LAC, y se adopta un esquema fiduciario para el otorgamiento de pagarés en el Mercado de Energía

Reglas para el registro de agentes ante el ASIC y el LAC

ARTÍCULO 5.1.4.1.1. REGISTRO ANTE EL ADMINISTRADOR DEL SISTEMA DE INTERCAMBIOS COMERCIALES, ASIC: Los agentes comercializadores y generadores de energía eléctrica que inicien cualquier actividad inherente a la prestación del servicio de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional, deberán registrarse ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, para lo cual deberán cumplir los siguientes requisitos:

1. Diligenciar el formulario de registro definido por el ASIC.

2. Informar al ASIC, a través del medio que éste defina, que conoce y acepta los términos del Reglamento de Operación.

3. Presentar el certificado de existencia y representación legal expedido por la Cámara de Comercio dentro de los 30 días calendario anteriores a la solicitud de registro, o el documento que prevean sus estatutos en las empresas oficiales.

4. Suscribir el contrato de mandato con el ASIC para el cumplimiento del Reglamento de Operación y demás regulación expedida por la CREG.

5. Celebrar o renovar el contrato de encargo fiduciario para el otorgamiento de pagarés del que trata el capítulo segundo de esta resolución.

6. No figurar en ninguna de las listas del esquema de prevención de lavado de activos y financiación del terrorismo que adopte XM S.A. E.S.P. en su rol de Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, y de Liquidador y Administrador de Cuentas, LAC.

7. Inscribir ante el ASIC un número de cuenta bancaria, a nombre del respectivo agente, para el cumplimiento de las operaciones que se celebren en virtud del Reglamento de Operación, y Conforme al contrato de mandato.

8. Cuando se trate de comercializadores, haber cumplido los requerimientos exigidos en el artículo 21, numeral 4, de la Resolución CREG 156 de 2011, para volver a participar en el MEM, si es del caso.

Dentro de los cuatro (4) días hábiles siguientes al día en que se reciba la solicitud de registro, el ASIC verificará el cumplimiento de estos requisitos, y realizará el registro correspondiente cuando sea procedente. Solo se registrará el agente que cumpla todos los requisitos, sin perjuicio de que, en caso de no cumplirlos, aquel pueda volver a solicitar el registro en el momento en que los cumpla.

Todos los agentes deberán actualizar su registro cada vez que tengan modificaciones a la información reportada en el mismo, en especial lo relacionado con los numerales 1 y 3 de este artículo.

El ASIC deberá informar mensualmente a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, sobre las solicitudes de registro y el resultado de las mismas.

PARÁGRAFO PRIMERO. Todos los actos y contratos que hayan de cumplirse por medio del ASIC, serán a título oneroso.

PARÁGRAFO SEGUNDO: XM S.A. E.S.P. deberá enviar a la Unidad de Información y Análisis Financiero, UIAF, cualquier reporte positivo que resulte del proceso de verificación de que trata el numeral 6.

PARÁGRAFO TERCERO: Las personas naturales o jurídicas que no sean agentes del mercado de energía y estén interesadas en participar en las subastas del cargo por confiabilidad, no estarán obligadas a inscribirse ante el ASIC como requisito para participar en las subastas, pero deberán suscribir el contrato de mandato que defina XM S.A. E.S.P., previo a la realización de la subasta.

PARÁGRAFO CUARTO: La persona natural o jurídica que no sea agente del Mercado de Energía Mayorista, que resulte con asignaciones de Obligaciones de Energía Firme, estará en la obligación de realizar el registro como agente generador inmediatamente se constituya como empresa de servicios públicos.

(Fuente: R CREG 031/21, art. 1)

ARTÍCULO 5.1.4.1.2. REGISTRO ANTE EL LIQUIDADOR Y ADMINISTRADOR DE CUENTAS (LAC). Los agentes transmisores nacionales, transmisores regionales y operadores de red que inicien cualquier actividad inherente de la prestación del servicio de energía en el Sistema Interconectado Nacional, deberán registrarse ante el Liquidador y Administrador de Cuentas, LAC, para lo cual deberán cumplir los siguientes requisitos:

1. Diligenciar el formulario de registro definido por el LAC.

2. Informar al LAC, a través del medio que éste defina, que conoce y acepta los términos del Reglamento de Operación.

4. Suscribir el contrato de mandato con el LAC para el cumplimiento del Reglamento de Operación. El LAC definirá los términos y condiciones del contrato de mandato.

5. Operadores de red, transmisores nacionales y transmisores regionales, deberán celebrar o renovar el contrato de encargo fiduciario para el otorgamiento de pagarés del que trata el capítulo segundo de esta resolución.

7. Inscribir ante el LAC un número de cuenta bancaria a nombre del respectivo agente para el cumplimiento de las operaciones que se celebren en virtud del Reglamento de Operación, y Conforme al contrato de mandato.

Dentro de los cuatro (4) días hábiles siguientes al día en que se reciba la solicitud de registro, el LAC verificará el cumplimiento de estos requisitos, y realizará el registro correspondiente cuando sea procedente. Solo se registrará el agente que cumpla todos los requisitos, sin perjuicio de que, en caso de no cumplirlos, aquel pueda volver a solicitar el registro en el momento en que los cumpla.

Todos los agentes deberán actualizar su registro cada vez que tengan modificaciones a la información reportada en el mismo, en lo que respecta a los numerales 1 y 3 de este artículo.

El LAC deberá informar mensualmente a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, sobre las solicitudes de registro y el resultado de las mismas.

PARÁGRAFO PRIMERO: XM S.A. E.S.P. deberá enviar a la Unidad de Información y Análisis Financiero, UIAF, cualquier reporte positivo que resulte del proceso de verificación de que trata el numeral 6.

PARÁGRAFO SEGUNDO: Las personas jurídicas o naturales que quieran participar en las convocatorias para la expansión de STN, STR, o de almacenamiento, no estarán obligadas a inscribirse ante el LAC como requisito para participar en las mismas, pero deberán suscribir el contrato de mandato que XM S.A. E.S.P. defina.

(Fuente: R CREG 031/21, art. 2)

Esquema fiduciario para el otorgamiento de pagarés

ARTÍCULO 5.1.4.2.1. OBLIGACIÓN DE CONSTITUIR UN ENCARGO FIDUCIARIO PARA EL OTORGAMIENTO DE PAGARÉS. Todos los agentes que se encuentren registrados ante el ASIC y el LAC, deberán, a más tardar el 30 de noviembre de cada año, acreditar ante el ASIC o el LAC, según corresponda, la celebración o renovación de un contrato de encargo fiduciario para el otorgamiento de pagarés, el cual deberá cumplir con lo establecido en esta resolución. Para el cumplimiento de la obligación, los agentes deberán acreditar el pago de la totalidad de la comisión fiduciaria correspondiente a la vigencia del contrato.

La omisión en el cumplimiento de esta obligación dará lugar al inicio de un procedimiento de retiro del agente del mercado.

Así mismo, todo agente que quiera registrarse ante el ASIC o el LAC deberá acreditar, al momento de solicitar el registro, la celebración de un encargo fiduciario para el otorgamiento de pagarés, en los términos que se establecen en esta resolución, y el pago de la totalidad de la comisión fiduciaria correspondiente.

Se entenderá que el agente ha cumplido con la obligación aquí establecida cuando el ASIC o el LAC, según corresponda, haya verificado que el contrato celebrado con la entidad fiduciaria cumple con lo señalado en esta resolución.

(Fuente: R CREG 031/21, art. 3)

ARTÍCULO 5.1.4.2.2. CONDICIONES DEL ENCARGO FIDUCIARIO. El encargo fiduciario deberá cumplir las siguientes condiciones:

1. Objeto del encargo fiduciario: el fideicomitente instruirá y facultará a la fiduciaria para que, por su cuenta y en su nombre, otorgue pagarés a favor de las personas que el ASIC y/o el LAC certifiquen como acreedores del fideicomitente por sus obligaciones liquidadas y facturadas por el ASIC y el LAC, conforme a las certificaciones que emita el ASIC y/o el LAC para tal efecto.

2. Fideicomitente: Corresponde al agente que suscribe el contrato de encargo fiduciario en virtud de lo ordenado por la presente resolución. El fideicomitente deberá manifestar en el contrato que:

a) Se encuentra debidamente facultado para realizar el encargo fiduciario, y anexará las actas de asamblea o junta directiva, estatutos sociales o certificados de existencia y representación que así lo demuestren.

b) El encargo fiduciario objeto del contrato se hace de forma irrevocable, y es a favor de terceros distintos al fideicomitente.

3. Fiduciaria: Entidad fiduciaria vigilada y controlada por la Superintendencia Financiera, escogida por el agente para celebrar el encargo fiduciario.

4. Beneficiarios: Agentes del Mercado de Energía Mayorista y demás personas que resulten beneficiarios por cualquier concepto que liquide el ASIC y el LAC.

5. Duración: El contrato de encargo de los agentes deberá tener una duración mínima de dos años, iniciando el día primero de enero del año siguiente al de la fecha de entrega del respectivo contrato al ASIC y/o LAC. El contrato de quienes estén solicitando el registro ante el ASIC o LAC deberá, además, cubrir el período restante del año durante el cual solicita el registro.

6. Modificación: Toda modificación al contrato de encargo fiduciario, sus anexos o terminación anticipada del mismo, deberá contar con el acuerdo del fideicomitente, y ser informada al ASIC y al LAC.

7. Terminación: El contrato de encargo fiduciario será terminado por las siguientes causas:

a) Cumplimiento de su objeto.

b) Imposibilidad de cumplir con su objeto.

c) Por el retiro voluntario del agente del mercado mayorista, conforme a lo indicado en el artículo 10 numeral 1 de esta resolución.

d) Por cualquier causa de las señaladas en la ley colombiana para las sociedades comerciales, siempre y cuando sea compatible con la naturaleza del contrato.

PARÁGRAFO: El modelo de contrato de encargo fiduciario será elaborado por el ASIC y el LAC, y se consultará con los agentes mediante circular de la Dirección Ejecutiva de la CREG.

(Fuente: R CREG 031/21, art. 4)

ARTÍCULO 5.1.4.2.3. OBLIGACIONES Y DERECHOS DE LOS AGENTES COMO FIDEICOMITENTES: El contrato de encargo fiduciario deberá contener las siguientes obligaciones y derechos del fideicomitente:

1. Obligaciones del fideicomitente:

a) Otorgar a la fiduciaria poder por escritura pública, que la faculte a suscribir los pagarés objeto del contrato. Este poder será irrevocable mientras esté vigente el contrato de fiducia entre el fideicomitente y la fiduciaria. El modelo del poder será definido por el ASIC y el LAC, conforme a los parámetros de esta resolución.

b) Pagar la totalidad del costo de la comisión fiduciaria del período para el cual están cumpliendo con la obligación.

c) Informar de cualquier cambio en el contrato de fiducia, en un término inferior a tres (3) días hábiles después de realizado dicho cambio.

d) Las demás que determine la fiduciaria y que no sean contrarias a la ley, en especial al Código de Comercio.

2. Derechos del fideicomitente:

a) Exigir el cumplimiento del encargo.

b) Exigir la rendición de cuentas del encargo.

c) Impugnar los actos de la fiduciaria que sean contrarios a derecho o excedan el encargo.

d) Ejercer acción de responsabilidad contra la fiduciaria, en caso de incumplimiento.

e) Solicitar remoción de la fiduciaria por incumplimiento de sus obligaciones.

f) Las demás señaladas en el Código de Comercio.

(Fuente: R CREG 031/21, art. 5)

ARTÍCULO 5.1.4.2.4. OBLIGACIONES DEL FIDUCIARIO: El contrato de encargo fiduciario deberá estipular las siguientes obligaciones a cargo de la entidad fiduciaria:

1. Emitir pagarés por cuenta y en nombre del fideicomitente, solo en los eventos en los que los acreedores lo soliciten a través del representante legal o su delegado, y el ASIC o el LAC le indiquen la existencia de la deuda y entreguen certificación sobre el monto que se adeuda al respectivo deudor.

2. Expedir los pagarés con fundamento en los datos y valores certificados por el ASIC y el LAC.

3. Expedir el pagaré el día en que el beneficiario se presente personalmente, o a través de persona debidamente facultada para estos efectos.

4. Entregar el pagaré, en las oficinas de la fiduciaria, solo a las personas que se encuentren debidamente facultadas por el beneficiario del mismo.

5. Recibir, archivar y custodiar las certificaciones remitidas por el ASIC o el LAC.

6. Remitir al ASIC y al LAC, en los meses de enero y julio, un informe sobre la gestión asignada durante el semestre inmediatamente anterior al mes de remisión del informe.

7. Remitir al ASIC o el LAC certificación de la existencia y vigencia del contrato de fiducia celebrado con el agente del mercado, el pago de la comisión respectiva, y cualquier modificación que se realice al contrato.

8. Los demás deberes que sobre el particular señale el Código de Comercio.

(Fuente: R CREG 031/21, art. 6)

ARTÍCULO 5.1.4.2.5. EXPEDICIÓN DEL PAGARÉ. Para la expedición de los pagarés, la fiduciaria deberá utilizar el formato que hayan definido el ASIC y el LAC, el cual debe ser consultado con los agentes del mercado mediante circular expedida por la Dirección Ejecutiva de la CREG, y seguir las siguientes instrucciones, las cuales deberán hacer parte del contrato de encargo fiduciario:

1. La fiduciaria creará tantos pagarés como solicitudes de expedición de pagarés presenten los acreedores, fundamentados en certificaciones de deudas emitidas y remitidas por el ASIC o el LAC previamente a la fiduciaria, durante la vigencia del contrato de encargo fiduciario.

2. Dentro de los siete (7) días hábiles siguientes a la fecha de vencimiento de la obligación a cargo del agente, el ASIC o el LAC remitirán la certificación de las obligaciones vencidas y no pagadas a la fiduciaria, y a cada uno de los agentes acreedores y deudores.

3. Los acreedores que decidan adelantar la gestión de su cartera, deberán solicitar a la fiduciaria, dentro de los doce (12) meses siguientes a la primera certificación de la obligación vencida, que le sea expedido el pagaré a su orden, el cual no podrá ser superior al monto que esté en ese momento certificado por el ASIC o el LAC.

4. La fiduciaria deberá expedir el pagaré solicitado el día que el acreedor se presente, personalmente o a través de apoderado, en las oficinas de la entidad para la entrega del pagaré.

5. Si, conforme a las nomas de facturación y ajustes que rigen el Mercado Mayorista de Energía y la liquidación de cargos de STN y STR, se determina que existe una disminución o aumento en el monto de la deuda del fideicomitente, el ASIC o el LAC, según corresponda, dentro de los siete (7) días hábiles siguientes al respectivo vencimiento, remitirá a la fiduciaria una certificación, en la cual señalará en cuánto ha disminuido o aumentado el monto de la obligación.

6. En los casos en los que el ASIC o el LAC certifiquen a la fiduciaria una disminución de la deuda, esta última procederá de la siguiente manera:

a) Si a la fecha no se ha expedido el pagaré, la fiduciaria lo emitirá cuando sea solicitado por el beneficiario, de conformidad con la última certificación expedida por el ASIC y/o el LAC.

b) Si a la fecha el pagaré ya fue expedido, la fiduciaria estará facultada por el fideicomitente para anular el título y expedir uno nuevo, según la última certificación, siempre y cuando el acreedor o tenedor legítimo del mismo lo solicite y devuelva el pagaré original a la fiduciaria.

c) Estas expediciones deben ser solicitadas por el acreedor dentro del término señalado en el numeral 3 de este artículo.

7. En los casos en los que se certifique a la fiduciaria un aumento en la deuda, se procederá de la siguiente manera:

a) Si a la fecha el pagaré no ha sido expedido, la fiduciaria lo emitirá a solicitud del acreedor y de conformidad con la última certificación emitida por el ASIC o el LAC.

b) Si a la fecha el pagaré ha sido expedido, la fiduciaria, a solicitud del acreedor, emitirá el pagaré con la suma restante.

c) Estas expediciones deben ser solicitadas por el acreedor dentro del término señalado en el numeral 3 del presente artículo.

8. El pagaré se expedirá conforme al modelo definido por el ASIC y el LAC, y no será susceptible de modificación por la fiduciaria ni por el fideicomitente.

9. El número del pagaré corresponderá al consecutivo que la fiduciaria creará para el respectivo contrato de fiducia.

10. En el pagaré se deberá incorporar el nombre completo o razón social, según sea el caso, del respectivo acreedor beneficiario, el cual debe corresponder a lo certificado por el ASIC o el LAC.

11. El valor del pagaré será incorporado en letras y números, y debe corresponder a la suma certificada por el ASIC o el LAC.

12. Los demás espacios se completarán conforme a la información de la fiduciaria, el agente y el acreedor, y el poder otorgado a través de escritura pública.

(Fuente: R CREG 031/21, art. 7)

ARTÍCULO 5.1.4.2.6. OBLIGACIONES DEL ASIC Y EL LAC: Son obligaciones del ASIC y el LAC las siguientes:

1. Definir los modelos de contrato de encargo fiduciario, de poder y de pagaré de que trata esta resolución. Previamente a la adopción definitiva de los modelos de contrato por el ASIC y el LAC, estos serán consultados mediante circular de la Dirección Ejecutiva de la CREG.

2. Verificar que el contrato de encargo fiduciario que entreguen los agentes para su registro, o en cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 3 anterior, corresponda al modelo definido, y cumpla con lo dispuesto en esta resolución.

3. Dentro de los siete (7) días hábiles siguientes a la fecha de vencimiento de la obligación a cargo del agente, remitir la certificación de las obligaciones vencidas y no pagadas por el agente, a la fiduciaria y a cada uno de los agentes acreedores y deudores.

(Fuente: R CREG 031/21, art. 8)

ARTÍCULO 5.1.4.2.7. SELECCIÓN DE LA ENTIDAD FIDUCIARIA. Cada agente seleccionará la entidad fiduciaria con la que celebrará el contrato de encargo fiduciario, de la lista general de entidades vigiladas y controladas por la Superintendencia Financiera.

Estará a cargo de cada agente el pago de la comisión fiduciaria respectiva.

PARÁGRAFO: Para facilitar la celebración de los contratos de encargo fiduciario y procurar reducción en los costos derivados de estos, XM S.A. E.S.P., en cumplimiento de sus funciones de ASIC y LAC, podrá gestionar ante las entidades fiduciarias la cotización y coordinación de la celebración de los contratos de encargo fiduciario, y publicar la información respectiva para conocimiento de los agentes.

(Fuente: R CREG 031/21, art. 9)

ARTÍCULO 5.1.4.2.8. RETIRO DEL MERCADO DEL FIDEICOMITENTE. Se entenderá que el fideicomitente se ha retirado del mercado mayorista, en los siguientes casos:

1. Cuando el ASIC y/o el LAC, por medio de certificado, acrediten que el fideicomitente se encuentra retirado de manera voluntaria.

2. Por incumplimiento de sus obligaciones con el ASIC o el LAC, conforme a lo previsto en la regulación. En este caso, el fideicomitente hará parte del encargo fiduciario hasta doce (12) meses después de su retiro. Para este efecto, el ASIC certificará a la fiduciaria la fecha efectiva de retiro por incumplimiento.

(Fuente: R CREG 031/21, art. 10)

ARTÍCULO 5.1.4.2.9. TRANSICIÓN. Las empresas que se encuentren registradas ante el ASIC y el LAC a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, deberán cumplir con la obligación de celebrar el contrato de encargo fiduciario del que trata esta resolución antes del 1 de marzo de 2022. Para el efecto, el contrato deberá tener fecha de inicio el 1 de abril de 2022, y vigencia mínima hasta el 1 de enero de 2024. Una vez cumplida la obligación, el ASIC coordinará con cada agente la devolución de los pagarés entregados en cumplimiento de lo establecido en la Resolución CREG 019 de 2006. A partir del 1 de enero de 2022 quienes soliciten el registro ante el ASIC o el LAC deberán acreditar la celebración del encargo fiduciario de que trata el artículo 3 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 031/21, art. 11) (Fuente: R CREG 01-8/22, art. 1) (Fuente: R CREG 185/21, art. 1)

ARTÍCULO 5.1.4.2.10. INCUMPLIMIENTO DE OBLIGACIÓN DE LA CONSTITUCIÓN DEL ENCARGO FIDUCIARIO. Hasta tanto se haya adoptado e implementado la regulación aplicable al Prestador de Última Instancia, el incumplimiento de la obligación de constitución del encargo fiduciario del que trata esta resolución, no dará lugar a la aplicación del procedimiento de retiro de los agentes comercializadores que realicen conjuntamente la actividad de distribución. Tal incumplimiento dará lugar a la aplicación del procedimiento de limitación de suministro, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 116 de 1998 y demás que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 031/21, art. 12)

Remuneración de la actividad

Criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional

Introducción

ARTÍCULO 5.2.1.1.1. OBJETO. La presente resolución tiene por objeto establecer los criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional, SIN.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 1)

ARTÍCULO 5.2.1.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución se aplica a todas las personas que, estando organizadas en alguna de las formas dispuestas por el Título I de la Ley 142 de 1994, desarrollan la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en el SIN.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 2)

Definiciones y aspectos generales

ARTÍCULO 5.2.1.2.1. RÉGIMEN DE LIBERTAD REGULADA. Las empresas que desarrollan la actividad de comercialización, al fijar sus tarifas a los usuarios finales regulados, quedan sometidas al régimen de libertad regulada previsto en los artículos 14.10 y 88.1 de la Ley 142 de 1994. Toda empresa que preste el servicio público de comercialización determinará con la fórmula tarifaria general aprobada en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan, y con la metodología establecida en esta resolución, las tarifas que aplicará a los usuarios finales regulados.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 4)

Metodología para determinar los costos de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados

ARTÍCULO 5.2.1.3.1. METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LOS COSTOS DE COMERCIALIZACIÓN. El costo base de comercialización y el margen de comercialización de que trata la fórmula tarifaria general establecida en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan, se determinarán conforme a lo señalado en esta resolución.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 5)

ARTÍCULO 5.2.1.3.2. COSTO BASE DE COMERCIALIZACIÓN, CFJ. El costo base de comercialización será calculado, para cada mercado de comercialización j, conforme a la siguiente ecuación:

Donde:

Cf_j:	Costo base de comercialización del mercado de comercialización j, expresado en pesos por factura de diciembre de 2013.
GC_j:	Gastos en la actividad de comercialización, para el año 2013, del comercializador integrado al OR que sirve el mercado de comercialización j, calculados de acuerdo con el artículo 7 de esta resolución.
n_j:	Factor de eficiencia del mercado de comercialización j, calculado de acuerdo con lo establecido en el anexo 1 de esta resolución.
Fact_j:	Cantidad de facturas expedidas, en el año 2013, por el comercializador integrado al OR que sirve al mercado de comercialización j, determinadas de acuerdo con el artículo 8o de esta resolución.

PARÁGRAFO. Para los mercados de comercialización en donde el factor de eficiencia sea inferior al 94%, el costo base de comercialización se determinará conforme a las reglas del numeral 2 del anexo 1 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 6)

ARTÍCULO 5.2.1.3.3. DETERMINACIÓN DE LOS GASTOS EN LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN EN UN MERCADO. Los gastos en la actividad de comercialización, para el año 2013, en el mercado de comercialización j, GCj, se calcularán de la siguiente forma:

a) Se toma el valor de la cuenta 444 Unidad de negocio de comercialización de energía eléctrica, del sistema de costeo por actividades ABC reportado al Sistema Único de Información, SUI, por el comercializador integrado al OR que sirve el mercado de comercialización j.

b) Se resta del valor del literal a) los siguientes conceptos:

i) El valor de la energía comercializada con destino al mercado regulado y no regulado reportado bajo las cuentas de bienes y servicios disponibles para la venta 444756, 444766, 444796, 444816 y 444836 del sistema de costeo por actividades ABC del SUI.

ii) Los valores asignados a la actividad de comercialización de usuarios regulados en las cuentas del Plan Único de Cuentas, PUC: 510206, 510207, 510208, 510209, 510210, 510211, 510212, 510214, 512007, 512008, 512017, 5302, 5304, 5306, 5309, 5313, 5344, 58, 752007, 752008, 7530, 754007, 7555 y 750562.

iii) Gasto en la gestión de pérdidas de energía asignados a la actividad de comercialización.

iv) Costo de las contribuciones realizadas a la Comisión de Regulación de Energía y Gas y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD.

v) Otros gastos que están incluidos en la información reportada al SUI para la Unidad de negocio de comercialización de energía eléctrica: construcción de acometidas e instalaciones internas, suspensiones y reconexiones del servicio, calibración de medidores, comercialización de bienes y servicios diferentes de energía y comercialización de energía a usuarios no regulados.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 7)

ARTÍCULO 5.2.1.3.4. FACTURAS EXPEDIDAS POR EL COMERCIALIZADOR INTEGRADO CON EL OR. Las facturas expedidas por el comercializador integrado al OR que sirve el mercado de comercialización j, Factj, serán determinadas a partir de la información reportada al Sistema Único de Información, SUI, en los formatos 2 y 3 de la Resolución SSPD 20102400008055 o aquella que la modifique, adicione o sustituya. En la variable Factj no se incluirán las facturas asociadas a errores en la facturación.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 8)

ARTÍCULO 5.2.1.3.5. INTEGRACIÓN DE MERCADOS DE COMERCIALIZACIÓN. El costo base de comercialización aplicable al mercado de comercialización j resultante de la integración de dos (2) o más mercados, corresponderá al promedio ponderado por el número de facturas de los costos base vigentes de cada uno de los mercados participantes en la integración. El número de facturas corresponderá a las expedidas para los dos (2) mercados, en los doce (12) meses previos a la solicitud del nuevo costo base de comercialización.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 9)

ARTÍCULO 5.2.1.3.6. NUEVOS MERCADOS O SEPARACIÓN DE LOS EXISTENTES. Para los nuevos mercados o para los resultantes de una separación el costo base de comercialización corresponderá al de aquel mercado de comercialización existente que se asemeje a dichos mercados considerando la extensión de las redes de distribución, el número de usuarios rurales y urbanos, los ciclos de facturación y la cantidad de facturas.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 10)

ARTÍCULO 5.2.1.3.7. ACTUALIZACIÓN DEL COSTO BASE DE COMERCIALIZACIÓN. El costo base de comercialización, que sea aprobado para cada mercado de comercialización j, se actualizará mensualmente utilizando la siguiente fórmula:

Donde:

Cf_j,m:	Costo base de comercialización para cada mercado de comercialización j, expresado en pesos por factura, correspondiente al mes m de prestación del servicio.
Cf_j:	Costo base de comercialización para cada mercado de comercialización j, expresado en pesos por factura, calculado conforme al artículo 6 de esta resolución.
IPC_m-1:	Índice de precios al consumidor reportado por el DANE para el mes m-1.
IPC₀:	Índice de precios al consumidor reportado por el DANE para diciembre de 2013. X: Factor de productividad acumulado para la actividad de comercialización de energía eléctrica. Durante el primer año calendario de vigencia de la metodología esta variable tendrá un valor igual a cero, el cual se incrementará en 0,00725 cada año calendario. Cumplido el quinto año calendario de vigencia de la presente resolución, los comercializadores continuarán aplicando el factor de productividad del año 5, hasta tanto la Comisión establezca una nueva metodología.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 11)

ARTÍCULO 5.2.1.3.8. COSTO VARIABLE DE COMERCIALIZACIÓN, . El costo variable de comercialización se determinará con base en la siguiente expresión:

Donde:

C_i,j,m:*	Costo variable de la actividad de comercialización para el comercializador i, del mercado de comercialización j, en el mes m.
G_i,j,m-1:	Costo de compra de energía para los usuarios regulados del comercializador i, en el mercado de comercialización j, en el mes m-1, determinado conforme se establece en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique, complemente o sustituya. Esta variable se expresa en pesos por kilovatio hora ($/kWh).
T_m-1:	Costo por el uso del sistema de transmisión nacional para el mes m-1, determinado conforme se establece en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique, complemente o sustituya. Esta variable se expresa en pesos por kilovatio hora ($/kWh).
D_1,j,m-1:	Costo por el uso de los sistemas de distribución en el nivel de tensión 1, en el mercado de comercialización j, para el mes m-1, determinado conforme se establece en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique, complemente o sustituya. Esta variable se expresa en pesos por kilovatio hora ($/kWh).
PR_1,j,m-1:	Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía acumuladas hasta el nivel de tensión 1, en el mercado de comercialización j, para el mes m-1, determinado conforme se establece en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique, complemente o sustituya. Esta variable se expresa en pesos por kilovatio hora ($/kWh).
R_i,m-1:	Costo de restricciones y de servicios asociados con generación, asignados al comercializador i, en el mes m-1, determinado conforme se establece en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique, complemente o sustituya. Esta variable se expresa en pesos por kilovatio hora ($/kWh).
mo:	Margen operacional definido por la CREG de acuerdo con el artículo 13 de esta resolución.
RC_i,j,m:	Riesgo de cartera del comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el mes m, calculado de conformidad con lo establecido en el artículo 14 de esta resolución.
CFE_i,j,m:	Factor que compensa por los costos financieros asociados al ciclo de efectivo de la actividad de comercialización, del comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el mes m. Este factor deberá ser calculado de conformidad con lo establecido en el artículo 18 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 12)

ARTÍCULO 5.2.1.3.9. MARGEN OPERACIONAL, MO. El margen operacional de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados, mo, será como máximo igual a 2,73%.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 13)

ARTÍCULO 5.2.1.3.10. RIESGO DE CARTERA, RC_I,J,M. El riesgo de cartera que se reconocerá a los comercializadores de energía eléctrica por atender usuarios regulados, se establecerá de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

RC_i,j,m:	Riesgo de cartera del comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el mes m.
RCT_j:	Prima por el riesgo de cartera no gestionable de los usuarios tradicionales del mercado de comercialización j.
VUT_ri,j,m-1:	Ventas totales a usuarios regulados del comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el mes m-1, descontando los valores de las variables VAEi,j,m-1, VSNEi,j,m-1 y VNUi,j,m-1. Esta variable se expresa en kilovatios hora (kWh).
RCAE_j,t:	Prima de riesgo de cartera a reconocer al comercializador integrado al operador de red, por la atención de usuarios en áreas especiales, que al 31 de diciembre del año 2013, estaban siendo atendidos por dicho comercializador, en el mercado de comercialización j, para el año t.
VAE_i,j,m-1:	Ventas totales a los usuarios ubicados en áreas especiales que al 31 de diciembre de 2013 estaban siendo atendidos por el comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el mes m-1. Esta variable se expresa en kilovatios hora (kWh).
RCSNE_i,j,t:	Prima de riesgo de cartera a reconocer al comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el año t, por atender usuarios ubicados en barrios subnormales que al 31 de diciembre del año 2013 estaban siendo atendidos por un comercializador diferente al integrado al operador de red.
VSNE_i,j,m-1:	Ventas realizadas por el comercializador i, en el mercado de comercialización j, a usuarios ubicados en barrios subnormales que al 31 de diciembre del año 2013 estaban siendo atendidos por un comercializador diferente al integrado al operador de red, para el mes m-1. Esta variable se expresa en kilovatios hora (kWh).
RCNU:	Prima de riesgo de cartera a reconocer al comercializador por atender nuevos usuarios regulados incorporados al SIN mediante planes de expansión de cobertura, de conformidad con la política pública definida por el Ministerio de Minas y Energía.
VNU_i,j,m-1:	Ventas a los nuevos usuarios regulados incorporados al SIN, atendidos por el comercializador i, en el mercado de comercialización j, en el mes m-1. Esta variable se expresa en kilovatios hora (kWh).
VRC_i,j,m-1:	Ventas totales a usuarios regulados realizadas por el comercializador i, en el mercado de comercialización j, en el mes m-1, expresadas en kilovatios hora (kWh). La suma de las variables VUTri,j,m-1, VAEi,j,m-1, VSNEi,j,m-1 y VNUi,j,m-1 debe ser igual a la variable VRCi,j,m-1.

1. Variable RCTj

El valor de la variable RCTj será calculado para cada mercado de comercialización j, conforme a la siguiente ecuación:

Donde:

RCT_j:	Prima por el riesgo de cartera no gestionable de los usuarios tradicionales del mercado de comercialización j.
N_j,e:	Número de usuarios a los que se les cortó y no se les restableció el servicio en el estrato o sector de consumo e, del mercado de comercialización j, para el periodo 2009 a 2013.
CFM_e,j,t-1:	Consumo facturado medio para el estrato o sector de consumo e, en el mercado de comercialización j. Calculado como las ventas totales en kWh divididas entre el total de facturas, para el año t-1.
Sub_e,j,t-1:	Relación entre los subsidios y el total facturado en el estrato o sector de consumo e, del mercado de comercialización j, para el año t-1.
VR_j,t-1:	Ventas totales a usuarios regulados en el mercado de comercialización j, para el año t-1, expresadas en kWh.
t - 1:	Corresponde al año 2013.

En la solicitud de que trata el artículo 21 de esta resolución, los agentes comercializadores deberán suministrar la información requerida para realizar el cálculo de la variable RCTj de acuerdo con lo establecido en este numeral.

En el caso de los mercados de comercialización para los que el comercializador integrado con el operador de red no reporte la información, la variable RCTj tendrá un valor máximo igual al 90% del menor riesgo calculado, diferente de cero, para los demás mercados de comercialización.

2. Variable RCAEj,t

La variable RCAEj,t será calculada para cada mercado de comercialización j, conforme a las siguientes ecuaciones:

Donde

RCAE_j,t:	Prima de riesgo de cartera a reconocer al comercializador integrado al operador de red, por la atención de usuarios en áreas especiales, que al 31 de diciembre del año 2013, estaban siendo atendidos por dicho comercializador, en el mercado de comercialización j, para el año t.
:	Fracción de la facturación anual total reportada en cartera con más de un año al final de año contable T, para la categoría k.
:	Valor de las cuentas por cobrar, en mora por un año o más, al final del año contable T, para la categoría k. En pesos corrientes.
:	Castigo de cartera proveniente de cuentas morosas en el año contable T, para la categoría k. En pesos corrientes.
:	Facturación total en el año contable T, para la categoría k. En pesos corrientes. En caso de que esta variable sea cero (0) no será considerada dicha categoría.
T:	Corresponden los años 2010 a 2013. k Categoría de tipo de usuario. Esta variable corresponderá a usuarios ubicados en: barrios subnormales, SN, áreas rurales de menor desarrollo, MD, y zonas de difícil gestión, DF.

A partir del segundo año calendario de entrada en vigencia de la presente metodología, en los mercados de comercialización para los cuales se apruebe un valor de la variable RCAEj,t mayor o igual a 10,0% se deberá aplicar la siguiente ecuación:

Donde:

RCAE_j,t:

Prima de riesgo de cartera por atender usuarios de áreas especiales correspondiente al mercado de comercialización j, para el año t.

Año calendario de vigencia de la metodología de comercialización. Cumplido el quinto año calendario de vigencia de la presente resolución, los comercializadores continuarán aplicando el porcentaje de RCAEj,t del año 5, hasta tanto la Comisión establezca una nueva metodología. En la solicitud de que trata el artículo 21 de esta resolución, los agentes comercializadores deberán suministrar la información requerida para realizar el cálculo de la variable RCAEj,t de acuerdo con lo establecido en este numeral.

3. Variable RCSNE_i,j,t

El valor de la variable RCSNE_i,j,t se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

RCSNE_i,j,t:	Prima de riesgo de cartera a reconocer al comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el año t, por atender usuarios ubicados en barrios subnormales que al 31 de diciembre del año 2013 estaban siendo atendidos por un comercializador diferente al integrado al operador de red.
Recaudo total_i,j,t:	Porcentaje de recaudo total estimado para el comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el año t.
t:	Año calendario de vigencia de la metodología de comercialización.

El porcentaje de recaudo total, del comercializador i, en el mercado de comercialización j, se estimará para el año t de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

Recaudo total_i,j,t:	Porcentaje de recaudo total estimado para el comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el año t.
IFSSRI_i,j:	Porcentaje de recaudo a través de subsidios del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, FSSRI, respecto de la facturación total, estimado como un promedio de los valores reales de los años t - 1 y t - 2, para el comercializador i, en el mercado de comercialización j.
IFOES_i,j:	Porcentaje de recaudo a través de recursos del Fondo de Energía Social, FOES, o cualquier otro fondo que se cree con el objetivo de cubrir el pago del consumo de energía eléctrica de usuarios en barrios subnormales, respecto de la facturación total, estimado como un promedio de los valores reales de los años t - 1 y t - 2, para el comercializador i, en el mercado de comercialización j.

4. Variable RCNU

La variable RCNU tendrá un valor máximo de 15,22 %.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 14)

ARTÍCULO 5.2.1.3.11. RIESGO DE CARTERA PARA NUEVOS USUARIOS EN ÁREAS ESPECIALES. Para los usuarios ubicados en áreas especiales que empezaron a ser atendidos a partir del año 2014, el riesgo de cartera que se reconocerá a los comercializadores de energía eléctrica será el correspondiente al de la atención de los usuarios tradicionales RCTj.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 15)

ARTÍCULO 5.2.1.3.12. RIESGO DE CARTERA PARA USUARIOS EN BARRIOS SUBNORMALES ATENDIDOS POR UN COMERCIALIZADOR ENTRANTE. A partir del 1o de enero de 2017, el riesgo de cartera que se reconocerá a un comercializador diferente al integrado al OR, por atender usuarios regulados en barrios subnormales, que al 31 de diciembre del año 2013 estaban siendo atendidos por un comercializador diferente al integrado al OR, será el reconocido por la atención de los usuarios tradicionales RCTj.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 16)

ARTÍCULO 5.2.1.3.13. PRESTADOR DE ÚLTIMA INSTANCIA PARA USUARIOS DE BARRIOS SUBNORMALES. Los usuarios de barrios subnormales que no cuenten con prestador del servicio serán atendidos por el prestador de última instancia, cuyas condiciones y características serán definidas en regulación posterior.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 17)

ARTÍCULO 5.2.1.3.14. COSTOS FINANCIEROS. El factor CFE_i,j,m será calculado de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde la variable CFSi,j,m corresponderá a la remuneración por el costo financiero asociado al giro de los subsidios al comercializador deficitario i, en el mercado de comercialización j, en el mes m. Esta variable será estimada mensualmente por el comercializador de conformidad con la siguiente fórmula:

Donde:

CFS_i,j,m:	Costo financiero asociado al giro de los subsidios al comercializador deficitario i, en el mercado de comercialización j, aplicable en el mes m. Este factor será igual a cero cuando en la última validación trimestral realizada por el Ministerio de Minas y Energía, el comercializador i, en el mercado de comercialización j, sea superavitario.
T:	Últimos cuatro trimestres validados por el Ministerio de Minas y Energía para el comercializador i, en el mercado de comercialización j.
N:	Promedio del número de meses transcurridos desde la finalización de los trimestres T hasta el giro de los subsidios para el comercializador deficitario i, en el mercado de comercialización j. En el caso que para un trimestre T se presente más de un giro se deberá calcular el promedio ponderado del tiempo transcurrido desde la finalización del trimestre hasta los giros empleando el valor de los giros realizados. En el caso de que un comercializador sea superavitario y se vuelva deficitario el valor de N deberá ser igual a 1,5.
r1:	Costo de oportunidad mes vencido, calculado como el promedio ponderado de las tasas de interés preferencial o corporativo, de los créditos comerciales, vigentes a partir del segundo mes del último trimestre de T y hasta el mes anterior al mes de giro de subsidios por parte del Ministerio de Minas y Energía. Para la ponderación se emplea el monto colocado. La fuente de información será la publicada por el Banco de la República de acuerdo con el formato 088 de la Circular externa 100 de 1995 de la Superintendencia Financiera de Colombia. La tasa efectiva anual publicada deberá mensualizarse para su aplicación utilizando la siguiente expresión: Con: rEM: Tasa efectiva mensual rEA: Tasa efectiva anual
Sub1_i,j,T:	Valor absoluto del promedio del déficit de subsidios causados y no pagados una vez finalizado cada trimestre, de acuerdo con las validaciones realizadas por el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con el artículo 5o del Decreto 847 de 2001, o aquel que lo modifique, complemente o sustituya, para el comercializador i, en el mercado de comercialización j, para los trimestres T.
M:	Promedio del número de meses de pago anticipado respecto de la finalización de los trimestres T para el comercializador deficitario i, en el mercado de comercialización j. En el caso que para un trimestre T se presente más de un pago anticipado se deberá calcular el promedio ponderado del tiempo transcurrido desde el pago anticipado hasta finalización del trimestre empleando los valores de los pagos realizados.
r2:	Costo de oportunidad mes vencido, calculado como el promedio ponderado de las tasas de los Certificados de Depósito de Ahorro a Término, vigentes a partir del segundo mes del último trimestre de T y hasta el mes anterior al mes de giro de subsidios por parte del Ministerio de Minas y Energía. Para la ponderación se emplea el monto colocado. La fuente de información será la publicada por el Banco de la República de acuerdo con el Formato 441, Circular 100 de 1995 de la Superintendencia Financiera de Colombia. La tasa efectiva anual publicada en la columna "Total establecimientos" deberá mensualizarse para su aplicación utilizando la siguiente expresión. Con: r_EM: Tasa efectiva mensual r_EA: Tasa efectiva anual
Sub2_i,j,T:	Valor promedio del déficit de subsidios pagados antes de finalizar cada trimestre, de acuerdo con las validaciones realizadas por el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con el artículo 5o del Decreto 847 de 2001, o aquel que lo modifique o sustituya, para el comercializador i, en el mercado de comercialización j, para los trimestres T.
Facturación_i,j,T:	Corresponde al promedio de facturación por concepto de ventas de energía realizadas por el comercializador i, en el mercado de comercialización j, en los trimestres T. Esta facturación debe coincidir con lo reportado al Sistema Unificado de Información (SUI), para usuarios regulados en los formatos 2 y 3 de la Resolución SSPD 20102400008055, o aquella que la modifique, complemente o sustituya.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 18) (Fuente: R CREG 019/18, art. 1)

ARTÍCULO 5.2.1.3.15. COSTO DE GARANTÍAS FINANCIERAS EN EL MEM, CG_i,m-1. El costo a reconocer por las garantías financieras constituidas ante el Mercado Mayorista en cumplimiento de la Resolución CREG 019 de 2006, o aquella que la modifique, complemente o sustituya, será el declarado por el comercializador i a la SSPD, para el mes m - 1. La declaración de estos costos a la SSPD deberá realizarse a más tardar el último día hábil del mes m - 1, y deberá estar acompañada por una copia de las garantías constituidas por el comercializador para realizar la cobertura de las transacciones en el mes m - 1. Adicionalmente, dicha información deberá ser publicada en la página web de cada comercializador, en la misma fecha de reporte a la superintendencia.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 19)

ARTÍCULO 5.2.1.3.16. COSTO DE GARANTÍAS FINANCIERAS PARA CUBRIR EL PAGO DE LOS CARGOS POR USO DEL STR Y/O DEL SDL, CGCUI,M-1. El costo a reconocer por las garantías financieras constituidas para cubrir el pago de los cargos por uso del STR y/o del SDL en cumplimiento de la Resolución CREG 159 de 2011, o aquella que la modifique, complemente o sustituya, de usuarios regulados, será el declarado por el comercializador i a la SSPD, para el mes m - 1.

La declaración de estos costos a la SSPD deberá realizarse a más tardar el último día hábil del mes m - 1, y deberá estar acompañada por una copia de las garantías constituidas por el comercializador para realizar la cobertura de los cargos por uso del STR y/o del SDL, de usuarios regulados, para el mes m - 1. Adicionalmente, dicha información deberá ser publicada en la página web de cada comercializador, en la misma fecha de reporte a la SSPD.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 20)

ARTÍCULO 5.2.1.3.17. RECONOCIMIENTO DEL COSTO BASE DE COMERCIALIZACIÓN, EL RIESGO DE CARTERA PARA USUARIOS TRADICIONALES Y USUARIOS EN ÁREAS ESPECIALES. Dentro de los veinte (20) días hábiles siguientes a la publicación de la circular de la que trata el artículo 22 de esta resolución, los comercializadores integrados con los OR, deberán solicitar mediante escrito dirigido a la Dirección Ejecutiva de la CREG, con los correspondientes soportes documentales, el reconocimiento del costo base de comercialización de energía eléctrica, el riesgo de cartera de usuarios tradicionales y el riesgo de cartera de usuarios de áreas especiales, con fundamento en la presente metodología. En todo caso, los soportes que entreguen los agentes, serán validados con los documentos reportados previamente en la Comisión por éstos y que sirvieron de base para la construcción de la presente metodología. Después de recibida la solicitud con el cumplimiento de todos los requerimientos de información solicitados por la Comisión, se aplicará la metodología respectiva, se definirá el costo base de comercialización de energía eléctrica y los riesgos de cartera para usuarios tradicionales y para usuarios en áreas especiales y se someterá a consideración de la CREG la resolución definitiva, una vez practicadas las pruebas de considerarse pertinentes.

Si algún agente no presenta la solicitud con los correspondientes soportes documentales, transcurridos los veinte (20) días hábiles mencionados, la CREG procederá a la aprobación de oficio con la información que aparezca en el Sistema Único de Información, (SUI) de que trata el artículo 14 de la Ley 689 de 2001 y la información disponible en la Comisión.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 21)

ARTÍCULO 5.2.1.3.18. INFORMACIÓN REQUERIDA PARA LA DETERMINACIÓN DE LA REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN. La Comisión publicará vía circular de la Dirección Ejecutiva, los formatos y el contenido mínimo del documento que soporte la solicitud de aprobación del costo base de comercialización, del riesgo de cartera de usuarios tradicionales y del riesgo de cartera de usuarios de áreas especiales.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 22)

ARTÍCULO 5.2.1.3.19. COSTO BASE DE COMERCIALIZACIÓN Y RIESGO DE CARTERA PARA USUARIOS TRADICIONALES ATENDIDOS POR COMERCIALIZADORES DIFERENTES A LOS INTEGRADOS CON EL OR. Los comercializadores diferentes a los integrados con el operador de red aplicaran en cada mercado de comercialización en el que atiendan usuarios regulados el respectivo costo base de comercialización y el riesgo de cartera de usuarios tradicionales aprobado para el comercializador integrado con el OR en estos mercados.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 23)

ARTÍCULO 5.2.1.3.20. PUBLICIDAD. Mensualmente, cada comercializador hará pública en forma simple y comprensible, por medio de un periódico de amplia circulación en los municipios donde preste el servicio o en uno de circulación nacional, antes de su aplicación, los costos de comercialización (Cfm,j y Cvm,j), que aplicará a los usuarios. Los nuevos valores deberán ser comunicados por el comercializador a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG. El primer día hábil del mes de abril de cada año, cada comercializador deberá enviar a la CREG y a la SSPD un informe en donde se muestre el cálculo que aplicó para la determinación del cargo que remunera la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados. La CREG en circular aparte, publicará el contenido del informe, los formatos y el procedimiento de reporte.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 24)

ARTÍCULO 5.2.1.3.21. VIGENCIA DEL COSTO BASE DE COMERCIALIZACIÓN, EL RIESGO DE CARTERA PARA USUARIOS TRADICIONALES Y USUARIOS EN ÁREAS ESPECIALES. Los costos base de comercialización y los riesgos de cartera que apruebe la Comisión estarán vigentes desde la fecha en que quede en firme la resolución correspondiente y hasta cuando se cumplan cinco años desde la entrada en vigencia de la presente resolución, sin perjuicio de las actualizaciones a que haya lugar. Vencido el plazo, éstos continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos.

(Fuente: R CREG 180/14, art. 25)

Cálculo del factor de eficiencia en los mercados de comercialización (Anexo 1)

Factor de eficiencia

ARTÍCULO 5.2.1.4.1.1. Factor de eficiencia. El factor de eficiencia aplicable a cada mercado de comercialización j corresponderá al límite superior del intervalo de confianza del 90 % predicho por el modelo de frontera estocástica que se describe a continuación. En la solicitud de que trata el artículo 21 de esta resolución, los agentes comercializadores deberán suministrar la información requerida para realizar la estimación de la eficiencia técnica a partir de modelo establecido en este anexo. En caso de que no sea posible predecir el factor de eficiencia de un mercado, este corresponderá al promedio aritmético de los restantes mercados para los cuales fue posible su predicción.

(Fuente: R CREG 180/14, ANEXO 1 Num. 1)

ARTÍCULO 5.2.1.4.1.2. MODELO GENERAL. El modelo corresponde a uno de costos con un producto (qit) y dos insumos en la producción (w1_it y w2_it) y cinco variables de caracterización de las empresas (z1_it, z21_it, z3_it, z4_it y z5_it), la expresión general es la siguiente:

Con a₁ + a₂ = 1

Se supone que la ineficiencia es invariante en el tiempo. La distribución empleada en la variable aleatoria de la ineficiencia u_it = |U|, donde U tiene distribución normal. La distribución empleada para la variable aleatoria del término de error í_it fue la distribución normal . El periodo de tiempo del modelo es 2009 a 2013.

(Fuente: R CREG 180/14, ANEXO 1 Num. 1.1)

ARTÍCULO 5.2.1.4.1.3. ESPECIFICACIÓN DE LAS VARIABLES. a) Variable dependiente, y_it

y_it:

corresponde al gasto en la actividad de comercialización en pesos constantes usando el índice de precios al consumidor, IPC, para la i-ésima empresa en el año t, con i = 1, . . . n y t = 1, . . . T_i.

b) Variable independientes económicas, q_it, w1_it, w2_it

qit:	corresponde al producto, medido como el número de usuarios para la i-ésima empresa en el año t, con i =1, …, n y t = 1, …, T_i
x1_u_it:	corresponde al valor en pesos constantes por usuario usando el IPC, de los gastos de personal y misceláneos, para la i-ésima empresa en el año t, con i =1,…, n y t = 1,…, T_i.
x2_u_it:	corresponde al valor en pesos constantes por usuario usando el IPC, de los gastos en edificios, materiales y equipos de oficina, para la i-ésima empresa en el año t, con i =1,…, n y t = 1,…, T_i.

c) Variables de caracterización de los mercados z1_it, z2_it, z3_it, z4_it y z5_it

redrur_usu_it corresponde a la longitud de la red rural en kilómetros, con respecto a número de usuarios rurales, para la i-ésima empresa en el año t, con i =1,…, n y t = 1,…, Ti.

redurb_usu_it corresponde a la longitud de la red urbana con respecto a número de usuarios urbanos y de centro poblados, para la i-ésima empresa en el año t, con i =1,…, n y t = 1,…, Ti.

fact_usurur_it corresponde a la facturación total (número de facturas al año) con respecto al número de usuarios rurales, para la i-ésima empresa en el año t, con i =1,…, n y t = 1,…, Ti.

fact_bimp_it corresponde al número de facturas bimensuales con respecto a la facturación total (número de facturas al año), para la i-ésima empresa en el año t, con i =1,…, n y t = 1,…, T_i.

fact_trip_it corresponde al número de facturas trimestrales con respecto a la facturación total (número de facturas al año), para la i-ésima empresa en el año t, con i =1,…, n y t = 1,…, T_i. 1.3. Estimación del modelo de frontera estocástica. El modelo empleado en la estimación corresponde al de Battese & Coelli (1992) para datos de panel no balanceado, bajo distribución semi-normal en el término de ineficiencia y con la restricción de homogeneidad lineal de la función de costo.

d) Parámetros del modelo

Los valores de los parámetros del modelo son los siguientes:

Variable	Parámetro	Parámetro Estimado	Error Estandar	Z	Valor p
Intercepto		= 1,28290	0,63163	2,03110	0,042248
Log(q)		= 0,87500	0,04492	19,47790	<2,2e-16
Log(x1_u)		= 0,92268	0,03915	23,56870	<2,2e-16
Log(x2_u)		= 0,07732	0,03915	1,97490	0,048279
Log(redrur_usu)		= 0,18072	0,07186	2,51500	0,011902
Redurb_usu		= 34,7280	11,95000	2,90620	0,003658
Fact_usurur		= 0,00151	0,00032	4,64010	0,000003
Fact_bimp		= 1,84920	0,49023	3,77210	0,000162
Fact_trip		= 2,83990	0,81746	3,47400	0,000513
SigmaSq		= 0,08144	0,02513	3,24110	0,001191
Gamma		= 0,558150	0,14733	3,78830	0,000152
SigmaSqU		= 0,04545	0,02498	1,81980	0,068796
SigmaSqV		= 0,03598	0,00656	5,48900	0,000000

e) Estimación de la eficiencia. Bajo el modelo estimado, las eficiencias técnicas son calculadas usando el método de Battese y Coelli (1992), dado por

Donde:

y donde,

Ti =	número de observaciones de la empresa i
=	el promedio de los residuales de la empresa i, para los Ti datos

Siendo el residual es el valor de la función de distribución de la normal (0,1) evaluada en x.

Para la estimación de la eficiencia técnica, se reemplazan los parámetros por sus estimaciones dadas en el literal anterior. f) Determinación del nivel de confianza.

Los límites del intervalo de predicción del (1-) % aproximado para la eficiencia técnica de acuerdo con Horrace y Schmidt (1996) están dados por:

Límite inferior =

Límite superior =

Donde,

es el valor de la función de distribución de la normal (0,1) evaluada en x.

es el inverso de la función de distribución de la normal (0,1) evaluada en x.

(Fuente: R CREG 180/14, ANEXO 1 Num. 1.2)

Mercados de comercialización con un factor de eficiencia menor al 94 %

ARTÍCULO 5.2.1.4.2.1. MERCADOS DE COMERCIALIZACIÓN CON UN FACTOR DE EFICIENCIA MENOR AL 94 %. Para los mercados de comercialización con un factor de eficiencia inferior al 94 %, el costo base de comercialización de estos mercados se determinará de acuerdo con las siguientes reglas:

a) El factor de eficiencia a aplicar para la determinación del costo base de comercialización de acuerdo con lo establecido en el artículo 6 corresponderá al 94 %.

b) El valor calculado en el literal anterior será aplicable durante el año calendario de aprobación del costo base de comercialización.

c) Para los cuatro (4) años siguientes, el costo base de comercialización se reducirá en un porcentaje anual equivalente la diferencia entre el 94 % y el valor de la variables determinado para el mercado j divido por cuatro (4).

En la resolución particular se establecerán los valores del costo base de comercializaciones aplicables.

(Fuente: R CREG 180/14, ANEXO 1 Num. 2)

Costo unitario de prestación del servicio

Costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional

ARTÍCULO 5.3.1.1. ÁMBITO DE APLICACION. Esta resolución se aplica a toda persona natural o jurídica que suministre energía eléctrica a usuarios finales regulados en el sistema interconectado nacional.

(Fuente: R CREG 031/97, art. 2)

ARTÍCULO 5.3.1.2. REGIMEN DE LIBERTAD REGULADA. Las tarifas a los usuarios finales regulados se someterán al régimen de libertad regulada definido en el numeral 10 del artículo 14 de la ley 142 y en esta resolución.

Toda persona que preste el servicio público de comercialización de electricidad, bajo el ámbito de aplicación de esta resolución, determinará el costo máximo de prestación del servicio, de acuerdo con las diferentes opciones tarifarias, dando aplicación a las fórmulas generales de costos establecidas en el anexo número uno de esta resolución y al costo base de comercialización que específicamente le apruebe la Comisión. Con base en el costo que así determine, el prestador del servicio de energía eléctrica establecerá las tarifas y cargos que puede cobrar a los usuarios.

Además de tales cargos, el comercializador podrá cobrar los costos de conexión y demás cargos que definirá la Comisión mediante resolución separada, antes del 30 de abril de 1997.

(Fuente: R CREG 031/97, art. 3)

ARTÍCULO 5.3.1.3. VIGENCIA DEL REGIMEN DE LIBERTAD REGULADA. Cada comercializador de electricidad podrá aplicar el régimen de libertad regulada a partir de la fecha en que empiecen a regir las fórmulas generales de costos establecidas en esta resolución y, además, se encuentre en firme el acto administrativo particular mediante el cual la Comisión apruebe el costo base de comercialización aplicable por el respectivo prestador del servicio.

Las fórmulas generales de costos y la metodología para determinar el costo base de comercialización, regirán por cinco años contados a partir del primero (1o. ) de enero de 1998 y hasta el 31 de diciembre del año 2002.

Vencido el período de vigencia de las fórmulas de costos y de la metodología de determinación del costo base de comercialización, continuarán rigiendo mientras la Comisión de Regulación de Energía y Gas no fije las nuevas.

El costo base de comercialización que la Comisión aprueba a cada comercializador de electricidad, regirá a partir del 1o. de enero de 1998 y por el plazo que reste entre la fecha en la cual quede en firme la resolución que lo apruebe y el 31 de diciembre del año 2002. En el caso en que, en fecha posterior al 1o. de enero de 1998 la comisión apruebe costos base de comercialización a comercializadores nuevos, o comercializadores existentes que quieran prestar el servicio en otros Mercados de Comercialización, según lo dispuesto en esta resolución, se entenderá que tales cargos serán vigentes hasta el 31 de diciembre del año 2002.

(Fuente: R CREG 031/97, art. 4)

ARTÍCULO 5.3.1.4. NATURALEZA DEL COSTO DE PRESTACION DEL SERVICIO. El costo unitario que resulta de aplicar la fórmula general de costos junto con el costo base de comercialización del respectivo prestador del servicio, es un costo máximo para cada una de las opciones tarifarias, que faculta al comercializador para aplicar un valor inferior, si tiene razones económicas comprobables que expliquen la existencia de costos inferiores. En todo caso al aplicar el régimen tarifario de libertad regulada el comercializador deberá cumplir el principio de neutralidad establecido en el artículo 87.2 de la Ley 142 de 1994 y los demás principios y normas que orientan el régimen tarifario, según las leyes.

(Fuente: R CREG 031/97, art. 5)

ARTÍCULO 5.3.1.5. RÉGIMEN DE LOS COSTOS QUE INCORPORA LA FÓRMULA GENERAL DE COSTOS. Las variaciones que se produzcan en la forma de cálculo de los valores de generación, transmisión, distribución y otros, debido a modificaciones del marco regulatorio de las respectivas actividades, no implican cambios en las fórmulas generales a que se refiere la presente resolución.

(Fuente: R CREG 031/97, art. 6)

ARTÍCULO 5.3.1.6. ALCANCE DEL COSTO DE COMERCIALIZACION. En el caso de comercializadores nuevos, o de comercializadores existentes a la fecha de expedición de esta resolución, que deseen atender usuarios de un mercado de comercialización distinto de aquel que se encuentran atendiendo a la citada fecha, deberán solicitar a la Comisión la aprobación de un costo base de comercialización. El costo base de comercialización que se apruebe será aplicable a cualquier usuario de ese mercado de comercialización que solicite ser atendido por ese comercializador.

(Fuente: R CREG 031/97, art. 8)

ARTÍCULO 5.3.1.7. APLICACION DE LAS NORMAS SOBRE SUBSIDIOS Y CONTRIBUCIONES. Una vez que el comercializador determine el costo de prestación del servicio de electricidad con base en la fórmula de costos establecida en la presente resolución, para efectos tarifarios estará sujeto a las condiciones que rigen los subsidios y contribuciones, según las normas pertinentes.

En resolución separada, la Comisión de Regulación de Energía y Gas establecerá los costos de prestación del servicio y la estructura tarifaria aplicables entre los meses de mayo y diciembre de 1997.

(Fuente: R CREG 031/97, art. 9)

ARTÍCULO 5.3.1.8. ACTUALIZACION DE LOS COSTOS Y LAS TARIFAS. Durante el período de vigencia de las fórmulas, los comercializadores podrán actualizar los costos de prestación del servicio, aplicando las variaciones en los índices de precios que las fórmulas contienen, con sujeción a las normas sobre subsidios y contribuciones.

PARAGRAFO. <Parágrafo derogado por el artículo 3 de la Resolución 112 de 2001>

(Fuente: R CREG 031/97, art. 10)

ARTÍCULO 5.3.1.9. MODIFICACION O PRORROGA DE LAS FORMULAS GENERALES DE COSTOS. Las fórmulas generales de costos y el costo base de comercialización de cada prestador del servicio, podrán modificarse, prorrogarse o revocarse, en las condiciones y conforme al procedimiento previsto por la ley.

(Fuente: R CREG 031/97, art. 11)

ARTÍCULO 5.3.1.10. INICIO DE LA ACTUACIÓN ADMINISTRATIVA PARA FIJAR NUEVOS COSTOS Y TARIFAS. Antes de doce meses de la fecha prevista para que termine la vigencia de las fórmulas, la Comisión de Regulación de Energía y Gas pondrá en conocimiento de los comercializadores las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar la fórmula del período siguiente.

(Fuente: R CREG 031/97, art. 12)

ARTÍCULO 5.3.1.11. PUBLICIDAD. El comercializador respectivo hará pública en forma simple y comprensible al público, por medio de un periódico de amplia circulación en los municipios donde preste el servicio, o en uno de circulación nacional, las tarifas que aplicará a los usuarios. Tal deber lo cumplirá antes de iniciar la aplicación del régimen de libertad regulada y cada vez que reajuste las tarifas. Los nuevos valores deberá comunicarlos a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

(Fuente: R CREG 031/97, art. 13)

Aplicación del índice de precios al consumidor (Ipc) en la actualización de componentes de las fórmulas tarifarias de los servicios de energía eléctrica y gas combustible

ARTÍCULO 5.3.2.1. OBJETO Y ALCANCE. La presente resolución incluye los ajustes a todos los componentes de las fórmulas de actualización vigentes que utilizan el Indice de Precios al Consumidor - IPC, para los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y de gas combustible.

(Fuente: R CREG 010/09, art. 1)

ARTÍCULO 5.3.2.2. AJUSTE A FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN. Modifícanse las resoluciones vigentes de la CREG que contienen dentro de sus fórmulas de actualización el Indice de Precios al Consumidor-IPC, en los siguientes términos:

Donde se aplica el factor:

Donde

m:	Hace referencia a un mes posterior a diciembre de 2008.
o:	Hace referencia al mes base de cálculo del cargo correspondiente, anterior a diciembre de 2008.

Debe aplicarse el factor:

Donde:

IPC_dic08	Corresponde al IPC publicado por el DANE para el mes de diciembre de 2008 con Base 98=100.
IPC_o	Corresponde al IPC publicado por el DANE para el mes base de cálculo del cargo correspondiente con Base 98=100.
IPC_m	Corresponde al IPC publicado por el DANE con la nueva base (Base 08=100) y con la nueva metodología.
IPC_dic08B100	Corresponde al IPC publicado por el DANE para diciembre de 2008, en este caso Base 08=100.

(Fuente: R CREG 010/09, art. 2)

ARTÍCULO 5.3.2.3. PROCEDIMIENTO ANTE RETRASOS EN LA PUBLICACIÓN DEL IPC. Ante cualquier retraso en la publicación del IPC, por parte del DANE, las empresas de energía eléctrica y gas combustible ajustarán los cargos con el último índice vigente.

Si el DANE publica el IPC en fecha posterior al día 14 del mes de cálculo, las empresas podrán ajustar los cargos conforme a lo establecido en el artículo 2o de la presente resolución.

En este evento y para efectos de la publicación de las tarifas, las empresas volverán a calcular y publicar sus tarifas para el respectivo mes.

(Fuente: R CREG 010/09, art. 3)

Opción tarifaria

Opción tarifaria para definir los costos máximos de prestación del servicio que podrán ser trasladados a los usuarios regulados del servicio público de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional

ARTÍCULO 5.4.1.1. OBJETO. Esta resolución tiene por objeto ofrecer una opción tarifaria que podrán aplicar los Comercializadores Minoristas en el Sistema Interconectado Nacional para calcular la tarifa del servicio público de electricidad a los usuarios finales regulados.

(Fuente: R CREG 168/08, art. 1)

ARTÍCULO 5.4.1.2. OPCIÓN TARIFARIA Y REQUISITOS PARA ACOGERSE A LA MISMA. Las empresas prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica, podrán continuar calculando la tarifa aplicable a los Usuarios Regulados según la fórmula tarifaria general establecida mediante la Resolución CREG 119 de 2007 u optar por calcular dicha tarifa de conformidad con las reglas que se definen en esta resolución.

Para acogerse a la opción tarifaria, las empresas deberán cumplir los siguientes requisitos:

1. La empresa deberá informar a la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG, y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios SSPD, mediante comunicación suscrita por el Representante Legal, la decisión de acogerse a la opción tarifaria en los términos previstos en esta resolución.

2. La opción tarifaria de que trata esta resolución solamente podrá ser aplicada por la respectiva empresa una vez se dé cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 125 de la Ley 142 de 1994 en relación con la actualización del Costo Unitario de Prestación del Servicio (CU) de que trata la Resolución CREG 119 de 2007 y la obligación de publicar la tarifa que resulte de aplicar la opción tarifaria. Esta publicación deberá ser remitida a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la CREG.

3. El término de vigencia de la opción tarifaria será un año después de la finalización del período tarifario vigente.

4. El Comercializador Minorista que haya escogido la opción tarifaria definida en la presente Resolución, podrá durante el término de vigencia señalado en el numeral anterior, definir su tarifa nuevamente a partir del Costo Unitario de Prestación de Servicio que resulte de aplicar la Resolución CREG 119 de 2007. La aplicación de la tarifa será inmediata una vez se dé cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 125 de la Ley 142 de 1994 y se haya informado a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, con copia a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

5. En este último caso los saldos acumulados que existiesen, no podrán ser trasladados en la tarifa al usuario final.

6. Para calcular el Costo Unitario de Prestación de Servicio resultante de la opción tarifaria, el Comercializador i del Mercado de Comercialización j utilizará la siguiente expresión:

Donde:

m:	Mes para el cual se calcula el Costo Unitario de Prestación del Servicio.
PV:	Porcentaje de Variación Mensual que se aplicará por el Comercializador Minorista sobre el CU. Tendrá un valor mínimo de 0% y un máximo de 2%. Este porcentaje deberá ser definido en valores discretos de 0.5.
SA_n,m,i,j:	Saldo Acumulado, expresado en $, del Comercializador i para el mes m en el nivel de tensión n del mercado de comercialización j, por las diferencias entre el Costo Unitario de Prestación del Servicio Calculado CUvc n,m,i,j y el Costo Unitario de Prestación del Servicio aplicado CUvn,m,i,j. A la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución dicho valor será cero.
VR_n,m-l,i,j:	Ventas de energía a usuarios regulados en el nivel de tensión n, en el mes m-1 efectuadas por el Comercializador i, en el mercado de comercialización j, expresado en kWh.
CU_{vc n,m,i,j}:	Costo Unitario de Prestación del Servicio, expresado en $/kWh, calculado para el mes m, conforme la Resolución CREG 119 de 2007, para los usuarios conectados en el nivel de tensión n del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j.
CU_vn,m-l,i,j:	Componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio, expresado en $/kWh, aplicado en el mes m-1, para el nivel de tensión n del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j.
r:	Tasa de interés nominal mensual que se le reconoce como máximo al Comercializador Minorista por los saldos acumulados en la variable SAn,m,i,j. Este valor equivaldrá al promedio de las tasas de créditos comerciales (ordinario) para un plazo entre 31 y 365 días reportadas por los Bancos, y publicado por el Banco de la República para la última semana que se encuentre disponible para el mes anterior al mes de cálculo.

7. Al momento de acogerse a la opción tarifaria el Comercializador Minorista deberá indicar el Porcentaje de Variación Mensual (PV) a aplicar. Cualquier modificación en la aplicación de la opción tarifaria deberá ser informada a la CREG y a la SSPD.

8. El Comercializador Minorista que se haya acogido a la opción tarifaria deberá mantener actualizada la información relativa a los Saldos Acumulados y el histórico de los valores que se trasladan a la tarifa del usuario final.

9. Además de lo establecido en la regulación vigente en relación con la información que debe contener la factura, el Comercializador Minorista deberá incluir el Costo de Prestación obtenido con la opción tarifaria y la tarifa que corresponda.

10. Una vez el Comercializador Minorista determine el costo máximo trasladable de prestación del servicio de electricidad con base en la opción tarifaria establecida en la presente resolución, aplicará las disposiciones vigentes sobre subsidios y contribuciones para efectos de determinar la tarifa.

PARÁGRAFO. Las empresas comercializadoras que estén aplicando la opción tarifaria de que trata la presente resolución podrán optar por trasladar inmediatamente a sus usuarios las reducciones tarifarias originadas por la disminución del costo unitario de prestación del servicio producto de la aplicación de las "Áreas de Distribución de Energía Eléctrica -ADD", de que trata la resolución CREG 058 de 2008, para lo cual deberán aplicar lo siguiente:

1. El comercializador minorista i calculará para el mes m, el nivel de tensión n y el Mercado de Comercialización j la diferencia entre el valor de CUv^c _n,m-1,i,j y CUv^c _n,m,i,j producida exclusivamente por la aplicación de las "Áreas de Distribución de Energía Eléctrica -ADD", de que trata la Resolución CREG 058 de 2008.

2. El valor del costo unitario de prestación de Servicio resultante de la opción tarifaria (CUv_n,m,i,j) para el mes m, nivel de tensión n y mercado de comercialización j será el resultado de la aplicación de la ecuación del numeral 6 de este artículo, menos el valor calculado en el numeral anterior. Esto solamente aplica si dicho valor es positivo, es decir si

(Fuente: R CREG 168/08, art. 2) (Fuente: R CREG 044/17, art. 1) (Fuente: R CREG 158/15, art. 1) (Fuente: R CREG 057/14, art. 1) (Fuente: R CREG 008/12, art. 1) (Fuente: R CREG 012/10, art. 1) (Fuente: R CREG 003/09, art. 1)

ARTÍCULO 5.4.1.3. DEFINICIÓN DE UN NUEVO PLAZO PARA LA APLICACIÓN DE LA OPCIÓN TARIFARIA DEFINIDA EN LA RESOLUCIÓN CREG 168 DE 2008. La opción tarifaria definida mediante la Resolución CREG 168 de 2008 se aplicará desde la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución y hasta por cinco años a partir de la vigencia de esta resolución.

PARÁGRAFO. Aquellos comercializadores que informen de la aplicación de la opción tarifaria en los términos del numeral 1 del artículo 2o de la Resolución CREG 168 de 2008 antes de la finalización del plazo señalado en este artículo podrán continuar trasladando los saldos acumulados a esa fecha en la tarifa hasta tanto estos se agoten.

(Fuente: R CREG 057/14, art. 1) (Fuente: R CREG 044/17, art. 1) (Fuente: R CREG 158/15, art. 1)

ARTÍCULO 5.4.2.1. OBJETO. Esta resolución tiene por objeto ofrecer una opción tarifaria que podrán aplicar los comercializadores minoristas en el Sistema Interconectado Nacional para calcular la tarifa del servicio público de electricidad a los usuarios finales regulados.

(Fuente: R CREG 012/20, art. 1)

ARTÍCULO 5.4.2.2. OPCIÓN TARIFARIA Y REQUISITOS PARA ACOGERSE A LA MISMA. Las empresas prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica, podrán continuar calculando la tarifa aplicable a los usuarios regulados según la fórmula tarifaria general establecida mediante la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya u optar por calcular dicha tarifa de conformidad con las reglas que se definen en esta resolución.

Para acogerse a la opción tarifaria, las empresas deberán cumplir los siguientes requisitos:

1. La empresa deberá informar a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, mediante comunicación suscrita por el Representante Legal, la decisión de acogerse a la opción tarifaria en los términos previstos en esta resolución.

2. La opción tarifaria de que trata esta resolución solamente podrá ser aplicada por la respectiva empresa una vez se dé cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 125 de la Ley 142 de 1994 en relación con la actualización del Costo Unitario de Prestación del Servicio, CU, y la obligación de publicar la tarifa que resulte de aplicar la opción tarifaria. Esta publicación deberá ser remitida a la SSPD y a la CREG.

3. El comercializador minorista que haya escogido la opción tarifaria definida en la presente resolución podrá definir su tarifa nuevamente a partir del CU. La aplicación de la tarifa será inmediata una vez se dé cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 125 de la Ley 142 de 1994 y se haya informado a la CREG, con copia a la SSPD.

4. En este último caso, los saldos acumulados que existiesen no podrán ser trasladados en la tarifa al usuario final.

5. Para calcular el CU resultante de la opción tarifaria, el Comercializador i del Mercado de Comercialización j utilizará las siguientes expresiones:

Donde:

m:	Mes para el cual se calcula el CU.
PV:	Porcentaje de Variación Mensual que se aplicará por el Comercializador Minorista sobre el CU. Tendrá un valor mínimo de 0,6%. Se podrán definir porcentajes mayores siempre y cuando sólo tengan una cifra decimal.
	Saldo Acumulado, expresado en $, del Comercializador i para el mes m en el nivel de tensión n del mercado de comercialización j, por las diferencias entre el CU calculado y el CU aplicado A la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución dicho valor será cero.
	Promedio de ventas de energía a usuarios regulados en el nivel de tensión n, de los últimos doce meses disponibles en el SUI y efectuadas por el Comercializador i, en el mercado de comercialización j, expresado en kWh, a quienes se les aplica la opción tarifaria.
	Componente variable del CU, expresado en $/kWh, calculado para el mes m, conforme la resolución vigente, para los usuarios conectados en el nivel de tensión n del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j.
	Componente variable del CU, expresado en $/kWh, aplicado en el mes m-1, para el nivel de tensión n del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j.
	Tasa de interés que se le reconoce al Comercializador Minorista por los saldos acumulados en la variable . Esta variable, igual para todos los usuarios, debe ser menor o igual al cálculo del promedio de las tasas de interés preferencial o corporativo, de los créditos comerciales vigentes de las últimas veinte y seis semanas previas al del cálculo de la tarifa a aplicar, ponderado con base en el monto colocado.

La fuente de información será la publicada por el Banco de la República de acuerdo con el Formato 441, Circular 100 de 1995 de la Superintendencia Financiera de Colombia. La tasa efectiva anual publicada en la columna "Total establecimientos" deberá calcularse de manera mensual, para su aplicación, utilizando la siguiente expresión.

Con:

	Tasa mensual a aplicar en el mes m.
	Tasa efectiva anual para calcular la tasa mensual a aplicar en el mes m.

6. Al momento de acogerse a la opción tarifaria el Comercializador Minorista deberá indicar el Porcentaje de Variación Mensual (PV) a aplicar y la tasa inicial a aplicar. Cualquier modificación en la aplicación de la opción tarifaria deberá ser informada a la CREG y a la SSPD.

7. El comercializador minorista que se haya acogido a la opción tarifaria deberá mantener actualizada la información relativa a los saldos acumulados y el histórico de los valores que se trasladan a la tarifa del usuario final.

8. Además de lo establecido en la regulación vigente en relación con la información que debe contener la factura, el comercializador minorista deberá incluir el costo de prestación obtenido con la opción tarifaria y la tarifa que corresponda.

9. El comercializador minorista deberá permitir que los usuarios puedan escoger entre la aplicación del y . Para tal fin, antes de iniciar con la primera aplicación de la opción tarifaria, el comercializador deberá:

a) Publicar en un periódico de circulación regional, en su página web y en volante anexo al recibo del servicio, información relacionada con la aplicación de la opción tarifaria con el fin de que el usuario pueda decidir si su facturación debe ser afectada por la opción tarifaria o no.

b) Disponer, en la página web del comercializador minorista, un espacio para que, durante el mes siguiente a la fecha del último aviso de los relacionados en el literal a), cada usuario pueda escoger entre la aplicación de la opción tarifaria, o la aplicación de las tarifas calculadas con base en la variable .

De manera general, el comercializador minorista considerará que la totalidad de los usuarios escogen la opción de aplicación de la opción tarifaria y excluirá aquellos que hayan escogido, en el término previsto para tal fin, la aplicación del costo unitario sin opción tarifaria.

10. Una vez el comercializador minorista determine el costo máximo trasladable de prestación del servicio de electricidad con base en la opción tarifaria escogida por el usuario, aplicará las disposiciones vigentes sobre subsidios y contribuciones para efectos de determinar la tarifa.

(Fuente: R CREG 012/20, art. 2)

ARTÍCULO 5.4.2.3. TRANSICIÓN. Los requisitos de los numerales 9 y 10 del artículo 2o serán de obligatoria aplicación para aquellas opciones tarifarias que inicien a partir del 1 de enero de 2022.

(Fuente: R CREG 012/20, art. 3)

Tarifas, subsidios, contribuciones y distritos de riego

Adecuación de los límites de factores de contribución, tarifas y subsidios a la fórmula tarifaria de la resolución 31 de 1997

ARTÍCULO 5.5.1.1. OPCIONES TARIFARIAS. El comercializador de electricidad únicamente podrá ofrecer opciones tarifarias que le permitan trasladar a sus usuarios la estructura de precios de las otras actividades involucradas en la prestación del servicio de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional.

PARAGRAFO 1o. Para los usuarios conectados al nivel de tensión uno, el usuario podrá escoger entre las diferentes opciones tarifarias que ofrece la empresa.

PARAGRAFO 2o. Para los usuarios conectados a niveles de tensión superiores al uno, el usuario podrá escoger entre las diferentes opciones tarifarias que ofrece el comercializador, condicionado a que se diferencie, por lo menos, el costo de la energía entregada en las horas de máxima demanda.

PARAGRAFO 3o. Para adecuar la infraestructura de medida de sus usuarios a lo dispuesto en este artículo, los comercializadores tendrán un plazo máximo de tres (3) años, contados a partir de la fecha en que entre a regir la resolución CREG-031 de 1997.

(Fuente: R CREG 079/97, art. 3)

Gradualidad con que se deben aplicar las tarifas de los servicios de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física, correspondientes a los usuarios que cambien de estrato por efecto de la reestratificación

ARTÍCULO 5.5.2.1. GRADUALIDAD PARA LA APLICACIÓN DE LAS TARIFAS CORRESPONDIENTES A LOS USUARIOS REESTRATIFICADOS. Los prestadores de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física, deberán aplicar de manera gradual la tarifa correspondiente al nuevo estrato asignado a los usuarios residenciales que sean reestratificados como resultado de la aplicación de la Ley 732 de 2002, durante un término de doce (12) meses siguientes a la adopción de la nueva estratificación. Al cabo de este plazo, las tarifas a aplicar deberán ser las correspondientes a cada estrato socioeconómico asignado a los usuarios.

La gradualidad se aplicará periódicamente, teniendo en cuenta los ciclos de facturación de las empresas, de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

n:	Número variando entre 1 y 12, que denota el mes contado a partir de la aplicación de la estratificación ordenada por la Ley 732 de 2001<sic, 2002>.
m:	Mes.
i:	Estrato socioeconómico.
Tarifa _m(g):	Tarifa gradual con la que se debe liquidar la prestación del servicio al usuario reestratificado en el mes m.
Tarifa _mi(b):	Tarifa vigente en el mes m correspondiente al estrato en que se encontraba el usuario en el período de facturación anterior a la aplicación de la nueva estratificación.
Tarifa _mi(a):	Tarifa vigente en el mes m correspondiente al estrato asignado por la nueva estratificación.

PARÁGRAFO. En el sector de gas combustible distribuido por red física, la gradualidad tarifaria deberá aplicarse de igual manera para el cargo fijo y el cargo variable.

(Fuente: R CREG 049/02, art. 1)

ARTÍCULO 5.5.2.2. PUBLICIDAD. Las tarifas resultantes de la gradualidad definida en el artículo anterior, se deberán publicar, conjuntamente con las demás tarifas, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 125 de la Ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 049/02, art. 2)

Fórmula para el cálculo de los subsidios aplicables al consumo de energía eléctrica y gas combustible por red de tubería de los usuarios residenciales de estrato 1 y 2

ARTÍCULO 5.5.3.1. A partir de la fecha de vigencia de la presente resolución, los prestadores del servicio público domiciliario de energía eléctrica y los prestadores del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por red de tubería calcularán los subsidios aplicables al consumo de los usuarios residenciales de estrato 1 y 2, aplicando las fórmulas, variables y disposiciones que se establecen en la presente resolución.

(Fuente: R CREG 003/21, art. 1)

ARTÍCULO 5.5.3.2. DEFINICIÓN DE VARIABLES. Las variables o componentes utilizadas en esta Resolución deberán entenderse en la forma como se define a continuación:

	Mes para el cual se calcula la tarifa.
	Primer mes de aplicación del subsidio de que trata la presente resolución.
	Consumo de Subsistencia.
	Costo de Prestación del Servicio para el mes de inicio mi.
	Costo de Prestación del Servicio para el mes de cálculo mc.
	Porcentaje de Subsidio para el estrato e, calculado para el mes de cálculo mc.
	Porcentaje de Subsidio para el estrato e, calculado para el primer mes de aplicación del subsidio de que trata la presente resolución.
	Tarifa a aplicar en el mes de inicio para el estrato e, en el rango de consumo entre cero (0) y el CS.
	Tarifa a aplicar en el mes de cálculo para el estrato e, en el rango de consumo entre cero (0) y el CS.
	Estrato socioeconómico uno (1) ó dos (2).
	Índice de Precios al Consumidor publicado por el DANE.

Para cada servicio público domiciliario, el Costo de Prestación del Servicio , se entenderá como:

Energía Eléctrica Sistema Interconectado Nacional (Resolución CREG-119 de 2007 o aquellas que la modifiquen, aclaren o sustituyan)	Costo Unitario Equivalente de prestación del servicio de energía Eléctrica ($/kWh), para los usuarios de estrato e conectados al nivel de tensión n, correspondiente al mes m, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j.
	Donde:
		Componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio ($/kWh) para los usuarios conectados al nivel de tensión n, correspondiente al mes m, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j calculado conforme a la Resolución CREG 119 de 2007 o aquellas que la modifiquen, aclaren o sustituyan.
		Componente fija del Costo Unitario de Prestación del Servicio ($/factura) correspondiente al mes m para el Mercado de Comercialización j calculado conforme a la Resolución CREG 119 de 2007 o aquellas que la modifiquen, aclaren o sustituyan.
		Consumo promedio facturado de cero hasta el consumo de subsistencia para el mes anterior al de inicio o de cálculo m, correspondiente al estrato e, nivel de tensión n, comercializador minorista i, y mercado de comercialización j.
Gas Combustible por Red de Tuberías (Resolución CREG-137 de 2013 o aquellas que las modifiquen, aclaren o sustituyan)	Es el Costo equivalente de Prestación del Servicio de Gas Combustible por Red expresado en ($/m3), aplicable en el mes m a los usuarios del estrato e, del Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j
	Donde:
		Componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por redes de tubería expresado en ($/m³), aplicable en el mes m a los usuarios del Mercado Relevante de Comercialización i y atendidos por el comercializador j.
		Componente fijo del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería expresado en ($/factura) aplicable en el mes m a los usuarios del Mercado Relevante de Comercialización i y atendidos por el comercializador j.
		Consumo promedio facturado de cero hasta el consumo de subsistencia para el mes anterior al de inicio o de cálculo m, correspondiente al estrato e del Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j.

PARÁGRAFO 1: Se entiende como Tarifa el valor resultante de aplicar al Costo de Prestación del Servicio el factor de subsidio o contribución que corresponda al usuario y la cual se ve reflejada en la factura.

PARÁGRAFO 2: En caso de que el valor de o sea igual a cero, dicho valor se tomará igual al consumo de subsistencia correspondiente.

(Fuente: R CREG 003/21, art. 2)

ARTÍCULO 5.5.3.3. CÁLCULO DEL PORCENTAJE DE SUBSIDIO. El porcentaje de subsidio de las tarifas de los usuarios de estratos 1 y 2 de los servicios de energía eléctrica y de gas combustible por red de tubería se calculará de la siguiente forma:

PARÁGRAFO 1. El subsidio expresado en pesos, que se discriminará en la factura del usuario, se determinará con la siguiente fórmula:

Donde:

Corresponde al Consumo facturado de cero hasta el consumo de subsistencia del usuario del estrato e, en el mes de cálculo.

PARAGRAFO 2. Teniendo en cuenta lo dispuesto por la Ley 142 de 1994 y la 1428 de 2010, para los casos en que la sea mayor que el el usuario debe pagar sólo el valor correspondiente , esto con el fin de evitar que usuarios de estrato 1 y 2 se encuentren pagando contribución sin ser sujeto de ello de acuerdo con lo dispuesto en la Ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 003/21, art. 3)

ARTÍCULO 5.5.3.4. LÍMITE MÁXIMO DE SUBSIDIO. Los porcentajes de subsidio para los usuarios de estrato 1 y 2 de los servicios de energía eléctrica y de gas combustible en relación con sus consumos básicos o de subsistencia deberán ser como máximo del 60% del Costo de prestación del servicio para el estrato 1 y como máximo del 50% para el estrato 2, así:

Estrato 1
Estrato 2

PARÁGRAFO. De conformidad con la Ley 1428 de 2010, los porcentajes máximos establecidos en el presente artículo no aplicarán para el servicio de energía eléctrica de las zonas no interconectadas.

(Fuente: R CREG 003/21, art. 4)

ARTÍCULO 5.5.3.5. TARIFA CALCULADA EN EL MES DE INICIO PARA EL CONSUMO DE BÁSICO O DE SUBSISTENCIA. Para enero de 2011, los prestadores del servicio ajustarán las tarifas aplicadas en el mes de diciembre de 2010 de los usuarios de estratos 1 y 2 de los servicios públicos de energía eléctrica y de gas combustible, de acuerdo con la siguiente fórmula:

PARÁGRAFO 1: Las tarifas aplicables a los usuarios de estrato 1 y 2 de los servicios de energía eléctrica y de gas combustible en mercados nuevos de comercialización para su primer mes de inicio se calcularán conforme las siguientes fórmulas:

Estrato 1:
Estrato 2:

(Fuente: R CREG 003/21, art. 5)

ARTÍCULO 5.5.3.6. VERIFICACIÓN DEL LÍMITE MÁXIMO DE SUBSIDIO PARA EL MES DE INICIO. Una vez se ajuste la tarifa conforme a lo definido en el artículo anterior, se comprobará que el porcentaje de subsidio de la tarifa en relación con el costo de prestación del servicio sea menor o igual al límite máximo de subsidios para cada estrato, en cuyo caso, la tarifa aplicable será la calculada conforme con el artículo 5o de la presente resolución.

En el caso que las tarifas impliquen el otorgamiento de subsidios por encima del 60% en el estrato 1 y 50% en el estrato 2, la tarifa a aplicar a los usuarios de los estratos 1 y 2 será la resultante de ajustar el costo de prestación de servicio del mes de cálculo a estos valores de la siguiente manera:

Estrato 1:
Estrato 2:

(Fuente: R CREG 003/21, art. 6)

ARTÍCULO 5.5.3.7. CÁLCULO MENSUAL DE LA TARIFA DEL CONSUMO DE SUBSISTENCIA PARA LOS USUARIOS DE ESTRATO 1 Y 2. La tarifa aplicable a los usuarios de estratos 1 y 2 de energía eléctrica y de gas combustible en los meses posteriores al mes de inicio, se hará de acuerdo con la siguiente fórmula:

PARÁGRAFO 1: Cuando en un mercado existente un comercializador no haya atendido usuarios de estrato e, la tarifa aplicable en el mes mc será la que resulte de aplicar al costo de prestación del servicio del nuevo comercializador, el mismo porcentaje de subsidio del mes anterior aplicable al comercializador incumbente.

(Fuente: R CREG 003/21, art. 7)

ARTÍCULO 5.5.3.8. VERIFICACIÓN MENSUAL DEL LÍMITE MÁXIMO DE SUBSIDIOS. Una vez se ajuste la tarifa conforme a lo definido en el artículo anterior, se comprobará que el porcentaje de subsidio de la tarifa en relación con el costo de prestación del servicio sea menor o igual al límite máximo de subsidios para cada estrato, en cuyo caso, la tarifa aplicable será la calculada conforme con el artículo 7o de la presente resolución.

En el caso que las tarifas impliquen el otorgamiento de subsidios por encima del 60% en el estrato 1 y 50% en el estrato 2, la tarifa a aplicar a los usuarios de los estratos 1 y 2 de los servicios públicos de energía eléctrica y de gas combustible por red de tubería será la resultante de ajustar el costo de prestación de servicio del mes de cálculo a estos valores de la siguiente manera:

Estrato 1:
Estrato 2:

(Fuente: R CREG 003/21, art. 8)

ARTÍCULO 5.5.3.9. APLICACIÓN TRANSITORIA DURANTE EL ESTADO DE EMERGENCIA SANITARIA. Mientras dure el estado de emergencia declarado por el Ministerio de Salud y Protección social mediante la Resolución 385 de 2020 y sus modificatorios, la tarifa aplicable a los usuarios de estratos 1 y 2 de energía eléctrica y de gas combustible en el consumo de subsistencia, en los meses posteriores al mes de inicio, se hará de acuerdo con la siguiente fórmula:

PARÁGRAFO: Cuando, en un mercado existente, un comercializador no haya atendido usuarios de estrato e, la tarifa aplicable en el mes mc será la que resulte de aplicar al costo de prestación del servicio del nuevo comercializador, el mismo porcentaje de subsidio del mes anterior aplicable al comercializador incumbente.

(Fuente: R CREG 003/21, art. 9)

ARTÍCULO 5.5.3.10. Siempre que el Ministerio de Minas y Energía disponga la aplicación del incremento de 10 puntos porcentuales al porcentaje de subsidio al consumo del servicio público domiciliario de gas combustible por red de los estratos 1 y 2, en desarrollo del Artículo 10 del Decreto 798 de 2020, se aplicarán las disposiciones y fórmulas que establece la Resolución 163 de 2020.

(Fuente: R CREG 003/21, art. 10)

Subsidios previstos en la Ley 1117 de 2006 artículo 3o, para los usuarios de los estratos socioeconómicos 1 y 2 de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y de gas combustible por red de tubería

ARTÍCULO 5.5.4.1. OBJETO Y ALCANCE. La presente resolución contiene los ajustes a la regulación vigente para incorporar lo dispuesto en el artículo 3o de la Ley 1117 de 2006. Las normas contenidas en esta Resolución permiten instrumentar, desde el punto de vista del régimen tarifario, el otorgamiento de los subsidios previstos en la citada ley, para los usuarios de los estratos socioeconómicos 1 y 2 de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y de gas combustible por red de tubería, y no ordenan gasto público.

La aplicación de tales subsidios por parte de las empresas, estará sujeta a lo que dispongan el Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos de la Nación-Ministerio de Minas y Energía, la Nación y las entidades territoriales sobre asignación de recursos de acuerdo con la facultad que les otorga la norma citada.

(Fuente: R CREG 001/07, art. 1)

ARTÍCULO 5.5.4.2. DEFINICIÓN DE VARIABLES. Las variables o componentes utilizadas en esta Resolución deberán entenderse en la forma como se define a continuación:

mc:	Mes para el cual se calcula la tarifa.
mi:	Primer mes de aplicación del subsidio de que trata la presente resolución.
CS:	Consumo de Subsistencia.
C_mi	Costo de Prestación del Servicio para el mes de inicio m_i.
C_mc	Costo de Prestación del Servicio para el mes de cálculo mc.
%S_mc,e	Porcentaje de Subsidio para el estrato e, calculado para el mes de cálculo mc.
%S_mi,e	Porcentaje de Subsidio para el estrato e, calculado para el primer mes de aplicación del subsidio de que trata la presente resolución.
	Tarifa a aplicar en el mes de inicio para el estrato e, en el rango de consumo entre cero (0) y el CS.
	Tarifa a aplicar en el mes de cálculo para el estrato e, en el rango de consumo entre cero (0) y el CS.
e	Estrato socioeconómico uno (1) ó dos (2).
IPC	Indice de Precios al Consumidor publicado por el DANE.

Para cada servicio público domiciliario el Costo de Prestación del Servicio C_mc, se entenderá como:

Energía Eléctrica Sistema Interconectado Nacional (Resolución CREG- 031 de 1997 o aquellas que la modifiquen, aclaren o sustituyan)	CU_n,m,t: Es el Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica ($/kWh), en el nivel de tensión n, para el mes m de inicio o de cálculo, del año t. Donde:
Gas Combustible por Red de Tuberías (Resolución CREG-057 de 1996 o aquellas que la modifiquen, aclaren o sustituyan)	MstEq: Es el Costo Promedio Máximo equivalente del Servicio de Gas Natural ($/m3), para el estrato e. Donde:
Gas Combustible por Red de Tuberías (Resolución CREG-011 de 2003 o aquellas que las modifiquen, aclaren o sustituyan)	Comsumo promedio facturado de cero hasta el consumo de subsistencia para el mes de anterior al de inicio o de cálculo m, correspondiente al estrato e.

PARÁGRAFO. Se entiende como Tarifa el valor resultante de aplicar al Costo de Prestación del Servicio el factor de subsidio o contribución que corresponda al usuario y la cual se ve reflejada en la factura.

PARÁGRAFO 2o. En el caso de mercados nuevos el Consumo Promedio facturado de cero hasta el consumo de subsistencia para el servicio público domiciliario de gas por tuberías, corresponderá en el primer mes de entrada en operación, al valor del consumo básico o de subsistencia definido para este servicio.

(Fuente: R CREG 001/07, art. 2) (Fuente: R CREG 006/07, art. 1)

ARTÍCULO 5.5.4.3. CÁLCULO DEL PORCENTAJE DE SUBSIDIO. El porcentaje de subsidio de las tarifas de los usuarios de estratos 1 y 2 de los servicios de energía eléctrica y de gas combustible por red de tubería se calculará de la siguiente forma:

PARÁGRAFO. El subsidio expresado en pesos, que se discriminará en la factura del usuario, se determinará con la siguiente fórmula:

Donde:

Corresponde al Consumo facturado de cero hasta el consumo de subsistencia del usuario del estrato e, en el mes de cálculo.

(Fuente: R CREG 001/07, art. 3)

ARTÍCULO 5.5.4.4. LÍMITE MÁXIMO DE SUBSIDIO. Los porcentajes de subsidio para los usuarios de estrato 1 y 2 de los servicios de energía eléctrica y de gas combustible en relación con sus consumos básicos o de subsistencia deberán ser como máximo del 60% del Costo de prestación del servicio para el estrato 1 y como máximo del 50% para el estrato 2, así:

Estrato 1
Estrato 2

PARÁGRAFO. De conformidad con el inciso 2o del artículo 3o de la Ley 1117 de 2006, los porcentajes máximos establecidos en el presente artículo no aplicarán para el servicio de energía eléctrica de las zonas no interconectadas.

(Fuente: R CREG 001/07, art. 4)

ARTÍCULO 5.5.4.5. TARIFA CALCULADA EN EL MES DE INICIO PARA EL CONSUMO DE BÁSICO O DE SUBSISTENCIA. Para enero de 2007, los prestadores del servicio ajustarán las tarifas aplicadas en el mes de diciembre de 2006 de los usuarios de estratos 1 y 2 de los servicios públicos de energía eléctrica y de gas combustible, de acuerdo con la variación que presente el costo de prestación del servicio así:

1. Variación positiva en el costo de prestación del servicio. Si el costo de prestación del servicio que se determina de acuerdo con la regulación vigente para enero de 2007 (C_mi) presenta una variación positiva en relación con el mes de diciembre de 2006, entendiendo que el es mayor o igual que el C_mi-1, la tarifa de diciembre de 2006 se ajustará con el factor Var.

Donde:

Var:

Es el menor valor resultante de la comparación entre la variación del Indice de Precios al Consumidor diciembre y noviembre de 2006 y la variación del costo de prestación del servicio de enero de 2007 y diciembre de 2006, así:

Aclarar que la variable Cm_mi utilizada en la definición del Var del artículo 5o, numeral 1 de la Resolución CREG-001 de 2007, equivale a C_mi y la variable Cm(_mi-1) equivale a C_(mc-1).

2. Variación negativa en el costo de prestación del servicio. Cuando el C_mi es menor que el C_mi-1, la tarifa será la que resulte de aplicar al costo de prestación del servicio de enero de 2007, el porcentaje de subsidio que se aplicó en diciembre de 2006, así:

(Fuente: R CREG 001/07, art. 5) (Fuente: R CREG 006/07, art. 1)

ARTÍCULO 5.5.4.6. VERIFICACIÓN DEL LÍMITE MÁXIMO DE SUBSIDIO PARA EL MES DE INICIO. Una vez se ajuste la tarifa conforme a lo definido en el artículo anterior, se comprobará que el porcentaje de subsidio de la tarifa en relación con el costo de prestación del servicio, sea menor o igual al límite máximo de subsidios para cada estrato, en cuyo caso, la tarifa aplicable será la calculada conforme con el artículo 5o de la presente resolución.

Estrato 1:
Estrato 2:

PARÁGRAFO 1o. Las ta rifas que a enero de 2007, contemplen subsidios por debajo del 50% del estrato 1 y del 40% del estrato 2, podrán ajustarse para este mes, con sujeción a lo previsto en el artículo 1o de esta resolución, de la siguiente manera:

Estrato 1:
Estrato 2:

PARÁGRAFO 2o. Las tarifas aplicables a los usuarios de estrato 1 y 2 de los servicios de energía eléctrica y de gas combustible en mercados nuevos de comercialización, se calcularán conforme al parágrafo 1o del presente artículo.

PARÁGRAFO 3o. Cuando usuarios de estrato 1 y 2 de los servicios de energía eléctrica y de gas combustible de un mercado existente sean atendidos por un nuevo comercializador, la tarifa aplicable en el mes de inicio de entrada en operación será la que resulte de aplicar al costo de prestación del servicio del nuevo comercializador, el mismo porcentaje de subsidio del mes anterior al cambio de prestador.

(Fuente: R CREG 001/07, art. 6)

ARTÍCULO 5.5.4.7. CÁLCULO MENSUAL DE LA TARIFA DEL CONSUMO DE SUBSISTENCIA PARA LOS USUARIOS DE ESTRATO 1 Y 2. Para determinar la tarifa aplicable a los usuarios de estratos 1 y 2 de energía eléctrica y de gas combustible en los meses posteriores al mes de inicio, el prestador de servicio calculará inicialmente el costo de prestación de servicio C_mc y luego verificará si la variación de este de un mes a otro es positiva o negativa y ajustará la tarifa, así:

1. Variación positiva en el costo de prestación del servicio: Si el costo de prestación del servicio que se determina de acuerdo con la regulación vigente presenta variación positiva, entendiendo que el C_mc es mayor o igual que el C_mc-1, la tarifa para el mes de cálculo será la que resulte de ajustar la del mes inmediatamente anterior con el factor Var, así:

Donde:

Var:

Es el menor valor resultante de la comparación entre la variación del Indice de Precios al Consumidor y la variación del costo de prestación del servicio, así:

<Variables aclaradas por el artículo 3 de la Resolución 6 de 2007,con el siguiente texto:> Aclarar que la variable Cm_mc utilizada en la definición del Var del artículo 7, numeral 1 de la Resolución CREG 001 de 2007, equivale a Cm y la variable Cm_(mc-1) equivale a C_(mc-1).

2. Variación ne gativa en el costo de prestación del servicio. Si el costo de prestación del servicio que se determina de acuerdo con la regulación vigente presenta variación negativa, entendiendo que el C_mc es menor que el C_mc-1, la tarifa al usuario será la que resulte de aplicar al costo de prestación del servicio de ese mes, el porcentaje de subsidio del mes anterior.

(Fuente: R CREG 001/07, art. 7) (Fuente: R CREG 006/07, art. 3)

ARTÍCULO 5.5.4.8. VERIFICACIÓN MENSUAL DEL LÍMITE MÁXIMO DE SUBSIDIOS. Una vez se ajuste la tarifa conforme a lo definido en el artículo anterior, se comprobará que el porcentaje de subsidio de la tarifa en relación con el costo de prestación del servicio, sea menor o igual al límite máximo de subsidios para cada estrato, en cuyo caso, la tarifa aplicable será la calculada conforme con el artículo 7o de la presente resolución.

Estrato 1:
Estrato 2:

(Fuente: R CREG 001/07, art. 8)

Aplicación del índice de precios al productor (IPP) en la actualización de componentes de las fórmulas tarifarias de los servicios de energía eléctrica y gas combustible

ARTÍCULO 5.5.5.1. OBJETO Y ALCANCE. La presente resolución incluye los ajustes a todos los componentes de las fórmulas de actualización vigentes que utilizan el Indice de Precios al Productor, IPP, para los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y de gas combustible.

(Fuente: R CREG 019/07, art. 1)

ARTÍCULO 5.5.5.2. ACLARACIÓN. En las resoluciones vigentes donde se dice "Indice de Precios al Productor publicado por el Banco de la República", se sustituye por "Indice de Precios al Productor publicado por la autoridad competente". Donde no se especifique la entidad a cargo de la publicación se entenderá que será la autoridad competente.

(Fuente: R CREG 019/07, art. 2)

ARTÍCULO 5.5.5.3. AJUSTE A FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN. Modifícanse las resoluciones vigentes que contengan dentro de sus fórmulas de actualización el Indice de Precios al Productor, en los siguientes términos:

Donde se aplica el factor:

Donde:

m:	Hace referencia a un mes posterior a diciembre de 2006.
o:	Hace referencia al mes base de cálculo del cargo correspondiente, anterior a diciembre de 2006.

Debe aplicarse el factor:

Donde:

IPP_dic06BR:	Corresponde al IPP publicado por el Banco de la República para el mes de diciembre de 2006.
IPP₀:	Corresponde al IPP publicado por el Banco de la República para el mes base de cálculo del cargo correspondiente.
IPP_m:	Corresponde al IPP publicado por la autoridad competente con la nueva base y con la nueva metodología.
IPP_dic06B100:	Corresponde al IPP publicado por la Autoridad Competente para diciembre de 2006, en este caso =100.

(Fuente: R CREG 019/07, art. 3)

ARTÍCULO 5.5.5.4. PROCEDIMIENTO ANTE RETRASOS EN LA PUBLICACIÓN DEL IPP. Ante cualquier retraso en la publicación del IPP, por parte de la autoridad competente, las comercializadoras de energía eléctrica y gas combustible publicarán sus tarifas con el último índice vigente.

Si la comercializadora publica las tarifas sin la actualización por IPP y antes del día 14 del respectivo mes la entidad competente lo publica, la empresa volverá a calcular y publicar sus tarifas para el respectivo mes.

Si la entidad competente publica el IPP en fecha posterior a la prevista en el inciso 2o de este artículo, la empresa deberá ajustar la tarifa conforme lo establecido en el artículo 5o de la presente resolución.

PARÁGRAFO. Para el ASIC y el LAC se mantienen los plazos establecidos en la regulación vigente, esto es, la publicación del Mm los 5 primeros días hábiles del mes, y los cargos correspondientes al STN y STR los primeros ocho días calendario del mes.

Si se supera el plazo establecido para el ASIC y el LAC en las Resoluciones CREG- 005 de 2000 y CREG-008 de 2003 respectivamente, sin conocerse el valor del IPP, el ASIC y el LAC publicarán nuevamente los valores de Mm, y los cargos estimados de STN y STR tan pronto se conozca el índice correspondiente.

(Fuente: R CREG 019/07, art. 4)

ARTÍCULO 5.5.5.5. PROCEDIMIENTO PARA EL AJUSTE. De conformidad con lo dispuesto en el artículo anterior, cuando sea necesario realizar ajustes a la facturación, los comercializadores deben calcular dicho ajuste con la siguiente expresión:

donde:

A_m:	Valor del ajuste en el mes m.
Q_m:	Valor de los consumos en el mes m.
C₀:	Componente tarifario a ajustar en el mes base de cálculo del componente correspondiente.
m:	Mes en el cual se realiza el ajuste
IPP_m:	Corresponde al IPP publicado por la autoridad competente para el mes m.
IPP₀:	Corresponde al IPP publicado por la autoridad competente para el mes base de cálculo del cargo correspondiente.

(Fuente: R CREG 019/07, art. 5)

Medidas transitorias para el pago de las facturas del servicio de energía eléctrica

ARTÍCULO 5.5.6.1. OBJETO. En esta, resolución se establecen reglas transitorias relacionadas con el pago del valor de la factura por concepto del servicio público domiciliario de energía, eléctrica, y la aplicación de la opción tarifaria definida en la Resolución CREG 012 de 2020, para los usuarios regulados del Sistema Interconectado Nacional, en aplicación de lo definido en el artículo 3 del Decreto Legislativo 517 de 2020.

PARÁGRAFO. Las reglas transitorias establecidas en esta resolución no aplican a los conceptos diferentes al del consumo de energía eléctrica, que estén incluidos en la factura del usuario.

(Fuente: R CREG 058/20, art. 1)

ARTÍCULO 5.5.6.2. CONSUMOS SUJETOS DEL PAGO DIFERIDO. <Apartes tachados NULOS> En el caso de los usuarios residenciales de los estratos 1 y 2, será sujeto del pago diferido el valor^- asociado con el consumo del periodo facturado que supere el consumo básico o de subsistencia.

Para los usuarios residenciales del estrato 3, será sujeto del pago diferido el valor asociado con el consumo, menos el subsidio que aplica al usuario.

Para los usuarios residenciales del estrato 4, será sujeto del pago diferido el valor del consumo total.

(Fuente: R CREG 058/20, art. 2)

ARTÍCULO 5.5.6.3. APLICACIÓN POR PARTE DE LOS COMERCIALÍZADORES. <Aparte tachado en cuanto los estratos 3 y 4 NULOS> Todos los comercializadores deberán ofrecer^- a sus usuarios residenciales de estrato 1 a 4 <estato 1 y 2> opciones de pago diferido del valor de la factura por concepto del servicio público domiciliario de energía, eléctrica, que incluyan como mínimo las condiciones definidas en esta resolución.

<Inciso NULO> Para los demás usuarios regulados, antes de realizar la suspensión del servicio por falta, de pago, el comercializador deberá ofrecer opciones de pago diferido del valor de la factura por concepto del servicio público domiciliario de energía eléctrica, aplicando las tasas establecidas en esta resolución.

(Fuente: R CREG 058/20, art. 3)

ARTÍCULO 5.5.6.4. OBJETO. En esta, resolución se establecen reglas transitorias relacionadas con el pago del valor de la factura por concepto del servicio público domiciliario de energía, eléctrica, y la aplicación de la opción tarifaria definida en la Resolución CREG 012 de 2020, para los usuarios regulados del Sistema Interconectado Nacional, en aplicación de lo definido en el artículo 3 del Decreto Legislativo 517 de 2020.

PARÁGRAFO. Las reglas transitorias establecidas en esta resolución no aplican a los conceptos diferentes al del consumo de energía eléctrica, que estén incluidos en la factura del usuario.

&$ARTÍCULO 2. CONSUMOS SUJETOS DEL PAGO DIFERIDO. <Apartes tachados NULOS> En el caso de los usuarios residenciales de los estratos 1 y 2, será sujeto del pago diferido el valor^- asociado con el consumo del periodo facturado que supere el consumo básico o de subsistencia.

Para los usuarios residenciales del estrato 3, será sujeto del pago diferido el valor asociado con el consumo, menos el subsidio que aplica al usuario.

Para los usuarios residenciales del estrato 4, será sujeto del pago diferido el valor del consumo total.

&$ARTÍCULO 3. APLICACIÓN POR PARTE DE LOS COMERCIALÍZADORES. <Aparte tachado en cuanto los estratos 3 y 4 NULOS> Todos los comercializadores deberán ofrecer^- a sus usuarios residenciales de estrato 1 a 4 <estato 1 y 2> opciones de pago diferido del valor de la factura por concepto del servicio público domiciliario de energía, eléctrica, que incluyan como mínimo las condiciones definidas en esta resolución.

(Fuente: R CREG 058/20, art. 4) (Fuente: R CREG 108/20, art. 2)

ARTÍCULO 5.5.6.5. ACEPTACIÓN DE LA OPCIÓN DE PAGO DIFERIDO POR PARTE DE LOS USUARIOS. <Aparte tachado en cuanto los estratos 3 y 4 NULOS> Los usuarios residenciales de estrato 1 a 4 <estato 1 y 2> deben tener la posibilidad de escoger si se acogen a la opción de pago diferido establecida en esta resolución, o si continúan pagando la factura, del servicio de energía eléctrica en las condiciones previamente establecidas en los contratos de condiciones uniformes.

<Aparte tachado en cuanto los estratos 3 y 4 NULOS> Se entenderá que un usuario residencial de estrato 1 a 4 <estato 1 y 2> se acoge a la medida de pago diferido cuando no realiza el pago de la factura en el plazo previsto por la empresa.

PARÁGRAFO 1. La aceptación de la opción del pago diferido debe hacerse de manera individual para cada una de las facturas objeto de la medida.

PARÁGRAFO 2. En caso de incumplimiento del pago diferido, el comercializador podrá realizar la suspensión del servicio.

(Fuente: R CREG 058/20, art. 5)

ARTÍCULO 5.5.6.6. INFORMACIÓN MÍNIMA PARA EL USUARIO. Con la factura y en la página web del comercializador, se deberá informar al usuario como mínimo lo siguiente: condiciones de aceptación de la opción de pago diferido, tasa de financiación aplicable, fecha de inicio del pago, período de pago y opciones de pago anticipado del valor diferido.

Una vez se empiecen a realizar los pagos, el comercializador deberá informar^- al usuario, con la factura, lo siguiente: valor a pagar en la factura, el saldo total a pagar, la fecha de inicio y finalización de pagos, el plazo de pago y demás condiciones relacionadas con el financiamiento de la factura.

PARÁGRAFO. Para las facturas ya expedidas se deberá informar por medios alternos.

(Fuente: R CREG 058/20, art. 6)

ARTÍCULO 5.5.6.7. TASA DE FINANCIACIÓN. <Aparte tachado en cuanto los estratos 3 y 4 NULOS> Los comercializadores deberán aplicar a los usuarios residenciales de estratos 1 a 4 <estatos 1 y 2> el menor valor entre: i) la tasa de los créditos que el comercializador adquiera para esta financiación; ii) la tasa preferencial más doscientos puntos básicos y iii) la tasa resultante de los mecanismos de compensación que disponga la Nación directa o indirectamente o a través de entidades bilaterales o multilaterales.

Para los demás usuarios regulados se deberá aplicar el menor valor entre: i) la tasa de los créditos que el comercializador adquiera para esta financiación y, ii) el promedio entre la tasa preferencial y la tasa de interés bancario corriente.

<*> La tasa preferencial corresponde a la tasa de interés preferencial o corporativo de los créditos comerciales, de la última semana disponible antes de facturar, en la página de la Superintendencia Financiera para el Total Establecimientos de Crédito.

La tasa de interés bancario corriente corresponde a la tasa de consumo y ordinarios certificada por la Superintendencia Financiera, y vigente durante el mes de expedición de la factura.

(Fuente: R CREG 058/20, art. 7) (Fuente: R CREG 064/20, art. 1)

ARTÍCULO 5.5.6.8. PERÍODO DE GRACIA. <Aparte tachado en cuanto los estratos 3 y 4 NULOS> El comercializador deberá ofrecer a los usuarios residenciales de estratos 1 a 4 <estato 1 y 2> un período de gracia para que el primer pago de cada factura diferida se realice cuatro (4) meses después de la fecha de vencimiento inicial de la factura.

En las cuotas a pagar por la financiación de las facturas, el comercializador podrá incluir los intereses ocasionados durante el período de gracia, a la misma tasa definida en esta resolución.

(Fuente: R CREG 058/20, art. 8) (Fuente: R CREG 152/20, art. 2)

ARTÍCULO 5.5.6.9. PERÍODO DE PAGO. <Aparte tachados NULOS> El comercializador deberá ofrecer a los usuarios los siguientes períodos de pago:

a. Para usuarios residenciales de estratos 1 y 2, un período de pago de treinta y seis (36) meses.

b. Para usuarios residenciales de estratos 3 y 4, un período de pago de veinticuatro (24) meses.

c. Para los demás usuarios regulados, el plazo será el acordado entre las partes.

(Fuente: R CREG 058/20, art. 9)

ARTÍCULO 5.5.6.10. PAGO ANTICIPADO. Los usuarios que se acojan a la medida de pago diferido prevista en esta resolución podrán cancelar en cualquier momento el saldo total a pagar de cada factura, sin aplicación de sanciones por parte del comercializador.

(Fuente: R CREG 058/20, art. 10)

ARTÍCULO 5.5.6.11. APLICACIÓN DE CARGOS DE TRANSMISIÓN, DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN. Los prestadores de las actividades de transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica podrán cobrar un valor menor al máximo aprobado para la remuneración de sus respectivas actividades, considerando lo dispuesto en el numeral 34.1 del artículo 34 de la Ley 142 de 1994.

Para la aplicación de lo anterior, los prestadores de las actividades de transmisión y distribución deben informar al LAC el valor del ingreso o cargo a aplicar, para que éste los considere en los cálculos correspondientes.

Los comercializadores deben incluir la reducción del cargo de comercialización en el costo unitario de prestación del servicio.

El valor del ingreso o cargo a aplicar deberá ser informado al LAC, referenciado al mes base según la metodología de ingresos que le aplique. Dicho valor deberá ser reportado por los prestadores mínimo dos (2) días antes de la fecha de la publicación de los cargos estimados o preliminares, y cargos definitivos o factura, según corresponda.

(Fuente: R CREG 058/20, art. 11)

ARTÍCULO 5.5.6.12. APLICACIÓN DE LA OPCIÓN TARIFARIA. A partir de la expedición de la presente resolución y hasta dos (2) meses después del 30 de mayo de 2020 los comercializadores deben aplicar la opción tarifaria definida en la Resolución CREG 012 de 2020 cuando se presente un incremento superior al 3% en el Costo Unitario de Prestación del Servicio o en cualquiera de sus componentes.

Para la aplicación de la opción tarifaria se deberá utilizar la variable PV de la siguiente manera: i) PV con un valor igual a cero (0) desde la expedición de la presente resolución hasta el 30 de noviembre de 2020, ii) PV con un valor mayor que cero (0) y menor que 0.6% después del 30 de noviembre de 2020 y hasta el 30 de enero de 2021 y iii) PV con las condiciones definidas en la Resolución CREG 012 de 2020 después del 30 de enero de 2021.

Los comercializadores que a la fecha de expedición de la presente resolución estén aplicando la opción tarifaria definida en la Resolución CREG 012 de 2020, deberán utilizar la variable PV de la misma manera señalada en el párrafo anterior.

PARÁGRAFO. La información relacionada con la aplicación de la opción tarifaria deberá ser informada al usuario con la factura y en la página web del comercializador.

(Fuente: R CREG 058/20, art. 12) (Fuente: R CREG 152/20, art. 3) (Fuente: R CREG 108/20, art. 3)

ARTÍCULO 5.5.6.13. MEDIDAS TRANSITORIAS PARA MEDICIÓN POR CONSUMOS PROMEDIOS. Durante el tiempo que dure la emergencia sanitaria y cuando por prohibición expresa de los usuarios o por causas ajenas a su debida diligencia, el comercializador de energía no pueda realizar la actividad de lectura de los equipos de medida, podrá realizar la medición con base en consumos promedios de otros períodos del mismo suscriptor o usuario.

El comercializador deberá demostrar, ante la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, que adelantó todas las gestiones para realizar la medición individual, y que el uso de consumos promedios no fue el resultado de su acción u omisión.

PARÁGRAFO 1o. Los comercializadores podrán disponer de los medios tecnológicos que permitan al usuario, cuando así lo decida, enviar la lectura de su medidor con la cual se pueda emitir la factura.

PARÁGRAFO 2o. Una vez se pueda volver a realizar la lectura real del consumo del usuario, se deberán ajustar los valores objeto del pago diferido que haya solicitado el usuario, utilizando para cada mes el consumo promedio obtenido de la diferencia entre las dos lecturas reales, antes y después del uso de medición promedio, y el número de meses en que se utilizó esta medición.

(Fuente: R CREG 058/20, art. 14) (Fuente: R CREG 064/20, art. 2)

ARTÍCULO 5.5.6.14. MEDIDAS TRANSITORIAS PARA EL CONSUMO Y PAGO DIFERIDO EN LOS SISTEMAS DE COMERCIALIZACIÓN PREPAGO. <Durante el tiempo que dure la emergencia sanitaria, para los usuarios que forman parte de un sistema de comercialización prepago, queda suspendido el descuento del 10% establecido en el artículo 1o de la Resolución CREG 046 de 2012, a fin de que todo el valor sea destinado al consumo de energía eléctrica.

Si el usuario lo solicita, el comercializador deberá garantizarle la recarga de la energía correspondiente para los meses de mayo y junio, tomando como referencia el promedio de los últimos tres (3) meses de recarga que haya realizado el usuario. A estos consumos le aplicarán las mismas reglas de pago diferido establecidas en el Decreto 517 de 2020, y en la Resolución CREG 058 de 2020, según corresponda.

El comercializador debe disponer de medios para que el usuario con medición prepago se informe de manera adecuada para manifestar que se acoge a esta medida.

PARÁGRAFO. Teniendo en cuenta que, conforme lo dispuesto en el artículo 2o de la Resolución CREG 046 de 2012, la información registrada por el comercializador en su sistema de comercialización prepago hace las veces de factura, deberá adicionarse la información aquí contenida para que el usuario tenga conocimiento de las condiciones en que deberá realizar el pago diferido.

(Fuente: R CREG 058/20, art. 15) (Fuente: R CREG 064/20, art. 3)

ARTÍCULO 5.5.6.15. MEDIDAS TRANSITORIAS PARA FACTURACIÓN FLEXIBLE EN ZONAS DE DIFÍCIL ACCESO. <Los comercializadores que adoptaron la condición especial de prestación del servicio denominada facturación flexible, conforme la Resolución CREG 037 de 2018, al calcular las facturas de los usuarios, deberán considerar el pago diferido de las facturas de los meses abril, mayo y junio al cual tienen derecho los usuarios.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá, D.C. a 14 ABR. 2020

MARÍA FERNANDA SUÁREZ LONDOÑO

Ministra de Minas y Energía

(Fuente: R CREG 058/20, art. 16) (Fuente: R CREG 064/20, art. 4)

Publicación de tarifas

Normas sobre publicación de tarifas por parte de los comercializadores de energía eléctrica y distribuidores-comercializadores de gas combustible, y sobre inclusión en las facturas de elementos que determinan el cobro del servicio de electricidad

ARTÍCULO 5.6.1.1. AMBITO DE APLICACIÓN. La presente Resolución aplica a los comercializadores de energía eléctrica y a los distribuidores-comercializadores de gas combustible que atiendan usuarios finales de estos servicios.

(Fuente: R CREG 058/00, art. 1)

ARTÍCULO 5.6.1.2. Los comercializadores de energía eléctrica y los distribuidores- comercializadores de gas combustible publicarán en forma simple y comprensible, cada vez que se modifiquen, las tarifas que aplicarán a los usuarios, en un periódico de amplia circulación en los municipios donde prestan el servicio, o en uno de circulación nacional. Una vez hecha la publicación deberán comunicar los nuevos valores a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

Las publicaciones sobre tarifas deberán hacerse con la desagregación de costos de prestación del servicio en la forma señalada en el Artículo 1o. de la Resolución CREG-015 de 1999, o en las normas que lo adicionen, sustituyan o modifiquen.

PARAGRAFO 1o. Los comercializadores de energía eléctrica y distribuidores- comercializadores de gas combustible, sólo podrán aplicar las nuevas tarifas a los consumos que se causen a partir de la publicación de dichas tarifas.

PARAGRAFO 2o. Los comercializadores de energía eléctrica deberán publicar, en los términos definidos en este Artículo, los Indicadores de Calidad (metas DES y FES) vigentes o Valores Máximos Admisibles, definidos por la regulación vigente para cada mercado atendido.

(Fuente: R CREG 058/00, art. 2)

ARTÍCULO 5.6.1.3. Los comercializadores de energía eléctrica y distribuidores- comercializadores de gas combustible deberán reportar a través del portal en Internet de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, las tarifas que publiquen de conformidad con lo establecido en el Artículo 1o. de la presente Resolución. La Dirección Ejecutiva de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, a través de Circular, informará los procedimientos y fecha de puesta en funcionamiento del mecanismo señalado en el presente Artículo.

PARAGRAFO. La responsabilidad, veracidad y oportunidad en el suministro de la información de acuerdo con los procedimientos definidos por la Dirección Ejecutiva de la CREG, corresponderá a los agentes comercializadores y/o distribuidores-comercializadores, sin perjuicio de lo establecido en la Ley 142 de 1994, Artículo 73, inciso final y en la Resolución CREG-064 de 1998.

(Fuente: R CREG 058/00, art. 3)

Usuarios no regulados

Disposiciones adicionales sobre el mercado competitivo de energía eléctrica

Disposiciones generales

ARTÍCULO 5.7.1.1.1. LIMITES PARA CONTRATACION EN EL MERCADO COMPETITIVO. A partir de la vigencia de la presente resolución, se establecen los siguientes límites de potencia o energía mensuales para que un usuario pueda contratar el suministro de energía en el mercado competitivo:

* Hasta el 31 de diciembre de 1999 0.5 MW o 270 MWh

* A partir del 1o. de enero del 2000 0.1 MW o 55 MWh

PARAGRAFO. Para verificar las condiciones que deben cumplir los usuarios para comercializar en el mercado competitivo, se aplicará lo establecido en el Anexo No. 1 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 131/98, art. 2)

ARTÍCULO 5.7.1.1.2. EQUIPOS DE MEDICION. Es requisito indispensable para acceder al mercado competitivo, que el usuario instale un equipo de medición con capacidad para efectuar telemedida, de modo que permita determinar la energía transada hora a hora, de acuerdo con los requisitos establecidos en el Código de Medida del Código de Redes y el Reglamento de Distribución.

(Fuente: R CREG 131/98, art. 3)

ARTÍCULO 5.7.1.1.3. OBLIGACION DE ESTAR REPRESENTADO POR UN COMERCIALIZADOR. Todo usuario no regulado debe estar representado por un comercializador ante el mercado mayorista.

(Fuente: R CREG 131/98, art. 4)

ARTÍCULO 5.7.1.1.4. OBLIGACION DE RECAUDAR LA CONTRIBUCION DE SOLIDARIDAD. En las facturas de los usuarios pertenecientes al mercado competitivo de energía que, de acuerdo con las normas legales que rigen la materia, están sujetos a la contribución de solidaridad de que trata la Ley 142 de 1994, los comercializadores deberán distinguir entre el valor que corresponde al servicio y dicha contribución, en las condiciones establecidas en la Resolución CREG-093 de 1994, o las normas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 131/98, art. 5)

ARTÍCULO 5.7.1.1.5. NEUTRALIDAD. Al vender electricidad en el mercado competitivo, los comercializadores no discriminarán entre personas o clases de personas, salvo que puedan demostrar que las diferencias en los precios reflejan diferencias en los costos por las circunstancias de dicha venta. A los comercializadores les está prohibido emplear prácticas para restringir, distorsionar o evitar la competencia en la generación o comercialización de la electricidad.

(Fuente: R CREG 131/98, art. 6)

ARTÍCULO 5.7.1.1.6. REGLAS SOBRE COMERCIALIZADORES. Sin excepción, todos los comercializadores de energía en el Sistema Interconectado Nacional estarán sujetos a lo establecido en la Resolución CREG-054 de 1994, o las disposiciones que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 131/98, art. 7)

Elegibilidad para comercialización en el mercado competitivo (Anexo 1)

ARTÍCULO 5.7.1.2.1. Elegibilidad para comercialización en el mercado competitivo (Anexo 1). 1. Para el suministro de energía eléctrica, los comercializadores tratarán como usuarios no regulados a aquellos cuya demanda de energía, de potencia o ambas, medida en un solo sitio individual de entrega, cumpla con el límite establecido en cada período según el artículo 2o de la presente resolución. En cualquier momento que el usuario regulado cumpla con estos requisitos, podrá pasar al mercado no regulado incluso si implica cambio de comercializador sin que para ello deba cumplir el período mínimo de permanencia que se establece en la Resolución CREG 108 de 1997. No obstante, un usuario que cumpla con estas características mantendrá su condición de usuario regulado mientras en forma expresa no indique lo contrario, y cumpla con los requisitos de medición establecidos en el artículo 3o de la presente resolución.

Se exceptúan de esta forma de cálculo, los usuarios operadores de las Zonas Francas para los cuales seguirá vigentes la Resolución CREG-046 de 1996. Igualmente, se exceptúan los usuarios que estaban siendo atendidos por generadores privados bajo condiciones de precios no regulados al momento de entrar en vigencia la Resolución CREG-054 de 1994, quienes podrán contratar su energía en el mercado competitivo sin sujeción a los límites de consumo mensual aquí establecidos.

2. Para determinar si la demanda de un usuario cumple con los límites establecidos para el mercado competitivo, el comercializador deberá tener en cuenta:

a) Para instalaciones existentes, la demanda de potencia o de energía se calculará como el promedio de las facturaciones mensuales, bajo condiciones normales de operación, medida en el sitio individual de entrega durante los últimos 6 meses anteriores a la fecha en que se verifica la condición. Para estos efectos no se podrán agregar demandas o consumos de las distintas instalaciones legalizadas ya sea que estas pertenezcan a un único usuario o a varios de ellos.

b) Las instalaciones existentes que no cumplan con esta condición, pero prevén aumentar sus requerimientos de energía en forma tal que superen el límite vigente para comercializar en el mercado competitivo, podrán ser considerados usuarios no regulados, sujetos al cumplimiento de los límites establecidos durante cada uno de los primeros seis (6) meses de suministro en condiciones competitivas. El incumplimiento de esta condición dará lugar a la cancelación del contrato y a la refacturación de los consumos con las tarifas aplicables a los usuarios regulados, aplicando los intereses moratorios del caso, por parte del comercializador del mercado regulado que prestaba previamente el servicio a tal usuario.

c) A las nuevas instalaciones, se les calculará una demanda promedio esperada, con referencia a las características de demanda de un usuario de condiciones similares ya conectado; sin embargo, los nuevos usuarios podrán demostrar que las características de su negocio e instalaciones producirán demandas mensuales superiores a los límites establecidos, de acuerdo con procedimientos técnicos apropiados. Si la demanda de energía y/o potencia del usuario durante cada uno de los primeros seis (6) meses de operación, resulta ser inferior al límite establecido, se aplicará lo dispuesto en el literal anterior, por parte del comercializador con mayor número de usuarios regulados en el mercado de comercialización respectivo.

d) Se exceptúan de las condiciones anteriores de demanda promedio los usuarios que desarrollen actividades agroindustriales que procesen cosechas de carácter estacional, quienes podrán formar parte del mercado competitivo si demuestran que superan el límite vigente de potencia o energía al menos durante tres (3) meses consecutivos durante cada año.

3. Para registrar ante el administrador del sistema de intercambios comerciales una frontera comercial correspondiente a un usuario no regulado, se deberá adjuntar una certificación, suscrita por el comercializador que presta servicio a tal usuario, de que se cumplen las condiciones establecidas en el artículo 15o. de la Resolución CREG-108 de 1997 para el cambio de comercializador, con excepción del plazo de doce (12) meses para usuarios no regulados, siempre y cuando el plazo del contrato anterior haya sido pactado libremente entre las partes.

Para efectos de lo establecido en este numeral, no se requerirá la certificación de que trata el inciso anterior cuando al comercializador que está representando la frontera se le haya iniciado programa de limitación de suministro, conforme a lo establecido en el artículo 6o de la Resolución CREG 116 de 1998 o aquellas que la modifiquen o sustituyan, salvo que el ASIC haya sido informado, con antelación y por escrito por el mencionado comercializador, de que el usuario se encuentra en mora en el pago de alguna de las facturas emitidas conforme a lo acordado en el contrato suscrito con el usuario. Las partes serán responsables por los daños y perjuicios que puedan causar a la otra por el eventual incumplimiento del contrato.

4. El comercializador que registre una frontera comercial de un usuario no regulado, es responsable ante el mercado por sus consumos hasta tanto tal usuario tenga vigente una nueva situación contractual con otro comercializador y este último registre la frontera comercial del usuario respectivo. En consecuencia, la inexistencia de una relación contractual entre un usuario no regulado y el comercializador responsable de la respectiva frontera comercial ante el mercado mayorista, es causal de suspensión del servicio.

5. Si durante la vigencia de un contrato la demanda promedio de un usuario atendido por un comercializador como parte del mercado competitivo se reduce en forma tal que resulta inferior al límite establecido, dicho usuario podrá seguir siendo atendido como usuario no regulado y continuar contratando su energía en el mercado competitivo, sin sujeción a los límites de consumo mensual aquí establecidos.

6. El no pago de las facturas de un usuario no regulado, de acuerdo con las condiciones de facturación y pago pactadas en el contrato, dará lugar a la suspensión del servicio por parte del comercializador, quien podrá contratar la realización de tal actividad. Si la suspensión debe hacerse desde una subestación del operador del Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local, este último deberá ejecutar las maniobras que solicite el comercializador, sin que haya lugar al cobro de tales maniobras. La no realización de las maniobras solicitadas por el comercializador hará responsable al operador del Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local de los daños y perjuicios que se ocasionen.

7. El no pago de los cargos por uso del Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local por parte del comercializador de un usuario no regulado, de acuerdo con las condiciones de facturación y pago pactadas en el contrato entre las partes, facultará al transportador a suspender el servicio a los usuarios atendidos por tal comercializador.

8. Los comercializadores continuarán atendiendo como usuarios no regulados a quienes durante la vigencia del contrato hayan sido admitidos en concordato, caso en el cual no procederá la terminación del contrato por esa causal, ni la suspensión o corte del servicio por créditos insolutos a favor del comercializador causados antes de la convocatoria o admisión del concordato, de acuerdo con lo establecido en los artículos 103 y 104 de la Ley 222 de 1995.

A partir del vencimiento del plazo del respectivo contrato de suministro en condiciones de mercado competitivo, si la demanda promedio, medida sobre un período de seis meses, del usuario atendido por un comercializador en condiciones de no regulado, se reduce en forma tal que resulta inferior al límite establecido, dicho usuario perderá su condición de no regulado y en consecuencia, será atendido como usuario regulado por el comercializador que escoja libremente. Si al vencimiento del término del contrato de suministro en condiciones de mercado competitivo, el usuario no ha elegido un nuevo comercializador, deberá ser atendido como usuario regulado por el mismo comercializador en la forma prevista en el artículo 104 de la Ley 222 de 1995, siempre y cuando dicho comercializador tenga Costo base de Comercialización (Co*) aprobado por la Comisión. En caso de que el Comercializador no tenga Co* aprobado el usuario regulado deberá ser atendido en la forma prevista en el citado artículo 104, por el comercializador que atienda el mayor número de usuarios regulados en el respectivo Mercado de Comercialización donde se encuentre el usuario. En este último caso, las deudas originadas en la relación contractual anterior deberán ser cobradas al usuario dentro del proceso concordatario.

(Fuente: R CREG 131/98, ANEXO 1) (Fuente: R CREG 038/10, art. 1) (Fuente: R CREG 183/09, art. 4) (Fuente: R CREG 183/09, art. 3) (Fuente: R CREG 183/09, art. 2)

Reglas relativas al cambio de usuarios entre el mercado no regulado y el mercado regulado y se adoptan otras disposiciones

ARTÍCULO 5.7.1.3.1. REGLAS RELATIVAS AL CAMBIO ENTRE EL MERCADO NO REGULADO Y EL MERCADO REGULADO: El usuario no regulado que cumpliendo con los requisitos mínimos para ostentar dicha condición decida pasar al mercado regulado debe mantenerse en este mercado y ser atendido como usuario regulado por un período mínimo de tres (3) años.

Durante este período el usuario podrá cambiar de comercializador conforme a lo establecido en la regulación vigente.

Sin perjuicio de lo anterior, los contratos de prestación del servicio a término fijo que se celebren con usuarios regulados se regirán por el plazo que en ellos se establezca.

(Fuente: R CREG 183/09, art. 1)

ARTÍCULO 5.7.1.3.2. PLAZO MÍNIMO DE CONTRATOS CELEBRADOS CON USUARIOS NO REGULADOS. Los contratos que celebren los comercializadores con usuarios no regulados no podrán tener un plazo inferior a un año.

Sin perjuicio de lo anterior, los contratos de prestación del servicio a término fijo que se celebren con usuarios no regulados con un plazo superior a un año se regirán por el plazo que en ellos se establezca.

(Fuente: R CREG 183/09, art. 5)

Registro de información de contratos de usuarios no regulados

ARTÍCULO 5.7.2.1. REGISTRO DE INFORMACIÓN DE CONTRATOS DE USUARIOS NO REGULADOS. La solicitud de registro de la información de los contratos de usuarios no regulados, de que trata la Resolución CREG 135 de 1997 o aquellas que la modifiquen o sustituyan, deberá presentarse ante el ASIC, por parte del comercializador, a más tardar el quinto día calendario anterior a la fecha de cálculo de los mecanismos de cubrimiento que el agente debe constituir, sean estos mensuales o semanales. La solicitud de registro de nuevas condiciones en la información de los contratos de usuarios no regulados que hayan sido previamente registrados deberá presentarse con la misma antelación.

El ASIC publicará los datos básicos del contrato en un medio electrónico. Adicionalmente, para la publicación de la información de que trata la Resolución CREG 135 de 1997, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, se tendrá en cuenta que la información se presentará por mercado y por comercializador, incluyendo únicamente las cantidades reales de consumo, y los precios actualizados para cada contrato, los cuales deberán ser reportados por los comercializadores teniendo en cuenta el procedimiento que diseñe el ASIC, conforme se establece en la Resolución CREG 135 de 1997 o en aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 157/11, art. 27)

Regulación relativa a los cargos asociados con la conexión del servicio público domiciliario de electricidad para usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional

ARTÍCULO 5.8.1. REGIMEN TARIFARIO DE LIBERTAD. Se someten al Régimen de Libertad de Tarifa las siguientes actividades asociadas con el Servicio de Conexión: El Suministro e Instalación del equipo de medición, el Suministro de los Materiales de la Acometida y la Ejecución de la Obra de Conexión.

El Prestador del Servicio tiene el deber de informar a todo Usuario Potencial que presente una Solicitud de Conexión, cuáles de las actividades a las que se refiere el presente Artículo aquél está en capacidad de ejecutar, así como el derecho del Usuario Potencial de optar por contratarlas con un tercero debidamente autorizado por la autoridad competente, siempre y cuando se cumpla con los requisitos técnicos que sobre la materia estén vigentes. Así mismo, el prestador del servicio deberá mantener disponible para los Usuarios Potenciales una lista actualizada de precios, así como información relativa al plazo de ejecución que ofrece para realizar estas actividades.

(Fuente: R CREG 225/97, art. 3)

ARTÍCULO 5.8.2. REGIMEN TARIFARIO DE LIBERTAD REGULADA. Las actividades de estudio de conexión y de calibración inicial de medidor de Energía de tipo electromecánico, revisión de la instalación de la conexión, configuración y programación del medidor, se someterán al régimen de libertad regulada de acuerdo con lo que se determina a continuación:

a) Estudio de Conexión: De conformidad con lo establecido en el artículo 95 de la ley 142 de 1994, está prohibido el cobro de los estudios, formularios o solicitudes de conexión, salvo que los mismos sean particularmente complejos, caso en el cual, su costo detallado podrá cobrarse al interesado.

b) PARAGRAFO 1o.: En ningún caso podrá cobrarse los estudios a los que se refiere el literal a) del presente artículo a los suscriptores o usuarios de los estratos 1, 2, y 3.

PARAGRAFO 2o. Aquellas solicitudes que impliquen Estudios de Conexión Particularmente Complejos, y que por lo tanto requieran Estudio Preliminar con proyecto, podrán aplicar un cargo asociado con la revisión de dicho estudio no superior al 20% del Salario Mínimo Mensual Legal Vigente.

PARAGRAFO 3o. Cuando el constructor de un condominio, urbanización o copropiedad de tipo residencial o comercial haya cubierto los respectivos cargos de conexión, el prestador del servicio no podrá en ningún caso volverlos a cobrar al usuario final.

b) Por la calibración Inicial del Medidor de Energía se podrá cobrar un cargo igual al cargo vigente a la fecha de expedición de esta resolución, actualizado anualmente por el IPP.

La actividad Calibración Inicial del Medidor de Energía permanecerá en régimen tarifario de libertad regulada hasta el 31 de Diciembre de 1998 o cuando la Comisión encuentre evidencia de que existe competencia. Para ese entonces la CREG decidirá, a la luz del nivel de competencia que se presente, si continúa igual o cambia de régimen.

c) Revisión de la Instalación de la Conexión, Configuración y Programación del Medidor

Sólo se podrá cobrar por los conceptos involucrados en este literal los costos eficientes en que incurra la empresa asociados con el personal, en términos de horas-hombre, y el transporte del mismo al sitio de la conexión.

El Prestador del Servicio deberá aplicar los criterios anteriores para determinar los cargos por concepto de revisión de la instalación de la conexión y configuración y programación del medidor, e informarlos a la CREG. Esta última podrá modificar el valor informado por el Prestador del Servicio, en caso de que así lo juzgue necesario.

PARAGRAFO. Cuando el usuario solicite al Prestador del Servicio una revisión de la instalación de la conexión, este último podrá cobrar el correspondiente cargo, salvo que la obra de conexión la haya efectuado el Prestador del Servicio.

(Fuente: R CREG 225/97, art. 4)

ARTÍCULO 5.8.3. SERVICIOS COMPLEMENTARIOS ASOCIADOS CON LA CONEXION. El régimen y los cargos aplicables a estos servicios son los siguientes:

a) Servicio de Calibración del Equipo de Medida Posterior a la Calibración Inicial para equipos de tipo electromecánico.

Cuando un usuario solicite expresamente el Servicio de Calibración del Equipo de Medida Electromecánico y el Prestador del Servicio esté en capacidad de ofrecerlo, este último podrá aplicar las normas previstas en el Artículo 4 de la presente Resolución.

Cuando la calibración de los equipos electromecánicos de medida sea realizada por iniciativa del Prestador del Servicio, no dará lugar a ningún cobro por parte de éste.

b) Reconexión y Reinstalación del Servicio.

Los prestadores del servicio podrán cobrar cargos por reconexión y reinstalación del servicio, cuando incurran en costos por realizar esas actividades. Los contratos de condiciones uniformes especificarán cuales son los costos que representan esas actividades y expresarán, de manera objetiva cómo cuantificarlos, teniendo en cuenta el costo de la mano de obra y del transporte en que incurren. En todo caso, los prestadores del servicio, no podrán cobrar servicios no prestados ni conceptos no indicados en el contrato de condiciones uniformes.

(Fuente: R CREG 225/97, art. 5)

ARTÍCULO 5.8.4. NORMAS ADICIONALES. Las ampliaciones de carga que impliquen cambio en la Conexión y las remodelaciones de inmuebles que afecten la Conexión, así como cualquier daño total o parcial de los elementos que la componen, darán lugar, según el caso, a un cargo al usuario teniendo en cuenta lo previsto en esta resolución.

(Fuente: R CREG 225/97, art. 6)

ARTÍCULO 5.8.5. PROHIBICION DE COBRAR DERECHOS DE SUMINISTRO, FORMULARIOS DE SOLICITUD Y OTROS SERVICIOS O BIENES SEMEJANTES. De acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 95 de la Ley 142 de 1994, está prohibido el cobro de derechos de suministro, formularios de solicitud y otros servicios o bienes semejantes. Así mismo no podrán efectuarse cobros adicionales a los previstos en la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 225/97, art. 7)

ARTÍCULO 5.8.6. PUBLICIDAD. Los cargos a que se refiere esta Resolución deberán ser publicados por el Prestador del Servicio en el mes de enero de cada año, especificando cuáles de las actividades asociadas con el Servicio de Conexión está en capacidad de ofrecer y cuáles pueden ser ejecutadas por terceros.

(Fuente: R CREG 225/97, art. 8)

Facturación (Información de ahorro de energía en facturas y facturación conjunta)

Reglamentación del decreto 2668 de 1999, en relación con el cobro de los costos de facturación conjunta de los servicios de aseo y alcantarillado por parte de las empresas prestadoras de los servicios de electricidad y gas combustible

ARTÍCULO 5.9.1.1. AMBITO DE APLICACION. La presente resolución aplica a las empresas distribuidoras-comercializadoras y comercializadoras que prestan los servicios públicos domiciliarios de electricidad y gas combustible, exclusivamente para efectos de la facturación conjunta prevista en el Decreto 2668 de 1999.

(Fuente: R CREG 006/00, art. 1)

ARTÍCULO 5.9.1.2. COBRO DE COSTOS DIRECTOS DE FACTURACION CONJUNTA. De conformidad con lo establecido en el Decreto 2668 de 1999, los costos para generar la factura, distribuirla a sus usuarios y hacer el recaudo por todo concepto, que podrán cobrar las empresas señaladas en el artículo anterior, a las empresas prestadoras de los servicios de aseo y alcantarillado, cuando facturen conjuntamente estos servicios en cumplimiento del artículo 4o. del Decreto 2668 de 1999, se cobrarán de la siguiente manera:

a) Las empresas distribuidoras-comercializadoras y comercializadoras de electricidad y gas combustible deberán realizar sus estudios de costos de facturación conjunta por los conceptos señalados en el parágrafo 3o. del artículo 2o. del Decreto 2668 de 1999, establecer y publicar los mismos, e informarlos a la CREG, a más tardar al 31 de diciembre de 2000;

b) Los costos adoptados por las empresas señaladas, aplicarán para cualquier empresa de servicio de aseo o alcantarillado que le solicite el servicio de facturación conjunta;

c) El estudio de costos marginales a que se refiere este artículo podrá ser planteado en términos de costos de la empresa concedente o de los costos evitados a la empresa solicitante;

d) La CREG podrá pronunciarse sobre la evaluación que haga de tales estudios, dentro de los tres meses siguientes a la fecha de la presentación del respectivo estudio.

PARAGRAFO 1o. Los costos establecidos en la forma antes indicada solamente podrán ser cobrados a las empresas prestadoras de los servicios de aseo y alcantarillado. La forma de cobro de estos costos a los usuarios finales de estos servicios se sujetará a lo que la Comisión de Agua Potable y Saneamiento Básico disponga en ejercicio de sus facultades.

PARAGRAFO 2o. Las empresas distribuidoras-comercializadoras y comercializadoras de los servicios públicos domiciliarios de electricidad y de gas combustible no podrán transferir a sus usuarios en los costos de facturación de estos servicios, los costos directos de facturación conjunta de los servicios de aseo y alcantarillado.

PARAGRAFO 3o. En los respectivos contratos que se suscribirán para la facturación conjunta, las empresas señaladas en el artículo 1o. de esta resolución podrán pactar con las empresas prestadoras de los servicios de energía eléctrica y gas combustible que hagan uso de la facultad otorgada por el artículo 4o. del Decreto 2668 de 1999, el pago anticipado de los costos directos de facturación conjunta, o podrán exigirles el otorgamiento de garantías que le permitan cubrirse contra su riesgo de cartera.

(Fuente: R CREG 006/00, art. 2)

ARTÍCULO 5.9.1.3. ESTUDIOS DE FACTIBILIDAD DE LA FACTURACION CONJUNTA. Para efectos de determinar si, de conformidad con lo establecido en el artículo 4o. del Decreto 2668 de 1999, no existen razones técnicas insalvables para la facturación conjunta, las empresas prestadoras de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible deberán exigir a las empresas solicitantes que con la solicitud de facturación conjunta, se aporte la siguiente información:

- Estudio de rotación de cartera de la empresa solicitante.

- Estudio de compatibilización de predios a facturar.

- Información completa sobre el número de usuarios a facturar y detalle completo de los mecanismos o parámetros de determinación del consumo de conformidad con lo establecido en el artículo 144 de la Ley 142 de 1994.

Si del análisis de la información antes señalada se encuentra que se presenta cualquiera de las siguientes condiciones, se entenderá existen razones técnicas insalvables, las cuales deberán ser acreditadas ante la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios por la empresa que recibió la solicitud:

a) Que la rotación de cartera de la empresa solicitante sea mayor que la de la empresa distribuidora-comercializadora o comercializadora de electricidad o gas combustible que recibió la solicitud;

b) Que el número de usuarios de la empresa solicitante sea mayor que los atendidos y facturados por la empresa que recibió la solicitud.

(Fuente: R CREG 006/00, art. 3)

ARTÍCULO 5.9.1.4. CONTENIDO DE LAS FACTURAS. Las empresas distribuidoras-comercializadoras y comercializadoras de los servicios de electricidad y gas no podrán alterar el contenido mínimo de las facturas establecido por la Comisión de Regulación de Energía y Gas para tales servicios.

En todo caso, estas empresas deberán dar cumplimiento a las normas contenidas en los artículos 14.9, 130, 144, 146 y Capítulo VI del Título VIII, en relación con todos los servicios que facturen.

La cuenta de cobro correspondiente a los servicios de electricidad o de gas combustible deberá presentarse de manera separada de la cuenta de cobro correspondiente a la de los servicios de aseo y alcantarillado. En caso de ser necesario utilizar varias hojas para una misma factura por el cobro de estos servicios, las empresas podrán hacerlo.

(Fuente: R CREG 006/00, art. 4)

Inclusión de información en las facturas del servicio, para promover el uso eficiente y el ahorro de energía eléctrica

ARTÍCULO 5.9.2.1. PROMOCIÓN DEL USO EFICIENTE Y AHORRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Los comercializadores publicarán en un sitio fácilmente visible de las facturas de sus usuarios regulados y no regulados, sean estas impresas o electrónicas, información en la que promuevan el uso eficiente y el ahorro de la energía eléctrica. Esta información deberá publicarse trimestralmente.

A partir del segundo mes calendario siguiente al momento en que conforme a la información publicada por XM el nivel agregado de los aportes hidrológicos promedio mes, en energía (GWh), del Sistema Interconectado Nacional de un mes sea menor del 90% del promedio histórico de aportes, las empresas deberán hacer la publicación de que trata este artículo en cada facturación que remitan a sus usuarios. La publicación deberá hacerse con esta periodicidad hasta tanto el promedio referido sea igual o mayor al 90%.

PARÁGRAFO. Los comercializadores de energía eléctrica deberán incluir en las facturas la información de que trata este artículo a más tardar en la facturación que se emita a partir del primero de noviembre de 2014.

(Fuente: R CREG 123/14, art. 1)

Usuarios ubicados en barrios subnormales

Prestación del servicio de energía eléctrica en barrios subnormales conectados al Sistema Interconectado Nacional, SIN

ARTÍCULO 5.10.1.1. AMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica para la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica en Barrios Subnormales, conectados al Sistema Interconectado Nacional.

Se entenderá por Prestación del Servicio de Energía Eléctrica a Barrios Subnormales, el suministro de electricidad a usuarios residentes en asentamientos humanos que han sido clasificados como tales por la autoridad competente y que además reúnen las siguientes características:

1. Que no tenga servicio público domiciliario de energía eléctrica o que éste se obtenga a través de derivaciones del Sistema de Distribución Local o de una Acometida, efectuadas sin aprobación del respectivo Operador de Red;

2. Que no se trate de zonas donde se deba suspender el servicio público domiciliario de electricidad, de conformidad con el artículo 139.2 de la Ley 142 de 1994 o las respectivas normas de la Ley 388 de 1997.

(Fuente: R CREG 120/01, art. 1)

ARTÍCULO 5.10.1.2. SUSCRIPCIÓN DE CONVENIOS PARA LA NORMALIZACIÓN DE LOS CIRCUITOS SUBNORMALES Y DE LAS CONEXIONES DE LOS USUARIOS. Los Operadores de Red, a cuyo STR o SDL se conectan Circuitos Subnormales, permitirán que éstos continúen conectados, únicamente si sirven a usuarios de Barrios Subnormales en proceso de adecuación a los lineamientos del ordenamiento territorial del respectivo municipio o Distrito, y cumplen cualquiera de las siguientes condiciones:

3.1 Que el Operador de Red haya incluido o incluya en su Plan de Expansión la normalización de las Redes de Uso General asociadas con el Circuito Subnormal, según las disposiciones de la Resolución CREG-070 de 1998 y demás normas que la adicionen, modifiquen o sustituyan.

3.2 Que el Operador de Red no considere en su Plan de Expansión la normalización de las Redes de Uso General asociadas con el Circuito Subnormal, pero que exista el compromiso de un tercero, como el municipio u otras personas, dispuesto a financiar la ejecución de la Normalización de los Circuitos Subnormales.

PARÁGRAFO 1o. Si el Operador de Red ha incluido o incluye en su Plan de Expansión el Proyecto correspondiente a la normalización de las Redes de Uso General asociadas con un Circuito Subnormal, o existe un tercero comprometido con su financiación, se deberá suscribir un convenio entre el Operador de Red, el tercero comprometido con la financiación, si es del caso, el Suscriptor del Servicio en Barrio Subnormal, donde se determine claramente: el período en el cual se llevará a cabo la Normalización del Circuito Subnormal y la Normalización de las Conexiones de los usuarios; los compromisos que adquiere cada una de las partes en relación con dichas actividades. De acuerdo con la regulación vigente, corresponde al municipio realizar las inversiones asociadas con el Alumbrado Público.

El plazo que se acuerde entre las partes para la normalización de las Redes de Uso General asociadas con el Circuito Subnormal, no podrá superar dos (2) años; en todo caso, dicho plazo deberá establecerse teniendo en cuenta la valoración del riesgo asociado con el estado real del Circuito Subnormal respectivo, que realice el Operador de Red. Vencido el plazo pactado, el Operador de Red podrá desconectar el Circuito Subnormal o permitir que siga conectado bajo su exclusiva responsabilidad.

PARÁGRAFO 2o. En el caso de los Circuitos Subnormales que se encuentren en operación en la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, se tendrá un plazo máximo de seis (6) meses contados de esta fecha, para la suscripción del convenio de que trata el presente artículo, sin perjuicio de que el Circuito sea desconectado por el Operador de Red teniendo en cuenta la va loración de riesgo referida en el parágrafo anterior.

En el caso de Circuitos Subnormales que surjan en una fecha posterior a la de entrada en vigencia de la presente resolución, los Operadores de Red no permitirán que estos circuitos se energicen hasta tanto se firme el convenio de que trata este artículo.

PARÁGRAFO 3o. Una vez firmado el convenio de que trata el presente artículo, y establecido el plan de inversiones, la CREG, a solicitud del Operador de Red, podrá definir un esquema para la fijación de un cargo para retribuir las inversiones correspondientes.

PARÁGRAFO 4o. Una vez se realice la Normalización de los Circuitos Subnormales, a solicitud de parte interesada, se procederá a reconocer al Operador de Red; al tercero que financió dichas actividades; o al municipio, en caso que se haya hecho cargo de la Normalización, según sea el caso, la remuneración sobre tales activos que corresponda de conformidad con la metodología de remuneración vigente.

PARÁGRAFO 5o. Si vencido cualquiera de los plazos establecidos en los parágrafos 1o. y 2o., no se ha cumplido el objetivo respectivo, por causas no imputables al Operador de Red, éste último podrá proceder a la desconexión del Circuito Subnormal, para lo cual podrá solicitar Amparo Policivo a la autoridad competente, de conformidad con el artículo 29 de la Ley 142 de 1994.

Realizada la desconexión del Circuito Subnormal, se entenderá que como resultado de la libre iniciativa, no existen agentes interesados en asumir la prestación del servicio de energía eléctrica a los usuarios conectados al Circuito Subnormal. Por lo tanto, corresponderá al municipio adoptar las medidas previstas en el artículo 6o. de la Ley 142 de 1994, para garantizar la prestación del servicio.

PARÁGRAFO 6o. Como requisito previo para la suscripción de los Convenios de que trata el parágrafo 1o. del presente artículo, el Alcalde del respectivo municipio deberá informar al Operador de Red el estrato al que pertenece el Suscriptor del Barrio Subnormal, y el Suscriptor del Barrio Subnormal deberá informar al Operador de Red el nombre del Comercializador que ha elegido para la prestación del servicio.

PARÁGRAFO 7o. Durante la vigencia del convenio que se suscriba en virtud de lo dispuesto en esta resolución, la operación de los activos eléctricos que conforman el Circuito Subnormal solamente podrá ser realizada por el Operador de Red.

PARÁGRAFO 8o. Los Operadores de Red deberán permitir la normalización individual de usuarios, siempre que éstos lo soliciten y cumplan las condiciones previstas en la regulación para la prestación normal del servicio.

(Fuente: R CREG 120/01, art. 3)

ARTÍCULO 5.10.1.3. PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA A USUARIOS CONECTADOS A UN CIRCUITO SUBNORMAL. Los Usuarios conectados a un Circuito Subnormal, que reúnan las características definidas en el artículo anterior, podrán obtener el servicio de electricidad a través de un contrato de prestación del servicio que para el efecto podrá celebrar el Suscriptor del Servicio en Barrio Subnormal, con el comercializador que dicho Suscriptor elija.

En tales contratos se deberán incluir las siguientes condiciones especiales, que regirán transitoriamente y durante los períodos asociados a los plazos establecidos en los parágrafos 1o. y 2o. del artículo 3o. de esta resolución:

4.1 Equipo de medida. Se deberá instalar un equipo de medida cercano al Punto de Conexión del Circuito Subnormal, el cual deberá cumplir con las normas técnicas establecidas en la Resolución CREG-070 de 1998 y demás normas que la adicionen, modifiquen o sustituyan.

Si el equipo de medida no se encuentra en el Nivel de Tensión del Punto de Conexión del Circuito Subnormal, las medidas se referirán a dicho nivel utilizando un factor que refleje las pérdidas del transformador correspondiente, el cual en ningún caso podrá ser superior a 1.04 de la energía transformada.

4.2 Determinación del consumo facturable. El consumo facturable al Suscriptor del Servicio en Barrio Subnormal se establecerá con base en la diferencia, entre dos lecturas consecutivas, del registro del equipo de medida de que trata el numeral 4.1 del presente artículo.

De acuerdo con el inciso 2o. del artículo 146 de la Ley 142 de 1994, cuando, sin acción u omisión de las partes, durante un período no sea posible medir los consumos razonablemente con instrumentos, su valor podrá establecerse, según disponga el Contrato de Prestación del Servicio, con base en consumos promedios de otros períodos del mismo suscriptor, en los consumos promedios de suscriptores que estén en circunstancias similares, o en aforos individuales.

4.3 Determinación del Número de Usuarios que representa el Suscriptor del Servicio en Barrio Subnormal. Para efectos de aplicar el Consumo de Subsistencia y la conexión de nuevos usuarios, se determinará el número de usuarios que representa el Suscriptor del Servicio en Barrio Subnormal, y se pactará en el Contrato de Prestación del Servicio el mecanismo de inclusión de nuevos usuarios. El Consumo de Subsistencia se aplicará de acuerdo con lo que establezca el Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos de la Nación (Ministerio de Minas y Energía).

4.4 Nivel de tensión. Se entenderá que el Suscriptor del Servicio en Barrio Subnormal, pertenece al Nivel de Tensión en el cual se encuentra ubicado el Punto de Conexión del respectivo Circuito Subnormal. En consecuencia, los cargos por uso de STR y/o SDL que se considerarán para efectos de determinar el Costo de Prestación del Servicio, serán los aprobados por la CREG para el Nivel de Tensión en el cual se encuentra ubicado el Punto de Conexión del Circuito Subnormal.

4.5 Facturación. El Comercializador emitirá la Factura de Servicios Públicos a nombre del Suscriptor del Servicio en Barrio Subnormal, con la frecuencia y modalidad que las partes convengan.

4.6 Compensación por incumplimiento de los estándares de calidad del servicio prestado. El comercializador que atiende al Suscriptor del Servicio en Barrio Subnormal, calculará el valor a compensar a éste por calidad del servicio prestado, a partir de los indicadores de calidad del circuito, en el cual se encuentre el Punto de Conexión del Circuito Subnormal respectivo.

Adicionalmente, en los contratos de prestación del servicio se podrán pactar condiciones especiales, tales como: garantías de pago; suspensiones periódicas del servicio considerando razones de orden técnico o económico que así lo exijan, en cuyo caso no se contabilizarán en el cálculo de los indicadores de calidad del servicio prestado, establecidos por la regulación; y otras que las partes acuerden.

PARÁGRAFO 1o. El Suscriptor del Servicio en Barrio Subnormal, de que trata el presente artículo, deberá ser la misma persona que represente a los Usuarios conectados al Circuito Subnormal en los convenios de que trata el artículo 3o. de la presente resolución, y tendrá dentro de sus funciones el recaudo para el pago de la factura, la elaboración del censo de usuarios, el control de nuevos usuarios y las demás actividades que se pacten. En todo caso, el Suscriptor del Servicio en Barrio Subnormal no podrá recaudar de los usuarios que representa, por concepto de prestación del servicio de energía eléctrica, un valor superior al que le ha sido facturado por el comercializador que lo atiende.

PARÁGRAFO 2o. Los comercializadores que ofrezcan y/o suscriban contratos de prestación del servicio con Suscriptores del Servicio de Barrios Subnormales, deberán dar cumplimiento a las demás disposiciones legales y regulatorias vigentes.

PARÁGRAFO 3o. Una vez se normalicen los Circuitos Subnormales y las Conexiones de sus usuarios, los Comercializadores no podrán continuar suministrando energía bajo la modalidad definida en la presente resolución.

(Fuente: R CREG 120/01, art. 4)

Usuarios con sistema de comercialización prepago

Disposiciones sobre el sistema de comercialización prepago y otras disposiciones

ARTÍCULO 5.11.1.1. AMBITO DE APLICACIÓN. La presente resolución tiene como fin regular las condiciones para la prestación del servicio de energía eléctrica y gas combustible a usuarios finales de Nivel de Tensión 1 para el caso de energía eléctrica y para usuarios de la Red de Distribución para el caso de gas combustible, con el sistema de comercialización prepago. No aplica a otros sistemas de pagos anticipados distintos, los cuales serán regulados en resolución aparte.

(Fuente: R CREG 096/04, art. 2)

ARTÍCULO 5.11.1.2. ALCANCE DEL SISTEMA DE COMERCIALIZACIÓN PREPAGO. Las empresas comercializadoras de energía eléctrica o gas combustible podrán ofrecer el sistema de comercialización prepago a todos los suscriptores o usuarios. El sistema de comercialización prepago es una modalidad de prestación del servicio de comercialización que puede escoger voluntariamente un suscriptor o usuario, salvo en los casos establecidos en el Decreto 3735 de 2003 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan, para el caso de la prestación del servicio de energía eléctrica, o los previstos en esta resolución.

(Fuente: R CREG 096/04, art. 3)

ARTÍCULO 5.11.1.3. DETERMINACIÓN DE LA CANTIDAD DE ENERGÍA ELÉCTRICA O GAS COMBUSTIBLE A QUE TIENE DERECHO EL SUSCRIPTOR O USUARIO EN EL SISTEMA DE COMERCIALIZACIÓN PREPAGO. La cantidad de energía eléctrica o gas combustible a que tiene derecho el suscriptor o usuario se calculará dividiendo el prepago neto, sobre la tarifa, considerando subsidios o contribuciones, consumo de subsistencia y demás condiciones tarifarias vigentes al momento de la activación del prepago. Dicha cantidad deberá ser informada al usuario en el momento de la activación. La vigencia del derecho a consumir las cantidades prepagadas no podrá ser inferior a tres meses y deberá ser informada al usuario en el momento del pago.

El prepago neto es el que resulta de imputar hasta un 10% del prepago efectuado por el usuario de energía eléctrica para cubrir los valores por concepto del consumo que este adeude a la empresa. En el caso de gas combustible el prepago neto corresponde al prepago del usuario

(Fuente: R CREG 096/04, art. 4) (Fuente: R CREG 046/12, art. 1)

ARTÍCULO 5.11.1.4. DERECHO A REGRESAR AL SISTEMA DE COMERCIALIZACIÓN POSPAGO. Los suscriptores o usuarios con medidor prepago conservan el derecho de regresar al sistema de medición y facturación pospago, salvo en los casos establecidos en el Decreto 3735 de 2003 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan, para el caso de la prestación del servicio de energía eléctrica. Los costos de regresar al sistema pospago serán asumidos por quien originalmente solicitó el medidor prepago (comercializador o suscriptor/usuario).

Para el cambio de comercializador se deberá cumplir la regulación vigente.

(Fuente: R CREG 096/04, art. 7)

ARTÍCULO 5.11.1.5. OBLIGACIÓN DE ATENCIÓN A LOS USUARIOS. El Comercializador no podrá negar la solicitud de un suscriptor o usuario de su mercado para ser atendido con el sistema de comercialización prepago, siempre y cuando sea técnica y económicamente factible. Adicionalmente, deberá garantizar como mínimo las siguientes condiciones:

a) Disponibilidad de activación del servicio 24 horas del día, todo el año;

b) Centro de información y soporte en caso de malfuncionamiento del medidor;

c) Mantener actualizados en los sitios de venta la información sobre la tarifa vigente por estrato y clase de uso, los componentes de costo asociados y los porcentajes de subsidio o contribución, según el caso;

d) Pagos de energía de su mercado para efectos de liquidación, según la regulación vigente.

(Fuente: R CREG 096/04, art. 8)

ARTÍCULO 5.11.1.6. CONDICIONES TÉCNICAS. a) La plataforma tecnológica que utilice el comercializador debe permitir la utilización del medidor prepago de un usuario en cualquier sistema de medición prepago;

b) Los equipos de medida deben permitir la visualización del consumo neto, del restante prepagado y generar una alarma anterior al agotamiento de la energía eléctrica o gas combustible prepagado, y deberán cumplir los requisitos técnicos establecidos en el Código de Medida y demás regulación vigente;

c) Para el caso de medidores prepago de gas combustible, el medidor debe tener un sistema que garantice el cierre de las válvulas de los gasodomésticos.

(Fuente: R CREG 096/04, art. 9)

ARTÍCULO 5.11.1.7. ADECUACIÓN DE LOS CONTRATOS DE CONDICIONES UNIFORMES. Las empresas a las cuales les aplica esta resolución deberán adecuar los contratos de condiciones uniformes que ofrecen a sus suscriptores o usuarios, conforme a lo dispuesto en este acto. En todo caso no podrán atender suscriptores o usuarios con el sistema de comercialización prepago sin cumplir este requisito.

(Fuente: R CREG 096/04, art. 10)

Comité asesor de comercialización

ARTÍCULO 5.12.1. ANTECEDENTES. La Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG-, mediante Resolución No 068 de 1999, modificó parcialmente la Resolución CREG 024 de 1995, "Por la cual se reglamentan los aspectos comerciales del mercado mayorista de energía en el sistema interconectado nacional, que hacen parte del Reglamento de Operación", modificación que consistió en la derogatoria del artículo 27 de la Resolución CREG 024 de 1995, creando el Comité Asesor de Comercialización -CAC-, en reemplazo del Subcomité de Revisión y Vigilancia del Sistema de Intercambios Comerciales -SIC-, determinando a su vez la conformación del primero a partir del día 15 de enero del año 2000, fecha en la que igualmente cesará el ejercicio de las funciones del segundo.

En el documento ISA-MEM-012 de 2000, se estableció el Reglamento para el Funcionamiento del Comité, el cual fue aprobado por la Comisión mediante Resolución CREG 022 de 2000.

En la reunión 019 se aprobó solicitar a la CREG el cambio en la conformación del Comité, cambiando el papel del Administrador del SIC, pasando de ser el Presidente a ser un miembro con voz pero sin voto.

Estos cambios fueron aprobados por la CREG mediante la Resolución CREG 030 de 2001, mediante la cual se modifica la Resolución CREG 068 de 1999 y se aprueban las modificaciones al Reglamento Interno del CAC.

En la reunión 057 de mayo 29 de 2003, luego de analizar las experiencias sobre el funcionamiento del Comité y después de haber identificado varios elementos para mejorar el desempeño de las funciones encomendadas, se aprobó una propuesta de cambios al Reglamento, la cual fue remitida a la Comisión para su aprobación. La CREG presentó comentarios a la propuesta de cambios mediante comunicación S-2003-003033 de septiembre 16 de 2003, en especial en lo referente a las funciones del Comité.

En la reunión 063 del Comité se aprobó incluir los comentarios realizados por la Comisión, de manera que se modificaran los literales del numeral 9 señalados en la comunicación, y se incluyera la versión anterior que hace parte del Reglamento que se encuentra vigente.

(Fuente: R CREG 123/03, ANEXO Num. 1)

ARTÍCULO 5.12.2. OBJETIVO. Modificar el reglamento interno de funcionamiento del Comité Asesor de Comercialización, documento ISA-MEM-006 de 2001, aprobado mediante la Resolución CREG 030 de 2001, tal como lo establece el artículo 1o, Parágrafo 4o de la Resolución CREG 068 de 1999.

(Fuente: R CREG 123/03, ANEXO Num. 2)

ARTÍCULO 5.12.3. COMITÉ ASESOR DE COMERCIALIZACIÓN. Es un organismo creado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG-, para asesorar a la misma en el seguimiento y la revisión de los aspectos comerciales del Mercado de Energía Mayorista.

(Fuente: R CREG 123/03, ANEXO Num. 3)

ARTÍCULO 5.12.4. CONFORMACIÓN. El Comité Asesor de Comercialización estará compuesto por los siguientes agentes:

Cuatro (4) representantes de las empresas que desarrollan conjuntamente las actividades de generación y comercialización.

Cuatro (4) representantes de las empresas que desarrollan conjuntamente las actividades de distribución y comercialización.

Cuatro (4) representantes de las empresas que desarrollan única y exclusivamente la actividad de comercialización.

Un (1) representante del Administrador del SIC con voz pero sin voto.

La elección de los miembros del CAC se realizará cada año, para un periodo de doce (12) meses.

Los representantes de cada grupo de agentes definido anteriormente, se seleccionarán de la siguiente forma:

a. Un (1) delegado de la empresa con mayor demanda abastecida como comercializador (Medida en GWh a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior). Dicho representante tendrá derecho propio para participar en el Comité. No podrán participar en este grupo aquellos delegados de empresas que tengan representantes en el Consejo Nacional de Operación.

b. Tres (3) representantes que serán elegidos por los miembros que conforman cada grupo de agentes. Para ello se ordenarán las empresas de mayor a menor demanda después de extraer la demanda del agente elegido según el literal a., y se agruparán en tres subgrupos, en iguales proporciones a la demanda, cada uno de los cuales elegirá por mayoría de votos a un representante al Comité. No podrán participar en estos grupos aquellos delegados de empresas que tengan representantes en el Consejo Nacional de Operación.

c. El miembro con derecho propio del que trata el literal a. no se tendrá en cuenta para la conformación de los subgrupos, ni en la elección de los representantes. Para la conformación de los subgrupos los comercializadores que no atiendan demanda final serán considerados en el rango menor de demanda.

Para la composición del Comité Asesor de Comercialización deberán considerarse los siguientes criterios:

a) Una empresa integrada verticalmente en dos actividades o más, no podrá tener más de un (1) representante en el Comité.

b) Las empresas generadoras deben estar registradas como tales en el Mercado Mayorista.

c) Las empresas distribuidoras deben tener cargos de distribución aprobados por la CREG y vigentes al 31 de diciembre del año anterior al de conformación o revisión de la composición del CAC.

d) Las empresas comercializadoras deben estar registradas como tales en el Mercado Mayorista.

e) Las empresas integradas verticalmente en más de dos actividades, deben manifestar a qué grupo, de los que trata éste artículo, desean pertenecer. Esta opción de elección de grupo se podrá ejercer por una sola vez durante la vigencia anual de la operación del CAC que se esté conformando y no será susceptible de modificación alguna durante el periodo.

g) Las empresas vinculadas económicamente en los términos de la Ley 142 de 1994, no podrán tener más de un representante en el Comité.

La composición del Comité Asesor de Comercialización será revisada cuando la posición relativa de las Empresas experimente cambios objetivos. Se entienden como cambios objetivos:

a) Se de por iniciado o finalizado el desarrollo de una actividad de una empresa en el mercado.

b) Se fusionen o escindan empresas.

Anualmente, en los primeros veinte días del mes de enero, el Comité Asesor de Comercialización llevará a cabo de oficio la revisión, nombramiento y elección de sus miembros por un año, con la información de demanda atendida en el año inmediatamente anterior y utilizando los criterios descritos anteriormente, y con la actualización de la opción escogida por las empresas integradas verticalmente.

La calidad de miembro del Comité Asesor de Comercialización se pierde por:

Renuncia al Comité.

Retiro de la empresa como agente del mercado mayorista.

La inasistencia a dos (2) reuniones consecutivas. En este caso, quedará inhabilitada la empresa para ser miembro del Comité por el resto del período para el cual había sido designado o elegido como miembro.

Cambios en las actividades desarrolladas por un agente en el Mercado Mayorista, de manera que incumpla las condiciones de participación establecidas en la Regulación y en lo establecido en este Reglamento.

No cumplir con las obligaciones que conlleva la participación del agente en el Comité que impidan su adecuado funcionamiento.

En caso que un agente deje de ser parte del Comité, el subgrupo del cual provenía elegirá a su nuevo representante ante el CAC.

El Comité elegirá entre sus miembros, un Presidente, por un periodo de un (1) año, prorrogable. En caso de que el Presidente no asista a una reunión, se elegirá su remplazo para dicha reunión entre los miembros que asistan a la misma. Las funciones del Presidente se listan más adelante.

El Comité podrá designar como Secretario Técnico a un profesional independiente, sin vinculación con alguno de los agentes del mercado, para que lleve a cabo las funciones contenidas en el presente Reglamento, y aquellas que le asigne el Comité en sus reuniones. En este caso, el costo será asumido por los agentes representantes con voto en el Comité. El Secretario Técnico será elegido por periodo de un año (1) prorrogable.

Mientras se designa a un Secretario Técnico externo, los miembros podrán elegir como tal a uno de los representantes con voto, para que asuma las funciones. La elección se hará por períodos de un (1) año, y podrá ser reelegido o removido en cualquier momento por el mismo Comité. El Secretario Técnico que se elija de esta forma no podrá ser representante del mismo grupo de empresas al que pertenece el Presidente.

(Fuente: R CREG 123/03, ANEXO Num. 4)

ARTÍCULO 5.12.5. <5.> INVITADOS AL CAC. Se invitará de manera permanente al Secretario Técnico del Consejo Nacional de Operación, o su delegado, con voz y sin voto, con el fin de ilustrar aspectos técnicos de la operación del sistema y dar soporte a los conceptos que el Comité deba emitir sobre modificaciones al Reglamento de Operación.

El Comité, a través de la Secretaría Técnica, podrá invitar a otros agentes o Empresas a las reuniones en las que se considere necesario para el tratamiento de temas específicos.

(Fuente: R CREG 123/03, ANEXO Num. 5)

ARTÍCULO 5.12.6. GRUPOS DE ESTUDIO. Para el análisis de los diferentes temas que son objeto de estudio por parte del Comité se podrán conformar grupos de estudio en los cuales podrán participar otros agentes o Empresas con conocimiento amplio del tema analizado.

El grupo de estudio siempre deberá ser coordinado por uno de los miembros del Comité, quien será responsable de presentar los resultados ante el mismo.

(Fuente: R CREG 123/03, ANEXO Num. 6)

ARTÍCULO 5.12.7. FUNCIONAMIENTO. El funcionamiento del Comité se basará en las siguientes normas:

Sesiona en forma ordinaria una vez al mes, y en forma extraordinaria, cuando así lo soliciten por lo menos la tercera parte de sus miembros.

Las citaciones de las reuniones ordinarias se efectuarán al menos con cinco (5) días hábiles de anticipación. Cuando se trate de citaciones para reuniones extraordinarias, deberán efectuarse al menos con tres (3) días hábiles de anticipación, indicando los asuntos específicos a tratar.

El orden del día, deberá conocerse por anticipado y en caso de requerirse, los temas deberán contar con un documento soporte.

El Comité podrá sesionar válidamente y sin necesidad de convocatoria previa, cuando se hallaren representados la totalidad de sus miembros.

El Comité sesionará y deliberará como mínimo con siete (7) de sus miembros con voto. En caso de no cumplirse este quórum se citará a una nueva reunión. En caso de ausencia del Presidente, las decisiones tomadas en la reunión son válidas y serán informadas por el Secretario Técnico al Presidente.

Las decisiones se tomarán por mayoría de los votos de los miembros presentes.

Los salvamentos de voto deberán estar sustentados por escrito y anexados a la respectiva acta del Comité.

Mientras se aprueba el presente Reglamento, el Comité Asesor de Comercialización estará conformado por los miembros que se designaron para el año 2003, de acuerdo con las reglas previstas en la Resolución CREG 068 de 1999, sujeto a las modificaciones establecidas por dicha Resolución y por este Reglamento, u otras normas que lo modifiquen o lo complementen.

El Representante Legal de cada Empresa debe, luego de que le notifiquen que es miembro del Comité Asesor de Comercialización, informar al Secretario Técnico del Comité, el nombre del representante de su Empresa ante el mismo, así como de su suplente.

No serán válidas las reuniones no presénciales y los miembros, en el evento de no poder asistir a una reunión del Comité no podrán delegar su representación.

Una misma persona natural no podrá ser representante titular de más de un agente miembro del Comité.

(Fuente: R CREG 123/03, ANEXO Num. 7)

ARTÍCULO 5.12.8. MECANISMOS DE DIFUSION. Las actas del Comité serán preparadas por el Secretario y enviadas por éste al Presidente del Comité, a la CREG y al ASIC, para que éste último realice su publicación en un medio de amplia difusión entre los agentes del mercado, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la reunión. Adicionalmente, el Secretario deberá enviar las actas por correo electrónico a todos los participantes del Comité, quienes a su vez se encargarán de informar a sus representados de las recomendaciones aprobadas en las reuniones del Comité.

(Fuente: R CREG 123/03, ANEXO Num. 8)

ARTÍCULO 5.12.9. FUNCIONES. El Comité asesorará a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en los siguientes aspectos:

Seguimiento del SIC en forma regular, incluyendo los índices de desempeño del Administrador del SIC en la operación del sistema, sin perjuicio de lo dispuesto en el parágrafo 3o del artículo 31 de la Resolución CREG 024 de 1995.

Realizar una revisión anual de los procedimientos del SIC y enviar a la Comisión un reporte de los resultados.

Apoyar a las Auditorías que se designe, de acuerdo con lo estipulado en la Resolución CREG 024 de 1995, en los procesos a ejecutar.

Analizar y recomendar cambios a las reglas comerciales de la Bolsa y de la actividad de comercialización en el mercado mayorista, así como cualquier otro aspecto del SIC y del mercado que involucre aspectos que afecten a la comercialización de energía.

Recomendar pronta y eficazmente propuestas de solución a diferencias sometidas a su consideración en relación con el SIC.

Dentro de los límites de confidencialidad permitidos, realizar el seguimiento general de litigios, arbitrajes, o cualquier otro proceso que afecte al SIC.

Sin perjuicio de las funciones atribuidas a la Superintendencia de Servicios públicos Domiciliarios, hacer seguimiento a las quejas de los participantes en la bolsa de energía en relación con su reglamento, con el sistema de liquidación de cuentas, o cualquier otro procedimiento asociado con el SIC.

Remitir a la CREG trimestralmente, en cumplimiento de lo dispuesto en la Resolución CREG 063 de 2000, un informe detallado sobre la Generación de Seguridad a la cual le haya sido aplicada la disposición establecida en el artículo sexto, parágrafo primero de dicha Resolución.

Identificar y notificar a los miembros participantes en el Comité, teniendo en cuenta el mecanismo de elección que se incluye en el numeral 4 del presente reglamento.

Adicionalmente, tendrá las siguientes funciones:

Preparar el Plan de Actividades del Comité para cada año de sesiones

Preparar y presentar los informes que le sean solicitados por la CREG.

Elegir al Presidente y al Secretario del Comité, según lo establecido en el presente reglamento.

Adoptar el Reglamento de funcionamiento interno del Comité.

Acordar el lugar para realizar las reuniones.

9.1 Presidente

Son funciones del Presidente:

Coordinar las reuniones del Comité.

Efectuar la lectura del orden del día, anunciar y solicitar aprobación a las modificaciones que se propongan al mismo.

Moderar la reunión con eficacia, para alcanzar la etapa de conclusiones y procurar de los participantes el consenso como objetivo último.

Presentar por escrito a la CREG las actas del Comité con sus respectivos salvamentos de voto, los reportes, recomendaciones y/o propuestas que desarrolle el CAC en cumplimiento de sus funciones.

Remitir los salvamentos de voto, los cuales deberán estar sustentados por escrito y anexados a la respectiva acta.

Dar por terminadas las reuniones del Comité cuando se haya agotado el temario.

Suscribir y ordenar la publicación de las actas del Comité.

Acordar y hacer seguimiento a los temas tratados en el Comité.

Las demás que le asigne el Comité.

9.2 Secretario Técnico

Las funciones del Secretario Técnico son:

Citar y coordinar conjuntamente con el Presidente, las reuniones del Comité.

Elaborar el Orden del día para las reuniones en coordinación con el Presidente.

Elaborar las actas de cada sesión, en las cuales conste la fecha, el lugar, los asistentes, compromisos y los votos emitidos por sus miembros en cada decisión adoptada. Así mismo debe incluir los temas a tratar en la siguiente reunión.

Hacer seguimiento y gestión permanente al Plan de Actividades del Comité y el cumplimiento de los compromisos adquiridos en cada reunión.

Enviar las actas del Comité a los miembros del mismo, y al Mercado de Energía Mayorista para su publicación electrónica.

Dar lectura del acta de la reunión anterior, en cada reunión.

Llevar en estricto orden el libro de actas del Comité.

Solicitar claridad en los análisis y verificar las conclusiones para efectos del acta correspondiente.

Verificar que se cumpla el quórum debido tanto para deliberar como para decidir en cada caso.

Suscribir las actas del Comité.

Todas las demás que le asigne el Comité para su adecuado funcionamiento.

(Fuente: R CREG 123/03, ANEXO Num. 9)

ARTÍCULO 5.12.10. TEMAS PARA ANALISIS DEL COMITÉ. Cualquier agente del Mercado de Energía Mayorista podrá solicitar, a través de la Secretaría Técnica, el análisis de un tema específico en las reuniones del Comité. Dicha solicitud deberá estar sustentada y documentada por escrito para ilustración de los miembros del Comité.

El Comité, a través de la Secretaría Técnica, informará al agente respectivo la invitación a la reunión en que se va a realizar el análisis del tema, cuando se considere necesaria la presencia del agente para sustentar cada caso. El Secretario Técnico consultará a los miembros del Comité la aprobación del tema a tratar, para lo cual se requiere de la aceptación de cinco (5) o más votos de sus miembros.

(Fuente: R CREG 123/03, ANEXO Num. 10)

ARTÍCULO 5.12.11. MODIFICACIÓN DEL REGLAMENTO. El presente reglamento será modificado por el mismo Comité Asesor de Comercialización cuando lo considere conveniente, sometiendo dicha modificación a aprobación por parte de la CREG.

(Fuente: R CREG 123/03, ANEXO Num. 11)

Integración de mercados de comercialización y distribución

Disposiciones relativas a la integración de mercados de comercialización y distribución de electricidad

ARTÍCULO 5.13.1.1. OBLIGACION DE INFORMAR. Siempre que se pretenda la integración de dos o más mercados de comercialización existentes, se deberá informar de tal intención a la Comisión, con una antelación no menor a cuarenta y cinco (45) días a la fecha en que se prevé será efectiva tal integración.

PARAGRAFO. El plazo aquí establecido podrá ser inferior, siempre y cuando se cumplan los requisitos de que trata el artículo 7o. de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 068/98, art. 1)

ARTÍCULO 5.13.1.2. LIMITES A LA INTEGRACION DE MERCADOS. En ningún caso la integración de dos o más mercados de comercialización puede dar lugar a la violación de los límites establecidos en los artículos 4o. y 5o. de la Resolución CREG-128 de 1996, o las normas que la modifiquen, complementen, aclaren o sustituyan.

(Fuente: R CREG 068/98, art. 2)

ARTÍCULO 5.13.1.3. UNIFICACIÓN DE LOS COMPONENTES DE COMPRAS DE ENERGÍA Y COSTOS ADICIONALES DEL MERCADO MAYORISTA PARA LAS FÓRMULAS TARIFARIAS. Una vez la integración tenga efecto, el costo máximo por compras de energía y los costos adicionales del mercado mayorista, de que tratan los numerales 2.1 y 2.4 del Anexo Uno de la Resolución CREG-031 de 1997, serán únicos para todos los usuarios del mercado resultante de la integración, sujeto a las siguientes reglas:

1. Si el mercado resultante de la integración va a ser servido por una nueva empresa de comercialización, se aplicará lo establecido en el artículo 5o. de la Resolución CREG-244 de 1997.

2. Si el mercado resultante de la integración va a ser servido por un comercializador de los mercados preexistentes, el factor Pm será una ponderación de las cantidades y precios de energía transadas en cada uno de los mercados preexistentes. Igualmente, los costos adicionales del mercado mayorista se calcularán con la integración de tales costos.

(Fuente: R CREG 068/98, art. 3)

ARTÍCULO 5.13.1.4. UNIFICACION DE LOS COSTOS DE DISTRIBUCION. Una vez informada de la integración que se pretenda, la Comisión procederá a la unificación de los cargos por uso para el nuevo Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local que se conforme, a partir de una ponderación de los cargos aprobados por la Comisión a los sistemas preexistentes. Tal ponderación se realizará con las energías útiles de cada nivel de tensión que sirvieron de base para la aprobación de los cargos por uso de cada uno de los sistemas que se pretende integrar.

(Fuente: R CREG 068/98, art. 4)

ARTÍCULO 5.13.1.5. UNIFICACION DEL COSTO BASE DE COMERCIALIZACION. Una vez informada de la integración que se pretenda, la Comisión procederá a la unificación de los costos de comercialización para el nuevo mercado que se conforme, a partir de una ponderación de los costos base de comercialización aprobados por la Comisión a los comercializadores de los mercados preexistentes. Tal ponderación se realizará con el número de facturas anuales que sirvieron de base para la aprobación de los costos base de comercialización de cada uno de los mercados que se pretende integrar.

PARAGRAFO. Los comercializadores que tengan aprobados costos de comercialización para uno o varios de los mercados que se pretende integrar, estarán sujetos al costo máximo de comercialización que apruebe la Comisión para el nuevo mercado que se conforme.

(Fuente: R CREG 068/98, art. 5)

ARTÍCULO 5.13.1.6. REQUISITOS PARA QUE LA INTEGRACIÓN TENGA EFECTO. La integración de mercados tendrá efectos a partir de la fecha prevista por los interesados, siempre y cuando la Comisión se haya pronunciado sobre lo establecido en los artículos 4o., 5o. y, de ser necesario, 6o. de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 068/98, art. 7)

Disposiciones relativas a la integración de mercados de comercialización y distribución de electricidad, cuando el mercado resultante de la integración va a ser servido por un comercializador de los mercados preexistentes

ARTÍCULO 5.13.2.1. UNIFICACIÓN DE LOS COMPONENTES DE COMPRAS DE ENERGÍA EN LA PRIMERA FASE DE TRANSICIÓN. Cuando la integración de mercados de comercialización se efectúe durante la Primera Fase de Transición de que trata el artículo 6o de la Resolución CREG 119 de 2007, el costo máximo por compras de energía (G_m,i,j), se determinará bajo las siguientes reglas:

a) La variable DCR_i,m-1 será la suma de las Demandas Comerciales Reguladas de cada uno de los Comercializadores Minoristas que hacen parte de la integración, en el mes anterior a su cálculo.

b) La variable Cc_m-1,i será la suma de la energía comprada mediante contratos bilaterales de cada uno de los Comercializadores Minoristas que hacen parte de la integración, en el mes anterior a su cálculo.

c) La variable Pc_m-1,i se determinará como el promedio ponderado por energía de los precios de todos los contratos bilaterales con destino al mercado regulado, efectuados por parte de los Comercializadores Minoristas que hacen parte de la integración, liquidados en el mes anterior a su cálculo.

d) La variable Pb_m-1,i se establecerá como el promedio ponderado por energía de los precios de todas las compras realizadas en Bolsa con destino al mercado regulado liquidados en el mes anterior a su cálculo, de cada uno de los Comercializadores Minoristas, que hacen parte de la integración.

En todos los casos, el factor de ponderación a utilizar será la Demanda Comercial de los respectivos comercializadores.

e) El factor se calculará como:

Donde:

C_m,t: Costo de Comercialización ($/kWh) correspondiente al mes de enero del año de 2007, calculado como:

Donde:

C₀*	Costo Base de Comercialización expresado en $/Factura, que se determina conforme lo dispuesto en el artículo 5o de la Resolución CREG 068 de 1998.
CFM_t-1:	Corresponderá al total de los kWh vendidos a los usuarios regulados y no regulados por los Comercializadores Minoristas que hacen parte de la integración, dividido entre el total de facturas expedidas a estos usuarios, sin considerar las debidas a errores de facturación, todo lo anterior para el año t-1.
IPSE:	Variación acumulada en el Indice de Productividad del Sector Eléctrico, este valor será de 4%.
IPC_m-1:	Indice de Precios al Consumidor del mes m-1.
IPC₀:	Indice de Precios al Consumidor del mes al que está referenciado el C*0.
PR_I,t:	Porcentaje de pérdidas acumuladas hasta el nivel de tensión uno, reconocidas al comercializador, correspondiente al año t. Hasta tanto, inicie el Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas, este valor será de 14,75%.
P_t-1:	Costo promedio de las compras propias con destino al mercado regulado, correspondiente al año anterior a t. Corresponderá a la ponderación de los precios y las cantidades compradas por los Comercializadores Minoristas que hacen parte de la integración tanto en Bolsa como en contratos, del año anterior a la integración.
IPP_6,t-1:	Indice de Precios al Productor Total Nacional de junio del año anterior a t.

f) Para obtener el factor AJ_m,i las variables Saldo acumulado de las diferencias (AD_m) y Ventas de energía al Mercado Regulado para el mes m del Comercializador (VR_m) se calcularán como:

La variable AD_m será la sumatoria de los saldos acumulados de las diferencias entre el Costo Reconocido CR_m,i y el valor trasladado en la tarifa G_m,i, de cada uno de los Comercializadores que hacen parte de la integración. Dichos valores corresponderán a los existentes al momento de la integración.

La variable VR_m corresponderá a la sumatoria de las ventas realizadas a usuarios finales, regulados de cada uno de los Comercializadores Minoristas que hacen parte de la integración, en el mes anterior a su cálculo.

(Fuente: R CREG 156/08, art. 1)

ARTÍCULO 5.13.2.2. UNIFICACIÓN DEL COSTO POR RESTRICCIONES Y SERVICIOS ASOCIADOS CON GENERACIÓN (R_m,i). Los costos por restricciones y servicios asociados con generación, se determinarán a partir de la ponderación por energía de los costos resultantes de aplicar lo dispuesto en el artículo 13 de la Resolución CREG 119 de 2007. La ponderación se realizará con las ventas efectuadas por los Comercializadores Minoristas sujetos a integración, con destino a usuarios regulados y no regulados, en el mes anterior a su cálculo.

(Fuente: R CREG 156/08, art. 2)

ARTÍCULO 5.13.2.3. UNIFICACIÓN DE LOS COSTOS VARIABLES DE COMERCIALIZACIÓN EN EL PERÍODO DE TRANSICIÓN (CV_m,i). Los costos variables de comercialización que se determinan conforme el artículo 12 de la Resolución CREG 119 de 2007, se unificarán con los siguientes criterios:

a) El nuevo costo base de comercialización C_o* se determinará conforme lo dispuesto en el artículo 5o de la Resolución CREG 068 de 1998.

b) El Consumo Facturado Medio CFM_t-1, corresponderá al total de los kWh vendidos a los usuarios regulados por los Comercializadores Minoristas que hacen parte de la integración, dividido entre el total de facturas expedidas a estos usuarios, sin considerar las debidas a errores de facturación, todo lo anterior para el año t-1 del que trata el artículo 12 de la Resolución CREG 119 de 2007.

c) Los costos mensuales correspondientes a los Costos de los servicios del Centro Nacional de Despacho y ASIC (CCD_m-1,i), así como el Costo de las Contribuciones a las Entidades de Regulación y Control (CER_m,i) se determinarán respectivamente, como la sumatoria de los costos que por estos conceptos correspondan a cada Comercializador Minorista que hace parte de la integración, en el mes anterior al de cálculo.

d) La variable V_m-1,i corresponderá a la sumatoria de las ventas realizadas a usuarios finales, regulados y no regulados de cada uno de los Comercializadores Minoristas que hacen parte de la integración, en el mes anterior a su cálculo.

(Fuente: R CREG 156/08, art. 3)

ARTÍCULO 5.13.2.4. PERÍODO DE APLICACIÓN. Una vez la integración tenga efecto, conforme el artículo 7o de la Resolución CREG 068 de 1998, los costos que resulten de aplicar lo dispuesto en la presente resolución, serán únicos para todos los usuarios del mercado resultante de la integración.

(Fuente: R CREG 156/08, art. 4)

ARTÍCULO 5.13.2.5. APLICACIÓN DE LAS NORMAS SOBRE SUBSIDIOS Y CONTRIBUCIONES. Una vez el Comercializador Minorista determine el costo máximo trasladable de prestación del servicio de electricidad con base tanto en lo aquí dispuesto como en la fórmula de costos establecida en la Resolución CREG 119 de 2007, se aplicarán las disposiciones sobre subsidios y contribuciones para efectos de determinar la tarifa.

(Fuente: R CREG 156/08, art. 5)

PARTE 14

Zonas francas

Normas sobre zonas francas como usuarios del servicio de electricidad

ARTÍCULO 5.14.1.1. Régimen aplicable a las Zonas Francas como usuarios del servicio de energía eléctrica: Los usuarios operadores de las Zonas Francas a que se refiere el Decreto 2131 de 1991, con una demanda por instalación legalizada superior a las que determina la Resolución CREG-024 de 1996, tendrán el régimen aplicable a los usuarios no regulados.

En todo caso, cada uno de los usuarios ubicados dentro de la respectiva Zona Franca, conservará libertad de comprar la energía a cualquier comercializador; y el que individualmente reúna las condiciones de usuario no regulado podrá actuar bajo las reglas propias de tal condición.

(Fuente: R CREG 046/96, art. 1)

PARTE 15

Criterios generales de protección de los derechos de los usuarios de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible por red física, en relación con facturación, comercialización y demás asuntos relativos a la relación entre la empresa y el usuario, y se dictan otras disposiciones

Principios generales

ARTÍCULO 5.15.1.1. AMBITO DE APLICACION. Esta resolución se aplica a todas las personas que, estando organizadas en alguna de las formas dispuestas por el artículo 15 de la Ley 142 de 1994, prestan el servicio de electricidad, o de gas combustible por redes de ductos, en ejercicio de las actividades de distribución y/o comercialización.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 2)

Criterios generales sobre protección de los derechos de los usuarios

ARTÍCULO 5.15.2.1. CRITERIOS GENERALES. Las relaciones que surgen del contrato de servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y de distribución de gas combustible por red de ductos, se desarrollarán dentro de los principios consagrados en las Leyes 142 y 143 de 1994, y el Decreto 1842 de 1991, siempre que no contradigan tales leyes, con sujeción a los siguientes criterios generales sobre protección de los derechos de los suscriptores o usuarios de los servicios:

1.) De los Derechos y Garantías Mínimas. Los derechos y garantías consagrados en las leyes 142 y 143 de 1994, en el Decreto 1842 de 1991, en las normas de carácter general expedidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, y demás autoridades competentes, así como en las normas que las complementen, adicionen, modifiquen o sustituyan, que consagren derechos en favor de los usuarios, constituyen el mínimo de derechos y garantías de los usuarios y no podrán ser vulnerados ni desconocidos por las empresas en la ejecución del contrato de servicios públicos.

2.) De acceso al servicio. Quienes de conformidad con las disposiciones legales puedan celebrar el contrato de servicios públicos, y se sujeten a las condiciones técnicas exigibles para la conexión a cada uno de estos, tendrán derecho a recibir tales servicios, sin perjuicio de que la empresa pueda acordar estipulaciones especiales con uno o algunos usuarios.

3.) De libre elección del prestador del servicio. Todo usuario tiene derecho a escoger el prestador del servicio dentro de las alternativas existentes, según sus necesidades y requerimientos de suministro, al igual que al proveedor de los bienes o servicios que no tengan relación directa con el objeto del contrato.

4.) De calidad y seguridad del servicio. Las personas prestadoras de los servicios públicos de energía eléctrica y de gas combustible por red de ductos, deben suministrar los respectivos servicios con calidad y seguridad, conforme a las condiciones técnicas y términos definidos en el contrato. Esos términos y condiciones deben ser conocidos por los suscriptores y usuarios, y no podrán ser inferiores a los determinados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

5.) De racionalidad. Los prestadores de los servicios públicos de energía eléctrica y de gas combustible por red de ductos, velarán porque los servicios se utilicen de manera racional, con estricta sujeción a las condiciones técnicas y de uso definidas para cada uno de ellos, e igualmente desarrollarán programas educativos tendientes a crear una cultura del uso razonable del servicio.

6.) De neutralidad. Las empresas deberán dar un tratamiento igual a sus suscriptores o usuarios, sin discriminaciones diferentes a las derivadas de las condiciones y características técnicas de la prestación de cada uno de los servicios a que se refiere esta resolución.

7.) De buena fe: Tanto las empresas como los suscriptores o usuarios deben actuar en la ejecución del contrato de servicios públicos con lealtad, rectitud y honestidad.

8.) De obligatoriedad del contrato. El contrato de servicios públicos es Ley para las partes. Las empresas están obligadas no sólo a las disposiciones expresamente pactadas, sino también a las que emanan de la naturaleza del contrato, a las que de manera uniforme se apliquen a la prestación del respectivo servicio y a las que surjan de los reglamentos expedidos por los organismos competentes.

9.) De no abuso de posición dominante: Según los artículos 11, 34 y 133 de la ley 142 de 1994, las empresas deberán abstenerse de abusar de su posición dominante, cuando tengan esa posición.

10.) De no abuso del derecho. Los derechos originados en razón del contrato de servicios públicos, no podrán ser ejercidos con la intención de causar daño a la otra parte contratante ni con un fin distinto al señalado por las normas.

11.) De información y transparencia. Los suscriptores o usuarios podrán solicitar y obtener información completa, precisa y oportuna, sobre todas las actividades y operaciones directas e indirectas que se realicen para la prestación de los servicios públicos, siempre y cuando no se trate de información calificada como secreta o reservada por la ley y se cumplan los requisitos y condiciones establecidos por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 14, artículo 9o. de la ley 142 de 1994.

Tendrán derecho, igualmente, a conocer los planes de expansión de los sistemas de distribución domiciliaria del servicio público, así como presentar las solicitudes de información a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, relacionadas con las tarifas.

12.) De queja y reclamo. Las empresas de servicios públicos deberán atender, tramitar y solucionar, en forma oportuna, las quejas, peticiones y recursos que sean presentados por los suscriptores o usuarios.

13.) De facturación oportuna. Los suscriptores o usuarios tienen derecho a conocer oportunamente los valores que deban pagar en razón del suministro y los demás servicios inherentes que les sean prestados. Para estos efectos, en los contratos de servicios públicos se estipulará la forma como se entregarán las facturas, con las debidas seguridades en su remisión. Las partes podrán acordar que el envío de la factura se efectúe por medios electrónicos.

14.) De obligatoriedad del pago. Los suscriptores o usuarios pagarán, en los términos definidos por la ley y el contrato, las facturas de servicios públicos que les presenten las empresas por la prestación del servicio.

15.) De participación. Los suscriptores o usuarios podrán participar en la gestión y fiscalización de las empresas, en los términos previstos en la Ley 142 de 1994 y las normas que la desarrollen.

16.) De agilidad y economía en los trámites. Las empresas deberán abstenerse de imponer a los suscriptores o usuarios trámites que, de acuerdo con las normas vigentes, estén prohibidos o que según la naturaleza de la solicitud sean innecesarios, o de exigirles documentos o requisitos que puedan verificar en sus archivos.

17.) De Responsabilidad. Las partes en el contrato de servicios públicos responderán por los daños e indemnizarán los perjuicios causados, de acuerdo con la ley.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 3)

Del contrato de servicios públicos

ARTÍCULO 5.15.3.1. CONTRATO DE SERVICIOS PUBLICOS. De conformidad con el artículo 128 de la ley 142 de 1994, es un contrato uniforme, consensual, en virtud del cual una empresa de servicios públicos los presta a un usuario a cambio de un precio en dinero, de acuerdo a estipulaciones que han sido definidas por ella para ofrecerlas a muchos usuarios no determinados.

Hacen parte del contrato no solo sus estipulaciones escritas, sino todas las que la empresa aplica de manera uniforme en la prestación del servicio. Existe contrato de servicios públicos aún cuando algunas de las estipulaciones sean objeto de acuerdo especial con uno o algunos usuarios.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 4)

ARTÍCULO 5.15.3.2. SEPARACION ENTRE LAS ACTIVIDADES DE DISTRIBUCION Y COMERCIALIZACION. Cuando la actividad de comercialización de electricidad o de gas por red de ductos, sea realizada por una empresa diferente de la que desarrolla la actividad de distribución, el contrato de servicios públicos será ofrecido por la empresa comercializadora. A su vez, las obligaciones que adquiera esta empresa con sus suscriptores o usuarios, en lo relacionado con la actividad de distribución, deberán estar respaldadas por parte de la empresa comercializadora, mediante contrato con la respectiva empresa distribuidora.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 5)

ARTÍCULO 5.15.3.3. DEBER DE NO DISCRIMINAR POR PARTE DE LOS DISTRIBUIDORES. Los distribuidores no podrán discriminar en las condiciones de prestación del servicio que ofrecen a los usuarios conectados a una misma red local, incluso en los casos en que exista más de un comercializador con usuarios conectados a dicha red, salvo que existan razones comprobables de carácter técnico que le impidan ofrecer las mismas condiciones de servicio a los diferentes usuarios de esa red.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 6)

ARTÍCULO 5.15.3.4. CONTENIDO MINIMO DEL CONTRATO. El Contrato de servicios públicos deberá contener, como mínimo, las siguientes estipulaciones:

1) Identidad de la empresa oferente del contrato;

2) Determinación del servicio público que ofrece;

3) Condiciones que debe reunir el solicitante de un servicio y el inmueble para poder obtener el derecho a recibir el servicio;

4) Las obligaciones, deberes y derechos, que corresponden a cada una de las partes, los cuales deberán determinarse en forma expresa, clara y concreta.

5) Exclusividad en las destinación del servicio.

6) Area geográfica claramente determinada, en la cual la empresa ofrece prestar el servicio.

7) Obligaciones del usuario en relación con la conexión y la propiedad de ésta.

8) Niveles de calidad y continuidad con que prestará el servicio a sus suscriptores o usuarios.

9) Transcripción del texto de las normas legales que establecen la responsabilidad de la empresa por falla en la prestación del servicio.

10) Causas por la cuales la empresa o el suscriptor o usuario pueden dar por terminado el contrato.

11) Derechos de cada una de las partes en caso de incumplimiento de las obligaciones contractuales por parte de la otra. Con tal fin el contrato deberá indicar qué hechos permiten a la empresa imponer sanciones a los usuarios.

12) Casos y condiciones en los cuales procede la cesión del contrato.

13) Casos en los cuales se requiere el consentimiento de terceras personas a las cuales se preste el servicio en virtud del contrato, cuando este pretenda modificarse, suspenderse o terminarse.

14) Eventos en los cuales el incumplimiento del contrato da lugar a la suspensión del servicio, y el procedimiento para ello.

15) Eventos en los cuales el incumplimiento del contrato da lugar a resolver el contrato y al corte del servicio, así como el procedimiento para ello.

16) Forma, tiempo, sitio y modo en los que la empresa hará conocer la factura de los suscriptores o usuarios y contenido mínimo de estas.

17) Medidas que faciliten razonablemente a la empresa y al suscriptor o usuario verificar la ejecución o el cumplimiento del contrato.

18) Facultades y obligaciones relativas a la instalación, mantenimiento, reposición y control del funcionamiento de los medidores.

19) Procedimiento para medir el consumo, cuando razonablemente no sea posible hacerlo con instrumentos.

20) Bienes y servicios que está obligado a pagar el suscriptor o usuario en desarrollo del contrato.

21) Trámite que se dará a los recursos que presente el suscriptor o usuario y funcionario (s) que debe resolverlos.

22) Garantías que puede otorgar el suscriptor o usuario para respaldar el pago de las facturas, con sujeción a lo previsto en el inciso final del artículo 147 de la Ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 7)

ARTÍCULO 5.15.3.5. DEBER DE INFORMAR SOBRE LAS CONDICIONES UNIFORMES. De conformidad con lo dispuesto por el artículo 131 de la ley 142 de 1994, es deber de las empresas de servicios públicos informar con tanta amplitud como sea posible en el territorio donde prestan sus servicios, acerca de las condiciones uniformes de los contratos que ofrecen.

Las empresas tiene el deber de disponer siempre de las copias de las condiciones uniformes de sus contratos; el contrato adolecerá de nulidad relativa si se celebra sin dar copia al usuario que la solicite.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 8)

ARTÍCULO 5.15.3.6. FORMA DE ACREDITAR QUE EXISTE ACTUACION DE POLICIA O PROCESO JUDICIAL RELACIONADO CON LA TENENCIA, LA POSESION MATERIAL O LA PROPIEDAD DEL INMUEBLE. De conformidad con lo dispuesto por el artículo 128 de la ley 142 de 1994, el contrato de servicios públicos debe establecer que el suscriptor no será parte del contrato a partir del momento en que acredite ante la empresa, que entre el suscriptor y quienes efectivamente consumen el servicio, existe actuación de policía o proceso judicial relacionado con la tenencia, la posesión material o la propiedad del inmueble. En estos casos, la empresa deberá facilitar la celebración del contrato con los consumidores.

Para que el suscriptor deje de ser parte del contrato de servicios públicos en el evento descrito en el inciso anterior, el suscriptor deberá presentar ante la empresa de servicios públicos que suministra el servicio de electricidad o de gas por red de ductos, copia del auto admisorio de la demanda, o constancia de que se ha iniciado una actuación de policía expedida por la respectiva autoridad, en la cual conste que sobre el inmueble, identificado con exactitud por su ubicación y dirección, existe un proceso judicial, o una actuación de policía, según el caso, entre el suscriptor y quienes efectivamente consumen el servicio, relacionado con la tenencia, la propiedad o la posesión del inmueble.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 9)

ARTÍCULO 5.15.3.7. CAUSALES PARA LIBERACION DE OBLIGACIONES. Conforme al artículo 128 de la Ley 142 de 1994, los suscriptores podrán liberarse de las obligaciones asumidas en virtud del contrato de servicios públicos, en los siguientes casos:

a) Fuerza mayor o caso fortuito que imposibilite al suscriptor para continuar asumiendo las obligaciones propias del contrato.

b) Cuando el suscriptor sea el propietario, poseedor o tenedor del inmueble y, mediante sentencia judicial resulte privado de la propiedad, posesión, o tenencia del inmueble en el cual se presta el servicio. En este caso la manifestación de liberación de las obligaciones propias del contrato de servicios públicos deberá presentarse junto con copia de la respectiva sentencia.

c) Cuando el suscriptor es el poseedor o tenedor del inmueble, y entrega la posesión o la tenencia al propietario o a un tercero autorizado por éste. En este caso la manifestación de liberación de las obligaciones propias del contrato de servicios deberá presentarse ante la empresa con prueba de que el propietario del inmueble o el nuevo poseedor o tenedor del bien, acepta expresamente asumir tales obligaciones como suscriptor.

d) Cuando el suscriptor siendo el propietario de un inmueble urbano, lo enajena y opera la cesión del contrato de servicios públicos, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 129 de la Ley 142 de 1994. En este evento bastará que cualquiera de las partes informe a la empresa este hecho para que ella proceda a tomar nota de la cesión y de la liberación del suscriptor inicial. En los casos en que por acuerdo entre el comprador y el vendedor del inmueble urbano, no opere la cesión de pleno derecho del contrato de servicios públicos, el suscriptor podrá liberarse de las obligaciones derivadas de este, anexando documento en el cual el nuevo propietario del inmueble manifieste su consentimiento para asumir las obligaciones como suscriptor del contrato de servicio públicos.

e) Salvo que las partes pacten lo contrario, cuando se produzca la enajenación de bienes raíces rurales por parte del suscriptor, si éste es propietario del inmueble. La manifestación de liberación deberá hacerse en la forma indicada en el ordinal anterior.

f) Cuando se presente cualquiera de las causales aquí previstas, corresponde a la persona interesada en la liberación de las obligaciones propias del contrato de servicios públicos, informar a la empresa la existencia de dicha causal en la forma indicada.

PARAGRAFO. La liberación de las obligaciones por parte del suscriptor, de acuerdo con las causales señaladas en este artículo, no implica la extinción de la solidaridad establecida por el artículo 130 de la Ley 142 de 1994 respecto de obligaciones propias del contrato de servicios públicos exigibles con anterioridad a la fecha en que se produzca el hecho que determina la liberación del suscriptor.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 10)

ARTÍCULO 5.15.3.8. ABUSO DE POSICION DOMINANTE. Con sujeción a lo dispuesto en el artículo 133 de la Ley 142 de 1994, se presume que hay abuso de la posición dominante de la empresa de servicios públicos, en el contrato de servicios públicos, en las siguientes cláusulas:

1.) Las que excluyen o limitan la responsabilidad que corresponde a la empresa de acuerdo a las normas comunes; o las que trasladan al suscriptor o usuario la carga de la prueba que esas normas ponen en cabeza de la empresa.

2.) Las que dan a la empresa la facultad de disolver el contrato o cambiar sus condiciones o suspender su ejecución, o revocar o limitar cualquier derecho contractual del suscriptor o usuario, por razones distintas al incumplimiento de este o a fuerza mayor o caso fortuito.

3.) Las que condicionan al consentimiento de la empresa de servicios públicos el ejercicio de cualquier derecho contractual o legal del suscriptor o usuario.

4.) Las que obligan al suscriptor o usuario a recurrir a la empresa de servicios públicos o a otra persona determinada para adquirir cualquier bien o servicio que no tenga relación directa con el objeto del contrato, o le limitan su libertad para escoger a quien pueda proveerle ese bien o servicio, o lo obligan a comprar más de lo que necesite.

5.) Las que limitan la libertad de estipulación del suscriptor o usuario en sus contratos con terceros, y las que lo obligan a comprar sólo a ciertos proveedores. Pero se podrá impedir, con permiso expreso de la Comisión, que quien adquiera un bien o servicio a una empresa de servicio público a una tarifa que sólo se concede a una clase de suscriptor o usuarios, o con subsidios, lo revenda a quienes normalmente habrían recibido una tarifa o un subsidio distinto.

6.) Las que imponen al suscriptor o usuario una renuncia anticipada a cualquiera de los derechos que el contrato le concede.

7.) Las que autorizan a la empresa o a un delegado suyo a proceder en nombre del suscriptor o usuario para que la empresa pueda ejercer alguno de los derechos que ella tiene frente al suscriptor o usuario.

8.) Las que obligan al suscriptor o usuario a preparar documentos de cualquier clase, con el objeto de que el suscriptor o usuario tenga que asumir la carga de una prueba que, de otra forma, no le correspondería.

9.) Las que sujetan a término o a condición no prevista en la ley, el uso de los recursos o de las acciones que tiene el suscriptor o usuario; o le permiten a la empresa hacer oponibles al suscriptor o usuario ciertas excepciones que, de otra forma, le serían inoponibles, o impiden al suscriptor o usuario utilizar remedios judiciales que la ley pondría a su alcance

10.) Las que confieren a la empresa mayores atribuciones que al suscriptor o usuario en el evento de que sea preciso someter a decisiones arbitrales o de amigables componedores las controversias que surjan entre ellos.

11.) Las que confieren a la empresa la facultad de elegir el lugar en el que el arbitramento o la amigable composición han de tener lugar, o escoger el factor territorial que ha de determinar la competencia del juez que conozca de las controversias.

12.) Las que confieren a la empresa plazos excesivamente largos o insuficientemente determinados para el cumplimiento de una de sus obligaciones, o para la aceptación de una oferta.

13.)Las que confieren a la empresa la facultad de modificar sus obligaciones cuando los motivos para ello sólo tienen en cuenta los intereses de la empresa.

14.) Las que presumen cualquier manifestación de voluntad en el suscriptor o usuario a no ser que:

a.) Se dé al suscriptor o usuario un plazo prudencial para manifestarse en forma explícita, y

b.) Se imponga a la empresa la obligación de hacer saber al suscriptor o usuario el significado que se atribuiría a su silencio, cuando comience el plazo aludido.

15.) Las que permiten presumir que la empresa ha realizado un acto que la ley o el contrato consideren indispensable para determinar el alcance o la exigibilidad de las obligaciones y derechos del suscriptor o usuario; y las que la eximan de realizar tal acto; salvo en cuanto la Ley 142 de 1994 autorice lo contrario.

16.) Las que permiten a la empresa, en el evento de terminación anticipada del contrato por parte del suscriptor o usuario, exigir a éste:

a.) Una compensación excesivamente alta por el uso de una cosa o de un derecho recibido en desarrollo del contrato, o

b.) Una compensación excesivamente alta por los gastos realizados por la empresa para adelantar el contrato; o

c.) Que asuma la carga de la prueba respecto al monto real de los daños que ha podido sufrir la empresa, si la compensación pactada resulta excesiva.

17.) Las que limitan el derecho del suscriptor o usuario a pedir la resolución del contrato, o perjuicios, en caso de incumplimiento total o parcial de la empresa.

18.) Las que limiten la obligación de la empresa a hacer efectivas las garantías de la calidad de sus servicios y de los bienes que entrega; y las que trasladan al suscriptor o usuario una parte cualquiera de los costos y gastos necesarios para hacer efectiva esa garantía; y las que limitan el plazo previsto en la ley para que el suscriptor o usuario ponga de presente los vicios ocultos de los bienes y servicios que recibe.

19.) Las que obligan al suscriptor o usuario a continuar con el contrato por más de dos años, o por un plazo superior al que autoricen las comisiones por vía general para los contratos con grandes suscriptores o usuarios; pero se permiten los contratos por término indefinido.

20.) Las que suponen que las renovaciones tácitas del contrato se extienden por períodos superiores a un año.

21.) Las que obligan al suscriptor o usuario a dar preaviso superior a dos meses para la terminación del contrato, salvo que haya permiso expreso de la Comisión.

22.) Las que obligan al suscriptor o usuario a aceptar por anticipado la cesión que la empresa haga del contrato, a no ser que en el contrato se identifique al cesionario o que se reconozca al cedido la facultad de terminar el contrato.

23.) Las que obliguen al suscriptor o usuario a adoptar formalidades poco usuales o injustificadas para cumplir los actos que le corresponden respecto de la empresa o de terceros.

24.) Las que limitan el derecho de retención que corresponda al suscriptor o usuario, derivado de la relación contractual.

25.) Las que impidan al suscriptor o usuario compensar el valor de las obligaciones claras y actualmente exigibles que posea contra la empresa.

26.) Cualesquiera otras que limiten en tal forma los derechos y deberes derivados del contrato que pongan en peligro la consecución de los fines del mismo, tal como se enuncian en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

27.) Conforme a la Ley 142 de 1994, la presunción de abuso de la posición dominante puede desvirtuarse si se establece que las cláusulas aludidas, al considerarse en el conjunto del contrato se encuentran equilibradas con obligaciones especiales que asume la empresa. La presunción se desvirtuará, además, según la misma ley, en aquellos casos en que se requiera permiso expreso de la Comisión para contratar una de las cláusulas a las que se refiere el artículo 133 de la Ley 142 de 1994, y ésta lo haya dado. Si se anula una de las cláusulas a las que se refiere el artículo 133 de la ley 142 de 1994, conservarán, sin embargo, su validez todas las demás que no hayan sido objeto de la misma sanción.

Conforme a los dispuesto por el inciso final del artículo 133 de la ley 142 de 1994, cuando la Comisión rinda concepto previo sobre un contrato de condiciones uniformes, o sobre sus modificaciones, el juez que lo estudie debe dar a ese concepto el valor de una prueba pericial firme, precisa, y debidamente fundada.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 11)

ARTÍCULO 5.15.3.9. CONFIABILIDAD Y CONTINUIDAD DEL SERVICIO. En el contrato de servicios públicos, la empresa indicará los aspectos relacionados con la continuidad y la calidad del servicio que suministrará a los suscriptores o usuarios, con sujeción a las disposiciones de la Comisión sobre esta materia.

La calidad del servicio de electricidad y gas comprenderá la definición de los criterios de calidad y continuidad a los que está sujeto el suministro de electricidad o de gas, de conformidad con lo previsto en las disposiciones de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, sobre esas materias.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 12)

ARTÍCULO 5.15.3.10. FALLA EN LA PRESTACION DEL SERVICIO. La responsabilidad por falla en la prestación del servicio de una empresa, de que tratan especialmente los artículos 136, 137, 139 y 142 de la ley 142 de 1994, se determinará sobre la base de los niveles de calidad y continuidad del servicio estipulados en el contrato, los cuales en ningún caso podrán ser inferiores a los definidos por la Comisión

(Fuente: R CREG 108/97, art. 13)

ARTÍCULO 5.15.3.11. REPARACIONES POR FALLA EN LA PRESTACION DEL SERVICIO. De acuerdo con lo previsto en el artículo 137 de la Ley 142 de 1994, la falla del servicio da derecho al suscriptor o usuario, desde el momento en el que se presente, a la resolución del contrato, o a su cumplimiento con las siguientes reparaciones:

1) A que no se le haga cobro alguno por conceptos distintos del consumo, o de la adquisición de bienes o servicios efectivamente recibidos, si la falla ocurre continuamente durante un término de quince (15) días o más, dentro de un mismo período de facturación. El descuento en el cargo fijo, opera de oficio por parte de la empresa.

2) A la indemnización de perjuicios, que en ningún caso se tasarán en menos del valor del consumo de un día del usuario afectado por cada día en que el servicio haya fallado totalmente o en proporción a la duración de la falla; más el valor de las multas, sanciones o recargos que la falla le haya ocasionado al suscriptor o usuario; más el valor de las inversiones o gastos en que el suscriptor o usuario haya incurrido para suplir el servicio.

3) La indemnización de perjuicios no procede si hay fuerza mayor o caso fortuito.

No podrán acumularse, en favor del suscriptor o usuario, el valor de las indemnizaciones a las que dé lugar este numeral con el de las remuneraciones que reciba por las sanciones impuestas a la empresa por las autoridades, si tienen la misma causa.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 14)

ARTÍCULO 5.15.3.12. TERMINACION UNILATERAL DEL CONTRATO POR PARTE DEL SUSCRIPTOR O USUARIO, POR CAMBIO DE COMERCIALIZADOR. Con excepción de los suscriptores o usuarios localizados en áreas de servicio exclusivo, y de los contratos a término fijo, el suscriptor o usuario podrá dar por terminado el contrato de servicios públicos suscrito con un comercializador, con el fin de suscribir un contrato con otro comercializador, siempre y cuando su permanencia con el primero haya sido por un período mínimo de doce (12) meses, y se encuentre a paz y salvo por el pago de las obligaciones emanadas del contrato, o garantice con título valor el pago de las obligaciones a su cargo, según lo indicado en el artículo 147 de la Ley 142 de 1994. Lo anterior no impide al suscriptor o usuario dar por terminado el contrato de servicios públicos cuando haya lugar a ello conforme a las leyes o al contrato.

PARAGRAFO. En las condiciones uniformes del contrato, la empresa no podrá exigir que el suscriptor o usuario de aviso de terminación por esta causal, con una antelación superior a un período de facturación.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 15)

De la conexión del servicio

ARTÍCULO 5.15.4.1. SOLICITUD. De conformidad con el artículo 134 de la ley 142 de 1994, cualquier persona que habite o utilice de modo permanente un inmueble, a cualquier título, tendrá derecho a recibir los servicios públicos domiciliarios de energía y/o gas por red de ductos, al hacerse parte de un contrato de servicios públicos. El prestador de servicios públicos, deberá decidir la solicitud de acuerdo con las siguientes reglas:

a) Para presentar la solicitud no podrán ser exigidos por la empresa más requisitos que los estrictamente necesarios para identificar al suscriptor potencial, al inmueble, y las condiciones especiales del suministro, si las hubiere. En caso de que la solicitud sea presentada en forma incompleta, la empresa deberá recibirla e indicarle al usuario los requisitos que falta por cumplir, de acuerdo con lo previsto en las condiciones uniformes. Una vez el usuario cumpla ante la empresa los requisitos previstos en el contrato, la empresa no podrá exigirle más requisitos, ni negarle la solicitud del servicio fundándose en motivos que haya dejado de indicar.

b) La solicitud debe ser resuelta dentro del plazo previsto en las condiciones uniformes de prestación del servicio, el cual no excederá de quince (15) días siguientes a la fecha de su presentación, a menos que se requiera de estudios especiales para autorizar la conexión, en cuyo caso el distribuidor dispondrá de un plazo de tres (3) meses para realizar la conexión.

PARAGRAFO 1o. Cuando existan dos o más empresas comercializadoras que ofrezcan el servicio a los suscriptores o usuarios de una misma red local, sea que se trate del servicio de energía eléctrica o de gas combustible, la solicitud se hará al comercializador que libremente escoja el usuario, salvo que se trate de áreas de servicio exclusivo para la prestación del servicio respectivo.

Corresponderá al comercializador efectuar ante la empresa distribuidora todas las gestiones necesarias para la conexión a la red de los usuarios que atiende, sin perjuicio de que estos asuman los costos correspondientes.

PARAGRAFO 2o. Sin perjuicio del derecho que tienen los usuarios a escoger el prestador del servicio, el comercializador que solicite y obtenga de la Comisión, la aprobación del costo de comercialización, cuando se trate del servicio de electricidad; o del costo unitario de distribución (Dt), tratándose del servicio de gas por red de ductos, para prestar el servicio en el área donde se localiza el suscriptor potencial o usuario, no podrá rechazar las solicitudes que le presenten los suscriptores potenciales o usuarios ubicados en esa área, cuando cumplan las condiciones previstas en el contrato para tal fin.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 16)

ARTÍCULO 5.15.4.2. NEGACION DEL SERVICIO. La empresa solo podrá negar la solicitud de conexión del servicio en los siguientes casos:

a) Por razones técnicas susceptibles de ser probadas que esten expresamente previstas en el contrato.

b) Cuando la zona haya sido declarada como de alto riesgo, según decisión de la autoridad competente.

c) Cuando el suscriptor potencial no cumpla las condiciones establecidas por la autoridad competente.

d) La negación de la conexión al servicio, deberá comunicarse por escrito al solicitante, con indicación expresa de los motivos que sustentan tal decisión. Contra esa decisión procede el recurso de reposición ante la empresa, y en subsidio el de apelación ante la Superintendencia de Servicios Públicos, conforme a las normas legales, que regulan los recursos ante las empresas de servicios públicos.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 17)

ARTÍCULO 5.15.4.3. MODALIDADES DEL SERVICIO. Sin perjuicio de las normas sobre subsidios y contribuciones, los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible por red de ductos, serán prestados bajo la modalidad residencial o no residencial. El residencial es aquel que se presta directamente a los hogares o núcleos familiares, incluyendo las áreas comunes de los conjuntos habitacionales. El servicio no residencial es el que se presta para otros fines.

PARAGRAFO 1o. Para efectos del servicio de energía eléctrica, podrán considerarse como residenciales los pequeños establecimientos comerciales o industriales conexos a los apartamentos o casas de habitación, cuya carga instalada sea igual o inferior a tres (3) kilovatios, si el inmueble esté destinado, en más de un 50% de su extensión, a fines residenciales.

PARAGRAFO 2o. Los suscriptores o usuarios residenciales serán clasificados de acuerdo con la estratificación socioeconómica que haya realizado la autoridad competente, según lo dispuesto en la Ley 142 de 1994.

PARAGRAFO 3o. Los suscriptores o usuarios no residenciales se clasificarán de acuerdo con la última versión vigente de la "Clasificación Industrial Internacional Uniforme de Todas las Actividades Económicas" (CIIU) de las Naciones Unidas. Se exceptúa a los suscriptores o usuarios oficiales, especiales, otras empresas de servicios públicos, y las zonas francas, que se clasificarán en forma separada.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 18)

ARTÍCULO 5.15.4.4. RED INTERNA. En lo referente a la red interna para el suministro del servicio, las empresas distribuidoras darán cumplimiento a lo establecido en los Códigos de Distribución de Energía Eléctrica y Gas u otras normas que expida la Comisión sobre tales materias, según el servicio de que se trate.

PARAGRAFO. Las facultades que esas normas otorguen a las empresas de distribución, para llevar un registro del personal autorizado que podrá construir y realizar el mantenimiento de la red interna, no confiere a tales empresas la atribución de limitar el número de registrados, o de negar dicho registro a las personas que reúnan las condiciones técnicas establecidas por las autoridades competentes. Dicho registro será público y las empresas tendrán la obligación de divulgarlo; igualmente, deberá suministrarlo en cualquier momento a petición del usuario. En todo caso, la existencia del registro no faculta a las empresas para favorecer monopolios, o impedir que las personas calificadas, según las normas, puedan ejercer su profesión u oficio.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 19)

ARTÍCULO 5.15.4.5. CONEXION DEL SERVICIO. Los aspectos relativos a la conexión y el procedimiento para efectuarla, así como los requerimientos técnicos, se regirán por las disposiciones contenidas en los Códigos de Distribución de Energía Eléctrica y de Gas, según el servicio de que se trate.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 20)

ARTÍCULO 5.15.4.6. CARGO POR CONEXION. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 136 de la ley 142 de 1994, la empresa podrá exigir, de acuerdo con las condiciones uniformes del contrato, que se haga un pago por conexión para comenzar a cumplir el contrato; pero no podrá alegar la existencia de controversias sobre el dominio del inmueble para incumplir sus obligaciones mientras el suscriptor o usuario cumpla las suyas.

PARAGRAFO 1o. Este cargo deberá ajustarse a lo dispuesto por la Comisión sobre esta materia.

PARAGRAFO 2o. El cargo por conexión se cobrará por una sola vez, al momento de efectuar la conexión al servicio. Las modificaciones a las conexiones existentes se tratarán como una conexión nueva.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 21)

ARTÍCULO 5.15.4.7. COBROS PROHIBIDOS. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 95 de la ley 142 de 1994, se prohibe el cobro de derechos de suministro, formularios de solicitud y otros servicios o bienes semejantes. Pero si una solicitud de conexión implicara estudios particularmente complejos, su costo, justificado en detalle, podrá cobrarse al interesado, salvo que se trate de un suscriptor o usuario residencial perteneciente a los estratos 1, 2 y 3.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 22)

ARTÍCULO 5.15.4.8. DE LA PROPIEDAD DE LAS CONEXIONES DOMICILIARIAS. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 135 de la ley 142 de 1994, la propiedad de las redes, equipos y elementos que integran una acometida externa será de quien los hubiere pagado, si no fueren inmuebles por adhesión. Pero ello no exime al suscriptor o usuario de las obligaciones resultantes del contrato y que se refieran a esos bienes.

Sin perjuicio de las labores propias de mantenimiento o reposición que sean necesarias para garantizar el servicio, las empresas no podrán disponer de las conexiones cuando fueren de propiedad de los suscriptores o usuarios, sin el consentimiento de ellos.

Lo aquí dispuesto no impide que se apliquen los procedimientos para imponer a los propietarios las servidumbres o la expropiación, en los casos y condiciones previstos en la ley.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 23)

ARTÍCULO 5.15.4.9. DE LA MEDICION INDIVIDUAL. La medición de los consumos de los suscriptores o usuarios se sujetará a las siguientes normas:

a) Con excepción de los inquilinatos, y de los usuarios incluidos en planes especiales de normalización del servicio, todo suscriptor o usuario deberá contar con equipo de medición individual de su consumo.

b) Cuando un inmueble cuente con una sola acometida y un solo equipo de medida y el servicio se utilice por varias personas naturales o jurídicas, se entenderá que existe un único suscriptor frente a la empresa. Por tanto, en estos casos, el costo de prestación del servicio deberá dividirse en cuotas partes entre los usuarios finales del mismo, y los derechos y obligaciones del contrato de condiciones uniformes serán exigibles o se harán efectivos por ese único suscriptor. No obstante, cualquier usuario que se encuentre ubicado dentro de un inmueble con tales características, tiene derecho a exigir a la empresa la medición individual de sus consumos, siempre y cuando asuma el costo del equipo de medición, caso en el cual a ese usuario se le tratará en forma independiente de los demás.

c) En las condiciones uniformes del contrato, la empresa determinará las características técnicas que deberá cumplir el equipo de medida, teniendo en cuenta lo que establezcan los Códigos de Distribución y/o Medida, y el mantenimiento que debe dárseles, con el fin de que los suscriptores o usuarios puedan escoger libremente al proveedor de tales bienes y servicios.

d) Los equipos de medición que la empresa exija a los suscriptores o usuarios deberán permitir que puedan hacer uso de las opciones tarifarias y estar en un todo de acuerdo con las que la empresa ofrezca a cada tipo de suscriptor o usuario. En todo caso, tratandose del servicio de energía eléctrica, la empresa no podrá exigir la instalación de equipos de medición de potencia, o con diferenciación horaria de energía, a los suscriptores o usuarios residenciales conectados al nivel de tensión uno (1).

e) <Literal derogado por el artículo 11 de la Resolución 96 de 2004.>

f) De acuerdo con los dispuesto por el artículo 144 de la ley 142 de 1994, cuando el contrato de condiciones uniformes exija al suscriptor o usuario adquirir los instrumentos necesarios para la medición y éste no lo haga dentro de un plazo de seis meses contados a partir de la fecha de la conexión al servicio, la empresa podrá suspender el servicio o terminar el contrato, sin perjuicio de que determine el consumo en la forma dispuesta por el artículo 146 de la ley 142 de 1994.

g) Cuando, según el contrato de condiciones uniformes, la instalación de los instrumentos de medición corresponda a la empresa, y transcurra un plazo de seis meses sin que ésta cumpla tal obligación, se entenderá que existe omisión de la empresa en la medición.

h) A partir de la vigencia de la presente resolución, las empresas tendrán un plazo máximo de tres (3) años para elevar los niveles de macro y micromedición, de modo que cubran por lo menos el noventa y cinco por ciento (95%) del total de sus usuarios para lo cual deberán dar prelación a los usuarios residenciales de los estratos 1, 2 y 3. El incumplimiento de lo aquí dispuesto constituye omisión imputable a la empresa en la colocación de medidores y, en consecuencia, le hará perder el derecho a recibir el precio, por parte de aquellos usuarios en defecto del 95%, de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 146 de la ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 24)

ARTÍCULO 5.15.4.10. CONTROL AL FACTOR DE POTENCIA EN EL SERVICIO DE ENERGIA ELECTRICA. En la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, se controlará el consumo de energía reactiva de los suscriptores o usuarios finales, y se liquidará y cobrará exclusivamente de la forma establecida en el artículo 11 de la Resolución CREG-082 de 2002.

PARÁGRAFO 1o. El factor de potencia inductiva (coseno phi inductivo) de las instalaciones deberá ser igual o superior a punto noventa (0.90). El operador de red podrá exigir a aquellas instalaciones cuyo factor de potencia inductivo viole este límite, que instalen equipos apropiados para controla r y medir la energía reactiva.

PARÁGRAFO 2o. Para efectos de lo establecido en el parágrafo anterior, la exigencia podrá hacerse en el momento de aprobar la conexión al servicio, o como consecuencia de una revisión de la instalación del usuario.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 25)

ARTÍCULO 5.15.4.11. CONTROL SOBRE EL FUNCIONAMIENTO DE LOS MEDIDORES. El control sobre el funcionamiento de los medidores se sujetará a las siguientes normas:

a) De acuerdo con lo dispuesto por el artículo 142 de la ley 142 de 1994, las condiciones uniformes del contrato permitirán tanto a la empresa como al suscriptor o usuario verificar el estado de los instrumentos que se utilicen para medir el consumo; y obligarán a ambos a adoptar precauciones eficaces para que no se alteren. Se permitirá a la empresa, inclusive, retirar temporalmente los instrumentos de medida para verificar su estado.

b) De acuerdo con lo dispuesto por el artículo 144 de la ley 142 de 1994, no será obligación del suscriptor o usuario cerciorarse de que los medidores funcionen en forma adecuada; pero sí será obligación suya hacerlos reparar o reemplazarlos, a satisfacción de la empresa, cuando se establezca que el funcionamiento no permite determinar en forma adecuada los consumos, o cuando el desarrollo tecnológico ponga a su disposición instrumentos de medida más precisos. Cuando el usuario o suscriptor, pasado un período de facturación, no tome las acciones necesarias para reparar o reemplazar los medidores, la empresa podrá hacerlo por cuenta del usuario o suscriptor.

c) Cuando el equipo de medida sea suministrado por la empresa, ésta deberá asumir la garantía de buen funcionamiento de dicho equipo por un período no inferior al que establezcan las normas sobre la materia o las que otorgue el fabricante de estos bienes.

d) En cuanto se refiere al transporte y distribución de gas, los contratos pueden reservar a las empresas, por razones de seguridad comprobables, la calibración y mantenimiento de los medidores.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 26)

ARTÍCULO 5.15.4.12. OTROS COBROS. En las condiciones uniformes del contrato, la empresa establecerá los valores a cobrar por concepto de revisión de instalaciones o transformadores, calibración de medidores y, en general, cualquier otro servicio que el suscriptor o usuario pueda contratar con la empresa o con terceros, con el fin de que el usuario pueda comparar el precio que le ofrece la empresa frente a otros proveedores de iguales bienes o servicios.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 27)

De la determinación del consumo facturable

ARTÍCULO 5.15.5.1. PERIODO DE FACTURACION. Con excepción de los medidores de prepago, en las zonas urbanas la empresa deberá efectuar la lectura de los medidores y expedir las facturas correspondientes. Los períodos de facturación para los suscriptores o usuarios ubicados en las áreas urbanas, serán mensuales o bimestrales.

Para los suscriptores o usuarios localizados en zonas rurales o de difícil acceso, se podrán establecer períodos de lectura trimestrales o semestrales, en cuyo caso las empresas deberán permitir que el suscriptor o usuario pague los consumos intermedios entre dos períodos consecutivos, según la lectura que haga el propio suscriptor o usuario de su medidor, pagos que se descontarán de la liquidación del consumo que efectúe la empresa.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 29)

ARTÍCULO 5.15.5.2. FALTA DE MEDICION POR ACCION U OMISION. Conforme a lo dispuesto por el artículo 146 de la Ley 142 de 1994, la falta de medición del consumo, por acción u omisión de la empresa, le hará perder el derecho a recibir el precio. La que tenga lugar por acción u omisión del suscriptor o usuario, justificará la suspensión del servicio o la terminación del contrato, sin perjuicio de que la empresa determine el consumo en las formas a las que se refiere el inciso tercero del citado artículo. Se entenderá igualmente que es omisión de la empresa la no colocación de medidores en un período superior a seis (6) meses después de la conexión del suscriptor o usuario.

PARAGRAFO 1o. Corresponderá a la empresa probar que realizó las diligencias oportunas para efectuar la medición en las oportunidades previstas en el contrato.

PARAGRAFO 2o. En las condiciones uniformes del contrato, la empresa podrá exigir a sus nuevos suscriptores o usuarios que los equipos de medida estén localizados en zonas de fácil acceso desde el exterior del inmueble.

PARAGRAFO 3o. Cuando la localización del equipo de medida de un suscriptor o usuario ocasione la suspensión del servicio por falta de medición del consumo, la empresa podrá exigir, como condición para la reconexión del servicio, el cambio en la localización del equipo de medida a una zona de fácil acceso desde el exterior del inmueble.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 30)

ARTÍCULO 5.15.5.3. DETERMINACION DEL CONSUMO FACTURABLE PARA SUSCRIPTORES O USUARIOS CON MEDICION INDIVIDUAL. Para la determinación del consumo facturable de los suscriptores o usuarios con medición individual se aplicarán las siguientes reglas:

1) Con excepción de los suscriptores o usuarios con medidores de prepago, el consumo a facturar a un suscriptor o usuario se determinará con base en las diferencias en el registro del equipo de medida entre dos lecturas consecutivas del mismo.

2) De acuerdo con el inciso 2o. del artículo 146 de la ley 142 de 1994, cuando, sin acción u omisión de las partes, durante un período no sea posible medir razonablemente con instrumentos los consumos, su valor podrá establecerse, según dispongan los contratos uniformes, con base en consumos promedios de otros períodos del mismo suscriptor o usuario, o con base en los consumos promedios de suscriptores o usuarios que estén en circunstancias similares, o con base en aforos individuales.

3) Cuando a un suscriptor o usuario se la haya retirado el equipo de medida para revisión y/o calibración, o éste se encuentre defectuoso, el consumo podrá establecerse, según dispongan los contratos uniformes, con base en consumos promedios de otros períodos del mismo suscriptor o usuario, o con base en los consumos promedios de suscriptores o usuarios que estén en circunstancias similares, o con base en aforos individuales.

4) En desarrollo de lo dispuesto en el inciso 3o. del artículo 144 y el inciso 4o. del artículo 146 de la ley 142 de 1994, cuando el usuario no tome las acciones necesarias para reparar o reemplazar los medidores, y la empresa se abstenga de hacerlo por cuenta del usuario o suscriptor, se entenderá que es omisión de la empresa la no colocación de los medidores.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 31)

ARTÍCULO 5.15.5.4. DETERMINACION DEL CONSUMO FACTURABLE PARA SUSCRIPTORES O USUARIOS QUE CARECEN DE MEDICION INDIVIDUAL POR RAZONES DE TIPO TECNICO, DE SEGURIDAD O DE INTERES SOCIAL. El consumo facturable a suscriptores o usuarios residenciales que no cuenten con equipos de medida por razones de tipo técnico, de seguridad o de interés social se determinará, con base en el consumo promedio de los últimos seis (6) meses de los suscriptores o usuarios del mismo estrato que cuenten con medida, considerando el mercado total de la empresa. Para suscriptores o usuarios no residenciales, el consumo se determinará con base en aforos individuales.

PARAGRAFO. En las condiciones uniformes del contrato, la empresa incluirá los parámetros que utilizará para la determinación del consumo a los suscriptores o usuarios que se encuentren en esta condición, incluyendo aquellos con servicio provisional o no permanente.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 32)

ARTÍCULO 5.15.5.5. DETERMINACION DEL CONSUMO FACTURABLE PARA SUSCRIPTORES O USUARIOS CON MEDICION COLECTIVA. El consumo facturable a suscriptores o usuarios con medición colectiva se determinará así: primero se establecerá el consumo colectivo con base en la diferencia en el registro del equipo de medida entre dos lecturas consecutivas. Luego se dividirá ese consumo entre el número de suscriptores o usuarios.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 33)

ARTÍCULO 5.15.5.6. DETERMINACION DEL CONSUMO FACTURABLE PARA USUARIOS RESIDENCIALES LOCALIZADOS EN ZONAS DE ASENTAMIENTOS SUBNORMALES. El consumo facturable a usuarios localizados en zonas de asentamientos subnormales o marginales, a los cuales se les presta el servicio mediante programas provisionales de normalización del mismo, y que no cuenten con medida individual, se determinará con base en el promedio de los últimos seis (6) meses de los suscriptores o usuarios del estrato socioeconómico predominante en el sector donde se encuentre ubicado el usuario, atendidos por esa empresa.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 34)

De la liquidación del consumo y las facturas

Disposiciones generales

ARTÍCULO 5.15.6.1.1. LIQUIDACION DE LOS CONSUMOS. Para liquidar los consumos a los suscriptores o usuarios en cada período de facturación, la empresa aplicará las tarifas que hayan estado vigentes el mayor número de días de consumo del período correspondiente al ciclo de facturación al que pertenezca el suscriptor o usuario.

Adicionalmente, se tendrán en cuenta las siguientes normas sobre esta materia:

a) Para los suscriptores o usuarios que hagan parte de un sistema de medición prepago, la empresa se sujetará al cargo de Comercialización Prepago aprobado por la CREG. Mientras la Comisión aprueba este cargo, el comercializador podrá aplicar una disminución de los cargos de comercialización, que tenga en cuenta el hecho de que no se requieren la lectura periódica del equipo de medida, la entrega de la factura en el domicilio y la gestión de recaudo.

b) Sin perjuicio de las normas sobre subsidios y contribuciones los consumos de las áreas comunes de los conjuntos habitacionales se liquidarán en la misma forma en que se liquidan los consumos, de los suscriptores o usuarios del respectivo conjunto habitacional.

c) Por solicitud expresa de la mayoría absoluta de los propietarios de un conjunto habitacional, la empresa podrá facturar directamente a cada suscriptor o usuario la parte proporcional del consumo de las áreas comunes, aplicando los coeficientes de copropiedad establecidos en el respectivo régimen de propiedad horizontal. La decisión de los copropietarios deberá constar en el acta de la asamblea en la cual se tomó esa decisión.

d) Una vez se cumplan las condiciones establecidas para aplicar el cargo por disponibilidad del servicio, cuando el valor de los consumos liquidados a un suscriptor o usuario, sea menor que el cargo por disponibilidad que tenga aprobado la empresa, ésta podrá facturar al suscriptor o usuario el cargo por disponibilidad. En el caso de inquilinatos, el cargo por disponibilidad se entiende aplicable al inmueble.

e) La empresa podrá aproximar, por defecto o por exceso, el valor total de la factura al número entero de decenas más cercano. Si la fracción es superior a cinco pesos ($ 5.00), la empresa podrá aproximar a los diez pesos ($ 10.00); en caso contrario se despreciará.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 35) (Fuente: R CREG 096/04, art. 5)

ARTÍCULO 5.15.6.1.2. FACTURACION OPORTUNA. Las empresas deberán facturar en forma oportuna los servicios objeto de suministro. Para estos efectos, el lapso de tiempo comprendido entre la fecha de lectura del medidor del suscriptor o usuario y la fecha de entrega de la respectiva factura, no podrá ser superior a un período de facturación, salvo los casos en que medie mora del suscriptor o usuario, caso en el cual podrán cobrarse los saldos insolutos de los periodos anteriores.

PARAGRAFO 1o. Para cumplir lo establecido en este artículo, las empresas deberán ajustar sus ciclos de facturación en un plazo máximo de un año, contado a partir de la vigencia de la presente resolución.

PARAGRAFO 2o. Los ciclos de facturación serán decididos por la empresa, de acuerdo con el tamaño de su mercado, sin que requiera autorización previa alguna.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 36)

ARTÍCULO 5.15.6.1.3. INVESTIGACION DE DESVIACIONES SIGNIFICATIVAS. Para elaborar las facturas, es obligación de las empresas adoptar mecanismos eficientes que permitan someter su facturación a investigación de desviaciones significativas entre el consumo registrado del suscriptor o usuario durante un período de facturación y sus promedios de consumo anteriores.

PARAGRAFO 1o. <Aparte en rojo SUSPENDIDO provisionalmente> Se entenderá por desviaciones significativas, en el período de facturación correspondiente, los aumentos o reducciones en los consumos que, comparados con los promedios de los últimos tres períodos, si la facturación es bimestral, o de los últimos seis períodos si la facturación es mensual, sean mayores a los porcentajes que fijen las empresas en las condiciones uniformes del contrato.

PARAGRAFO 2o. La Empresa deberá practicar las visitas y realizar las pruebas técnicas que se requieran con el fin de precisar la causa que originó la desviación detectada en la revisión previa.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 37)

ARTÍCULO 5.15.6.1.4. FACTURACION EN CASO DE DESVIACIONES SIGNIFICATIVAS. Mientras se establece la causa de desviación del consumo, la empresa determinará el consumo con base en los consumos anteriores del usuario, o con los consumos promedios de suscriptores o usuarios en circunstancias semejantes, o mediante aforo individual, de acuerdo con lo establecido en los contratos de condiciones uniformes. En la factura de cobro deberá especificarse la causa de la desviación.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 38)

ARTÍCULO 5.15.6.1.5. RESTABLECIMIENTO ECONOMICO POR DESVIACIONES SIGNIFICATIVAS. Una vez aclarada la causa de las desviaciones, la empresa procederá a establecer las diferencias entre los valores facturados, que serán abonados o cargados al suscriptor o usuario, según sea el caso, en el siguiente período de facturación.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 39)

ARTÍCULO 5.15.6.1.6. PLAZO MAXIMO PARA REALIZAR LA INVESTIGACION DE DESVIACIONES SIGNIFICATIVAS Y EL COBRO DE SERVICIOS NO FACTURADOS POR ERROR U OMISION. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 150 de la ley 142 de 1994, al cabo de cinco (5) meses de haber entregado las facturas, las empresas no podrán cobrar bienes o servicios que no facturaron por error, omisión o investigación de desviaciones significativas frente a consumos anteriores. Se exceptúan los casos en que se compruebe dolo del suscriptor o usuario.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 40)

ARTÍCULO 5.15.6.1.7. CONTENIDO DE LAS FACTURAS. Las facturas señalarán el valor del consumo y demás servicios inherentes al servicio prestado sobre los cuales haya existido estipulación en el contrato de servicios públicos, de acuerdo con la ley.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 41)

ARTÍCULO 5.15.6.1.8. REQUISITOS MINIMOS DE LA FACTURA. Las facturas de cobro de los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible por red física, contendrán, como mínimo, la siguiente información:

a) Nombre de la empresa responsable de la prestación del servicio.

b) Nombre del suscriptor y dirección del inmueble receptor del servicio.

c) Estrato socioeconómico y clase de uso del servicio.

d) Período por el cual se cobra el servicio, consumo correspondiente a ese período y valor.

e) Lectura anterior del medidor de consumo, si existiere.

f) Lectura actual del medidor de consumo, si existiere.

g) Causa de la falta de lectura, en los casos en que no haya sido posible realizarla.

h) Fechas máximas de pago oportuno, fecha de suspensión y/o corte del servicio y valor total de la factura.

i) Consumo en unidades físicas de los últimos seis (6) períodos, cuando se trate de facturaciones mensuales, y de los últimos tres (3) períodos, cuando se trate de facturaciones bimestrales; en defecto de lo anterior, deberá contener el promedio de consumo, en unidades correspondientes, al servicio de los seis (6) últimos meses.

j) Los cargos expresamente autorizados por la Comisión.

k) Valor de las deudas atrasadas.

l) Cuantía de los intereses moratorios, y señalamiento de la tasa aplicada.

m) Monto de los subsidios, y la base de su liquidación.

n) Cuantía de la contribución de solidaridad, así como el porcentaje aplicado para su liquidación.

o) Sanciones de carácter pecuniario.

p) Cargos por concepto de reconexión o reinstalación.

q) Otros cobros autorizados.

r) <Literal adicionado por el artículo 1o. de la Resolución 015 de 1999.> El Costo de Prestación del Servicio con base en el cual se definió la tarifa aplicada a la liquidación del consumo facturado, y la desagregación de dicho Costo por actividad.

Para el servicio público domiciliario de electricidad se incluirán los valores unitarios de cada uno de los componentes del Costo de Prestación del Servicio (Cu), determinados de acuerdo con la fórmula tarifaria general definida en la resolución CREG-031 de 1997, expresados dichos componentes de la siguiente manera:

G_m,t:	Costos de compra de energía (Generación) (valor en $/kWh)
T_m,t,z:	Costo promedio por uso del STN (Transmisión) (valor en $/kWh)
D_n,m:	Costo de distribución (valor en $/kWh)
O_m,t:	Costos adicionales del mercado mayorista (valor en $/kWh), correspondiente al mes m del año t.
PR_n,t:	Fracción (o Porcentaje expresado como fracción) de pérdidas de energía acumuladas hasta el nivel de tensión n, reconocidas para el año t.
C_m,t:	Costo de comercialización correspondiente al mes m del año t. (valor en $/kWh)

Para el servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería, se incluirán los valores unitarios de cada uno de los componentes del Cargo Promedio Máximo por Unidad (Mst), determinados de acuerdo con la fórmula tarifaria general definida en la resolución CREG-057 de 1996, expresados dichos componentes de la siguiente manera:

G_t:	Costo promedio máximo unitario para compras de gas natural en troncal en el año t. (valor en $/m3).
T_t:	Costo promedio máximo unitario de transporte en troncal en el año t. (valor en $/m3).
D_t:	Cargo promedio máximo unitario permitido al distribuidor por uso de la red en el año t. (valor en $/m3).
S_t:	Cargo o margen máximo unitario de comercialización en el año t. (valor en $/m3).
K_st:	Factor de corrección en el año t (que puede ser positivo o negativo). (valor en $/m3).

En las facturas deberá también incluirse los montos de contribución y subsidios así como los porcentajes que se aplica para tal fin.

s) Los comercializadores de energía eléctrica deberán incluir en la factura, la información sobre calidad del servicio de acuerdo con la regulación vigente, discriminándola así:

1. Los Indicadores de Calidad DES y FES calculados, o los Indicadores DES y FES por defecto.

2. El Valor Máximo Admisible para los Indicadores de Calidad DES y FES.

3. Valor compensado al usuario por incumplimiento en los Indicadores de Calidad DES y/o FES, en el servicio que presta el distribuidor.

4. Valor compensado al usuario por incumplimiento en los niveles de calidad del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN. Este valor se calculará como la diferencia entre los cargos T y T', multiplicada por el consumo del período de facturación.

La información referente a la calidad señalada en los numerales 1 y 2 de este literal deberá incluirse con independencia de que le apliquen o no compensaciones al usuario.

PARAGRAFO. En el caso de los suscriptores o usuarios que forman parte de un Sistema de Comercialización Prepago, el comercializador registrará en su sistema al momento de la activación del prepago la siguiente información:

a) Identificación como Servicio de Comercialización de Prepago;

b) Nombre de la empresa responsable de la prestación del servicio;

c) Nombre del suscriptor o usuario y dirección del inmueble receptor del servicio;

d) Identificación del medidor;

e) Estrato socioeconómico y clase de uso del servicio;

f) Cantidad de energía prepagada y valor del consumo prepagado que se está registrando;

g) Cantidad de energía prepagada, valor y fecha de activación de los últimos nueve (9) prepagos;

h) Subsidio o contribución de la compra, si existieren;

i) Valor de las compensaciones por calidad del servicio, si las hubiere;

j) Promedio de consumo, en unidades correspondientes, del servicio de los últimos seis (6) meses;

k) Valor del costo unitario del servicio desagregado;

l) Valor de la parte del prepago aplicado a la deuda por consumo, si existiere;

m) Valor del saldo de la deuda pendiente por consumo, si existiere;

n) Valor de la parte del prepago aplicado a obligaciones a favor de terceros.

El usuario podrá pedir copia de esta información, dentro del mes siguiente a la activación del prepago, y la misma hará las veces de una factura en los eventos en que se requiera. En relación con aspectos ajenos a la factura, el usuario tendrá derecho a reclamar en la forma prevista por la Ley 142 de 1994.

Adicionalmente el usuario tiene el derecho a recibir un extracto, previa solicitud del mismo, sobre el consumo efectivamente realizado en los últimos nueve (9) períodos de prepago.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 42) (Fuente: R CREG 046/12, art. 2) (Fuente: R CREG 058/00, art. 4) (Fuente: R CREG 015/99, art. 1)

ARTÍCULO 5.15.6.1.9. MERITO DE LA FACTURA. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 130 de la ley 142 de 1994, la factura expedida por la empresa debidamente firmada por el representante legal de la empresa o quien haga sus veces, prestará mérito ejecutivo de acuerdo con las normas del derecho comercial y civil. En consecuencia, no pagada una factura dentro del plazo señalado por la empresa, podrá ser cobrada ejecutivamente ante los jueces competentes o bien ejerciendo la jurisdicción coactiva por las empresas oficiales de servicios públicos, sin perjuicio de la aplicación de las demás sanciones legales y contractuales a que haya lugar.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 43)

ARTÍCULO 5.15.6.1.10. COBRO DE VARIOS SERVICIOS PUBLICOS. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 147 de la ley 142 de 1994, las empresas podrán emitir factura conjunta para el cobro de los diferentes servicios que hacen parte de su objeto y para aquellos prestados por otras empresas de servicios públicos con las cuales hayan celebrado convenios con tal propósito.

PARAGRAFO 1o. En las facturas en las que se cobren varios servicios, será obligatorio totalizar por separado cada servicio, cada uno de los cuales podrá ser pagado independientemente de los demás. Las sanciones aplicables por no pago procederán únicamente respecto del servicio que no sea pagado.

PARAGRAFO 2o. En los casos en que, en forma conjunta con los servicios de energía eléctrica o gas combustible, se facturen los servicios de saneamiento básico, y en particular los de aseo público y alcantarillado; no podrán cancelarse éstos con independencia de aquéllos, salvo que exista prueba de mediar petición, queja o recurso debidamente interpuesto ante la entidad prestataria del servicio de saneamiento básico, aseo o alcantarillado.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 44)

ARTÍCULO 5.15.6.1.11. REMISION DE LA FACTURA. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 148 de la ley 142 de 1994, en los contratos se pactará la forma, tiempo, sitio y modo en que la empresa hará conocer la factura a los suscriptores o usuarios, y el conocimiento se presumirá de derecho cuando la empresa cumpla lo estipulado. Corresponde a la empresa demostrar su cumplimiento.

El suscriptor o usuario no estará obligado a cumplir las obligaciones que le cree la factura, sino después de conocerla

No podrán cobrarse servicios no prestados, tarifas ni conceptos diferentes a los previstos en las condiciones uniformes del contrato, ni se podrá alterar la estructura tarifaria definida para cada servicio público.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 45)

ARTÍCULO 5.15.6.1.12. ENTREGA DE LA FACTURA. Las empresas deberán entregar las facturas respectivas, por lo menos con cinco (5) días hábiles de antelación a la fecha de vencimiento del plazo en que debe efectuarse el pago. De no encontrarse el suscriptor o usuario, la factura correspondiente se deberá dejar en el sitio de acceso al inmueble o a la unidad residencial.

PARAGRAFO. En las localidades, zonas o lugares donde no se puedan despachar las cuentas de cobro directamente al suscriptor o usuario, la empresa deberá informar con anticipación para que la reclamen en los lugares señalados para ello. Lo anterior se aplicará en los casos en que por causas ajenas a la empresa, la entrega de la factura no fuere posible.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 46)

ARTÍCULO 5.15.6.1.13. PROHIBICION DE EXONERACION. De acuerdo con lo dispuesto por el artículo 99 de la ley 142 de 1994, la empresa no podrá exonerar a ningún suscriptor o usuario del pago de los servicios públicos que preste.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 47)

ARTÍCULO 5.15.6.1.14. PAGO DEL SERVICIO DE LOS TRABAJADORES. La empresa que asuma total o parcialmente, el costo de prestación del servicio de electricidad o gas de sus trabajadores, solo podrá hacerlo contra sus utilidades y/o contra su patrimonio.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 48)

Desagregación de los costos de prestación del servicio

ARTÍCULO 5.15.6.2.1. A partir de la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución, las publicaciones sobre tarifas, de que trata el artículo 125 de la Ley 142 de 1994 y la regulación, deberán hacerse con la desagregación de los costos de prestación del servicio en la forma señalada en el artículo 1o. de esta resolución.

(Fuente: R CREG 015/99, art. 3)

ARTÍCULO 5.15.6.2.2. En las ofertas y en los contratos celebrados con Usuarios No Regulados o grandes consumidores, así como en las facturas que se emitan a estos usuarios, se deberán incluir los precios de la electricidad y del gas negociados libremente, desagregados en los diferentes componentes correspondientes a cada una de las etapas del respectivo servicio.

(Fuente: R CREG 015/99, art. 4)

Suspensión del servicio de común acuerdo

ARTÍCULO 5.15.7.1. SUSPENSION DEL SERVICIO DE COMUN ACUERDO. De acuerdo con lo previsto en el artículo 138 de la ley 142 de 1994, podrá suspenderse el servicio cuando lo solicite un suscriptor o usuario, si convienen en ello la empresa y los terceros que puedan resultar afectados. De la misma manera podrán las partes terminar el contrato. Este señalará el plazo máximo de suspensión del servicio.

PARAGRAFO. En la suspensión de común acuerdo el suscriptor o usuario podrá solicitar que se realice la suspensión física del servicio, caso en el cual la empresa podrá cobrar el valor establecido para una suspensión.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 49)

ARTÍCULO 5.15.7.2. PRESENTACION DE LA SOLICITUD. La solicitud de suspensión del servicio debe presentarla el suscriptor o usuario por lo menos con cuarenta y ocho horas de anticipación a la fecha a partir de la cual se espera hacer efectiva la suspensión.

PARAGRAFO 1o. En caso que la suspensión afecte a terceros, la solicitud debe ir acompañada de la autorización escrita de éstos. Si no se cumple esta formalidad, la empresa no podrá efectuar la suspensión solicitada.

PARAGRAFO 2o. En las condiciones uniformes del contrato deberán señalarse, en forma expresa, las causales por las cuales no procede la suspensión de común acuerdo.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 50)

ARTÍCULO 5.15.7.3. FACTURACION DURANTE LA SUSPENSION. Durante el período de suspensión del servicio de común acuerdo, la empresa no podrá facturar los cargos tarifarios aprobados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

PARAGRAFO. La suspensión del servicio de común acuerdo no libera al suscriptor o usuario del cumplimiento de las obligaciones contraídas con anterioridad a ésta. La empresa podrá emitir factura cuando existan deudas pendientes por consumos anteriores, por financiación de cargos por conexión, o cuando se compruebe que existe consumo en la instalación.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 51)

ARTÍCULO 5.15.7.4. TERMINACION DEL CONTRATO Y FACTURACION POR INMUEBLE DEMOLIDO. Cuando un inmueble haya sido demolido, se dará por terminado el contrato a petición de parte. Ocurrido esto, la empresa no podrá emitir factura alguna, salvo que tenga obligaciones pendientes por parte del suscriptor o usuario, que no hayan sido satisfechas a la terminación del contrato.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 52)

De las sanciones

ARTÍCULO 5.15.8.1. INCUMPLIMIENTO DEL CONTRATO. El incumplimiento del contrato por parte del suscriptor o usuario da lugar a la suspensión del servicio, o a tener por resuelto el contrato y proceder al corte del servicio, de acuerdo con lo dispuesto por la Ley 142 de 1994, en especial los artículos 140 y 141, y lo que dispongan las condiciones uniformes del contrato.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 53)

ARTÍCULO 5.15.8.2. SUSPENSION POR INCUMPLIMIENTO. De acuerdo con lo previsto en el artículo 140 de la ley 142 de 1994, el incumplimiento del contrato por parte del suscriptor o usuario da lugar a la suspensión del servicio en los eventos señalados en las condiciones uniformes del contrato de servicios y en todo caso en los siguientes:

a) La falta de pago por el término que fije la entidad prestadora, sin exceder en todo caso de tres períodos de facturación;

b) Fraude a las conexiones, acometidas, medidores o redes;

c) La alteración inconsulta y unilateral por parte del usuario o suscriptor de las condiciones contractuales de prestación del servicio;

d) De acuerdo con lo dispuesto en el numeral 5o. del artículo 133 de la ley 142 de 1994, en el caso de los suscriptores o usuarios beneficiarios de subsidios, dar a la energía eléctrica y/o al gas combustible, un uso distinto de aquel por el cual se otorga el subsidio, o revenderlo a otros usuarios.

PARAGRAFO. Así mismo, de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 140 de la ley 142 de 1994, durante la suspensión, ninguna de las partes podrá tomar medidas que hagan imposible el cumplimiento de las obligaciones recíprocas, tan pronto termine la causal de suspensión. Haya o no suspensión, la entidad prestadora podrá ejercer todos los demás derechos que las leyes y el contrato de servicios públicos le conceden para el evento del incumplimiento.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 55)

ARTÍCULO 5.15.8.3. CORTE DEL SERVICIO. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 141 de la ley 142 de 1994, el incumplimiento del contrato por un periodo de varios meses, o en forma repetida, o en materias que afecten gravemente a la empresa o ha terceros, permite a la empresa tener por resuelto el contrato y proceder al corte del servicio, en las condiciones uniformes se precisará las causales de incumplimiento que dan lugar a tener por resuelto el contrato.

Se presume que el atraso en el pago de tres facturas de servicios y la reincidencia en una causal de suspensión dentro de un periodo de dos años, es materia que afecta gravemente a la empresa, que permite resolver el contrato y proceder al corte del servicio.

La entidad prestadora podrá proceder igualmente al corte en el caso de acometidas fraudulentas.

PARAGRAFO. Se entenderá que para efectos penales la energía eléctrica es un bien mueble; en consecuencia, la obtención del servicio mediante acometida fraudulenta constituirá para todos los efectos, un hurto.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 56)

ARTÍCULO 5.15.8.4. RESTABLECIMIENTO DEL SERVICIO. De acuerdo con lo dispuesto por el artículo 142 de la ley 142 de 1994, para restablecer el servicio, si la suspensión o el corte fueren imputables al suscriptor o usuario, éste debe eliminar su causa, pagar todos los gastos de reinstalación o reconexión en que incurra la empresa, y satisfacer las demás sanciones a que hubiere lugar, todo de acuerdo con las condiciones uniformes del contrato.

PARAGRAFO 1o. La empresa establecerá en las condiciones uniformes del contrato los valores a cobrar por la reconexión y reinstalación del servicio a los suscriptores o usuarios.

PARAGRAFO 2o. Una vez el suscriptor o usuario cumpla las condiciones para la reconexión o reinstalación del servicio, la empresa deberá restablecer el servicio en un término no mayor al señalado en las condiciones uniformes para efectuar la reconexión o reinstalación, el cual en todo caso no podrá exceder de tres días. Así lo dice el código de Distribución de gas.

PARAGRAFO 3o. Cuando la causal de suspensión o corte del servicio sea el no pago, la única sanción monetaria aplicable al suscriptor o usuario, es el cobro de intereses de mora de acuerdo con lo previsto por el artículo 96 de la ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 57)

De los procedimientos

ARTÍCULO 5.15.9.1. DERECHO DE PETICION Y DE RECURSO. De acuerdo con lo previsto en el artículo 152 de la ley 142 de 1994, es de la esencia del contrato de servicios públicos que el suscriptor o usuario pueda presentar a la empresa peticiones, quejas y recursos relativos al contrato de servicios públicos.

Las normas sobre presentación, trámite y decisión de recursos se interpretarán y aplicarán teniendo en cuenta las costumbres de las empresas comerciales en el trato con su clientela, de modo que, en cuanto la ley no disponga otra cosa, se proceda de acuerdo con tales costumbres.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 58)

ARTÍCULO 5.15.9.2. DE LA OFICINA DE PETICIONES Y RECURSOS. De acuerdo con lo previsto en el artículo 153 e la ley 142 de 1994, todas las personas prestadoras de servicios públicos domiciliarios constituirán una "oficina de peticiones, quejas y recursos", la cual tiene la obligación de recibir, atender, tramitar y responder las peticiones o reclamos y recursos verbales o escritos que presenten los usuarios, los suscriptores o los suscriptores potenciales en relación con el servicio o los servicios que presta dicha empresa.

Estas "oficinas" llevarán una detallada relación de las peticiones y recursos presentados y del trámite y las respuestas que dieron.

Las peticiones y recursos serán tramitados de conformidad con las normas vigentes sobre el derecho de petición.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 59)

ARTÍCULO 5.15.9.3. DE LOS RECURSOS. De acuerdo con lo previsto en el artículo 154 de la ley 142 de 1994, el recurso es un acto del suscriptor o usuario para obligar a la empresa a revisar ciertas decisiones que afectan la prestación del servicio o la ejecución del contrato. Contra los actos de negativa del contrato, suspensión, terminación, corte y facturación que realice la empresa proceden el recurso de reposición, y el de apelación en los casos en que expresamente lo consagre la ley.

No son procedentes los recursos contra los actos de suspensión, terminación y corte, si con ellos se pretende discutir un acto de facturación que no fue objeto de recurso oportuno.

El recurso de reposición contra los actos que resuelvan las reclamaciones por facturación debe interponerse dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha de conocimiento de la decisión. En ningún caso, proceden reclamaciones contra facturas que tuviesen más de cinco (5) meses de haber sido expedidas por las empresas de servicios públicos.

De los recursos de reposición y apelación contra los demás actos de la empresa que enumera el inciso primero de este artículo debe hacerse uso dentro de los cinco días siguientes a aquel en que la empresa ponga el acto en conocimiento del suscriptor o usuario, en la forma prevista en las condiciones uniformes del contrato.

Estos recursos no requieren presentación personal ni intervención de abogado aunque se emplee un mandatario. Las empresas deberán disponer de formularios para facilitar la presentación de los recursos a los suscriptores o usuarios que deseen emplearlos. La apelación se presentará ante la superintendencia.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 60)

ARTÍCULO 5.15.9.4. DEL PAGO Y DE LOS RECURSOS. De acuerdo con lo previsto en el artículo 155 de la ley 142 de 1994, ninguna empresa de servicios públicos podrá exigir la cancelación de la factura como requisito para atender un recurso relacionado con ésta. Salvo en los casos de suspensión en interés del servicio, o cuando esta pueda hacerse sin que sea falla del servicio, tampoco podrá suspender, terminar o cortar el servicio, hasta tanto haya notificado al suscriptor o usuario la decisión sobre los recursos procedentes que hubiesen sido interpuestos en forma oportuna.

Sin embargo, para recurrir el suscriptor o usuario deberá acreditar el pago de las sumas que no han sido objeto de recurso, o del promedio del consumo de los últimos cinco períodos.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 61)

ARTÍCULO 5.15.9.5. DE LAS CAUSALES Y TRAMITE DE LOS RECURSOS. De acuerdo con lo previsto en el artículo 156 de la ley 142 de 1994, los recursos pueden interponerse por violación de la ley o de las condiciones uniformes del contrato. En las condiciones uniformes de los contratos se indicará el trámite que debe darse a los recursos, y los funcionarios que deben resolverlos.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 62)

ARTÍCULO 5.15.9.6. DEL TERMINO PARA RESPONDER EL RECURSO. De acuerdo con lo previsto en el artículo 158 de la ley 142 de 1994, la empresa responderá los recursos, quejas y peticiones dentro del término de quince (15) días hábiles contados a partir de la fecha de su presentación. Pasado ese término, y salvo que se demuestre que el suscriptor o usuario auspició la demora, o que se requirió de la práctica de pruebas, se entenderá que el recurso ha sido resuelto en forma favorable a él.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 63)

ARTÍCULO 5.15.9.7. DE LA NOTIFICACION DE LA DECISION SOBRE PETICIONES Y RECURSOS. De acuerdo con lo previsto en el artículo 159 de la ley 142 de 1994, la notificación de la decisión sobre un recurso o una petición se efectuará en la forma prevista en la Ley 142 de 1994. El recurso de apelación sólo puede interponerse como subsidiario del de reposición ante la superintendencia.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 64)

ARTÍCULO 5.15.9.8. PLAZO PARA ADECUAR LOS CONTRATOS DE CONDICIONES UNIFORMES. Las empresas a quienes se aplica esta resolución deberán adecuar los contratos de condiciones uniformes que ofrecen a sus usuarios, de acuerdo con lo establecido en la presente resolución, a más tardar el 1o. de enero de 1998.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 65)

ARTÍCULO 5.15.9.9. DIFUSION. Las Empresas adelantarán actividades de difusión de la presente resolución, entre los suscriptores, usuarios, personeros municipales, y los comités de desarrollo y control social de los servicios públicos domiciliarios, con sujeción a la ley.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 66)

PARTE 16

Zonas de difícil acceso en el SIN, los criterios para su delimitación y se establecen condiciones especiales de prestación del servicio de energía eléctrica en esas zonas

Generalidades

ARTÍCULO 5.16.1.1. OBJETO. Esta resolución tiene por objeto definir zonas de difícil acceso para la prestación del servicio público domiciliario de electricidad en el Sistema interconectado Nacional (SIN), en las cuales se pueden aplicar las condiciones especiales de prestación del servicio que se definen en esta resolución a usuarios regulados allí conectados, buscando que los prestadores disminuyan los costos de comercialización que enfrentan y reduzcan el riesgo de cartera, se promueva la expansión eficiente de la cobertura, dando además sostenibilidad a los planes ya ejecutados, y garantizando la implementación de medidas que permitan a los usuarios la posibilidad de conservar el servicio.

(Fuente: R CREG 037/18, art. 1)

ARTÍCULO 5.16.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a los comercializadores de electricidad que decidan acogerse a esta, y que atienden usuarios regulados del SIN ubicados en zonas de difícil acceso.

(Fuente: R CREG 037/18, art. 2)

ARTÍCULO 5.16.1.3. RESPONSABILIDADES DEL COMERCIALIZADOR QUE APLICA OPCIONES DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO. Son responsabilidades adicionales del comercializador las siguientes:

a) Diseñar, bajo su responsabilidad, las opciones de prestación del servicio que mejor cumplan los objetivos descritos en el artículo 1o de esta resolución, garantizando en todo momento que las mismas brinden los beneficios que se esperan para los usuarios en términos de mantener el servicio.

b) Atendiendo el criterio de eficiencia económica, el comercializador deberá garantizar que la opción de prestación del servicio que diseñe sea favorable tanto para la empresa como para los usuarios que se puedan beneficiar de la misma.

c) Efectuar, a su costo, las adecuaciones tecnológicas, técnicas, de comunicaciones o logísticas que sean del caso con el objeto de aplicar la condición especial, garantizando la reducción del costo de atención y el cumplimiento de los requisitos que se establecen en esta resolución.

d) Suscribir contratos de condiciones uniformes con estipulaciones que sean objeto de acuerdo especial, con uno o varios usuarios, cuando a su criterio determine que son objeto de la aplicación de alguna de las condiciones especiales establecidas en el capítulo 3 de esta resolución.

e) Garantizar la continuidad del servicio a aquellos usuarios que se encuentran en situación de vulnerabilidad, independientemente de la opción de prestación del servicio que le aplique, la cual deberá ser verificada por el respectivo comercializador.

f) Garantizar la prestación eficiente del servicio, la medición real de los consumos y los derechos de los usuarios en las condiciones establecidas en la ley, independientemente de la condición especial que escoja para aplicar a usuarios de ZDA.

g) Aplicar la opción especial escogida al usuario o usuarios seleccionados, por el término mínimo de un (1) año.

h) Reportar al SUI en los formatos que para el efecto se establezcan, la información relacionada con los usuarios, zonas y las opciones aplicadas.

(Fuente: R CREG 037/18, art. 4)

De los criterios para establecer una ZDA en el SIN

ARTÍCULO 5.16.2.1. DEL CUMPLIMIENTO DE CRITERIOS. Un usuario regulado del servicio de electricidad conectado al Sistema Interconectado Nacional (SIN), podrá ser objeto de aplicación de una opción de prestación del servicio por parte de un comercializador, cuando estando ubicado en una zona geográfica que hace parte de una zona rural cumple al menos uno de los criterios que se establecen en los artículos 6o, 7o, 8o y 9o de esta resolución.

(Fuente: R CREG 037/18, art. 5)

ARTÍCULO 5.16.2.2. CRITERIO RELACIONADO CON EL TIPO DE USUARIO ATENDIDO. Se considerarán ubicados en una ZDA del SIN:

a) Todos los usuarios regulados ubicados en zonas rurales que se hubiesen conectado al SIN o que se conecten hacia el futuro, en cumplimiento de los Planes de Cobertura establecidos para alcanzar las metas de cobertura definidas por el Gobierno nacional.

b) Todos los usuarios conectados al SIN que estén ubicados dentro de un resguardo o reserva indígena.

c) Todos los usuarios afrocolombianos que estén ubicados dentro de territorios colectivos de comunidades negras.

d) Otros grupos étnicos organizados colectivamente que puedan ser asociados a un territorio conforme a lo que establezca el Gobierno nacional.

PARÁGRAFO. Para demostrar el cumplimiento del criterio definido en el literal a) el comercializador debe disponer de la certificación del Ministerio de Minas y Energía. Para demostrar el cumplimiento de los requisitos de los literales b), c) y en el caso del literal d), el comercializador debe contar con la certificación del Ministerio del Interior que indique que los usuarios pertenecen a los resguardos indígenas, los territorios colectivos de comunidades negras u otros definidos por el Gobierno.

(Fuente: R CREG 037/18, art. 6)

ARTÍCULO 5.16.2.3. CRITERIO RELACIONADO CON EL TIPO DE MUNICIPIO. Se considerará que todos los usuarios regulados conectados al SIN ubicados en la zona rural de los municipios clasificados como municipio rural disperso según caracterización del DNP se encuentran ubicados en una ZDA del SIN. Informe Departamento Nacional de Planeación "Misión para la transformación del campo - Definición de categorías de ruralidad" - diciembre de 2014 o aquellos que lo actualicen.

(Fuente: R CREG 037/18, art. 7)

ARTÍCULO 5.16.2.4. CRITERIO RELACIONADO CON EL TIPO DE RED. Se considerará que están ubicados en una ZDA del SIN todos los usuarios regulados conectados a un trasformador ubicado en la zona rural y que pertenece a un circuito de distribución del SIN, que cumple alguna de las siguientes condiciones:

a) Circuitos con una longitud total igual o mayor a 200 kilómetros y con una densidad de usuarios igual o menor a diez (10) usuarios por kilómetro.

b) Circuitos con una longitud total igual o mayor a 100 kilómetros y con una densidad de usuarios igual o menor a un (1) usuario por kilómetro.

(Fuente: R CREG 037/18, art. 8)

ARTÍCULO 5.16.2.5. CRITERIO RELACIONADO CON EL TIPO DE ACCESO AL DOMICILIO DEL USUARIO. Se considerará que están ubicados en una ZDA del SIN todos los usuarios regulados que se encuentren ubicados a cinco (5) o más kilómetros de la última vía terrestre transitable por vehículo automotor y que para recorrer el último tramo de acceso a su domicilio, a partir de la vía, se deba utilizar otros medios de transporte diferentes a vehículos.

(Fuente: R CREG 037/18, art. 9)

De las condiciones especiales de prestación del servicio

ARTÍCULO 5.16.3.1. CONDICIONES ESPECIALES. Para prestar el servicio público domiciliario de electricidad a uno o más usuarios ubicados en área geográfica clasificada como una ZDA, los comercializadores podrán escoger libremente una o un conjunto de las siguientes condiciones especiales de prestación del servicio, y hacerlas exigibles a los usuarios, para realizar las actividades asociadas a la medición, facturación y recaudo de los consumos de los usuarios:

a) Medición flexible.

b) Facturación flexible.

c) Recaudo flexible.

d) Pago anticipado o prepago.

La opción de prestación del servicio que diseñe el comercializador deberá ser claramente establecida en el respectivo acuerdo especial de prestación del servicio e informada a los usuarios de la ZDA a los que les será aplicada.

(Fuente: R CREG 037/18, art. 10)

ARTÍCULO 5.16.3.2. MEDICIÓN FLEXIBLE. El comercializador podrá establecer periodos de medición distintos a los establecidos en el artículo 29 de la Resolución CREG 108 de 1997, los cuales serán establecidos con una duración variable entre uno y seis meses.

(Fuente: R CREG 037/18, art. 11)

ARTÍCULO 5.16.3.3. FACTURACIÓN FLEXIBLE. Para la aplicación de la facturación flexible el comercializador podrá usar, individualmente o en forma conjunta, los siguientes mecanismos:

a) La facturación oportuna de que trata el artículo 36 de la Resolución CREG 108 de 1997 podrá coincidir hasta en un plazo igual al del periodo de medición o del periodo facturable.

b) Para un periodo de medición el comercializador podrá emitir facturas múltiples aplicando el siguiente procedimiento:

i) Definir periodos facturables asociados al periodo de medición que se ajusten a las condiciones y facilidades de pago de los usuarios. El número de periodos facturables deberá ser menor o igual al número de meses del periodo de medición.

ii) Para cada periodo facturable deberá emitir una factura que cumpla con todos los requisitos y efectos establecidos en la ley, y en especial los artículos 41 y 42 de la Resolución CREG 108 de 1997. No se podrán acumular las facturas dentro de un período facturable.

iii) El consumo facturado en la factura i del período facturable i corresponderá al consumo equivalente calculado así:

iv) La liquidación del consumo equivalente se hará con base en la tarifa que haya estado vigente el mayor número de días del periodo facturable correspondiente.

PARÁGRAFO 1. Si el comercializador cuenta con un medidor en el punto de derivación del circuito o la red al que está conectado el o los usuarios ubicados en una ZDA, podrá usar la información de la curva de carga del medidor para calcular el consumo equivalente de cada periodo facturable.

PARÁGRAFO 2. Los comercializadores al calcular las facturas de los usuarios de ZDA deberán considerar los subsidios mensuales sobre el consumo de subsistencia al cual tienen derecho los usuarios.

(Fuente: R CREG 037/18, art. 12)

ARTÍCULO 5.16.3.4. RECAUDO FLEXIBLE. Para el recaudo de cada factura, el comercializador podrá usar, individualmente o en forma conjunta, los siguientes mecanismos:

a) El recaudo de cada factura podrá realizarse a través de pagos parciales, que el comercializador debe identificar en cada factura como un pago mínimo admisible. Estos pagos parciales no generan cobro de mora.

b) Permitir acumulación de pagos de las facturas cuando a juicio de la empresa el valor de la factura del usuario sea menor al costo de su desplazamiento, teniendo como plazo máximo la fecha límite de pago de la factura del último periodo facturable, lo cual podrá pactar en el acuerdo especial anexo al Contrato de condiciones Uniformes.

PARÁGRAFO. Únicamente habrá lugar a cobro de mora por los consumos correspondientes al periodo de medición que no hayan sido pagados en la fecha límite de pago de la factura del último periodo facturable. Solo a partir de ese momento, procederá la suspensión del servicio por falta de pago.

(Fuente: R CREG 037/18, art. 13)

ARTÍCULO 5.16.3.5. PAGO ANTICIPADO O PREPAGO. Para utilizar la condición especial de pago anticipado o prepago, el comercializador deberá instalar medidores prepago a su costo. Antes de aplicar esta condición especial, el comercializador debe, en lo posible, tratar de sanear la cartera vencida que tenga el o los usuarios a quienes se les instalará el medidor prepago.

PARÁGRAFO. El pago anticipado que realice el usuario conforme lo previsto en el presente artículo, se aplicará para cubrir hasta en un 10% el valor de los saldos en mora, y la correspondiente mora, que aún no se hayan podido sanear. El saldo se aplicará para prepagar el nuevo suministro del servicio.

(Fuente: R CREG 037/18, art. 14)

ARTÍCULO 5.16.3.6. PERÍODOS DE CONTINUIDAD DEL SERVICIO. El comercializador, en coordinación con el operador de la red, podrá acordar con el o los usuarios a quien(es) se les brinda una opción de prestación del servicio, períodos de continuidad, en el cual se prestará el servicio de forma horaria en un solo día, o diaria en una semana, o cualquier combinación. Las horas de interrupción o la frecuencia de las mismas ocurridas por fuera de los períodos de continuidad pactados se descontarán para efectos de calcular los indicadores de calidad correspondientes y se entenderán como exclusiones en zonas especiales conforme a lo indicado en el literal i) del numeral 5.2.2 del Capítulo 5 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 037/18, art. 15)

Del contrato de condiciones uniformes en zonas de difícil acceso

ARTÍCULO 5.16.4.1. CONTRATO DE CONDICIONES UNIFORMES (CCU) EN ZDA. Los comercializadores deberán ofrecer a los usuarios, ya sea en forma individual o a un grupo de usuarios, un acuerdo especial adicional al Contrato de Servicios Públicos en el cual, además de cumplir con lo dispuesto en la Ley 142 de 1994, se deberán establecer las estipulaciones de carácter especial que le aplicarán según la opción de prestación del servicio escogida y el término de duración del mismo.

Los acuerdos especiales deben ser enviados a los usuarios con la primera factura de cobro. Al cabo de un (1) año si el comercializador decide modificar la opción de prestación de servicio en la ZDA, deberá informar al usuario en las mismas condiciones antes mencionadas.

(Fuente: R CREG 037/18, art. 16)

ARTÍCULO 5.16.4.2. CONTENIDO MÍNIMO DEL ACUERDO ESPECIAL ADICIONAL AL CCU. El comercializador deberá informar la opción de prestación del servicio que aplicará al usuario o grupo de usuarios que están ubicados en una ZDA mediante los acuerdos especiales que hacen parte del contrato de condiciones uniformes.

Las condiciones especiales del acuerdo especial anexo al CCU serán adicionales a las establecidas en el Contrato de Servicios Públicos con condiciones uniformes y se establecerán según la opción de prestación del servicio que sea diseñada por el comercializador y contendrán como mínimo los siguientes requisitos:

a) La duración del contrato y los términos de prórroga.

b) Las opciones de pago que el comercializador esté dispuesto a ofrecer, acorde con la opción de prestación del servicio escogido, así como los puntos de recaudo.

c) Las condiciones de financiamiento de los costos de prestación del servicio.

d) Cuando el comercializador decida adoptar la medición prepago, deberá informar al usuario que asume todos los costos de compra de los medidores y por tanto serán de propiedad del comercializador.

e) Cuando se trate de medición flexible, se deberá informar al usuario las fechas en las cuales se le realizará la medición, de acuerdo con el período de medición escogido.

f) Cuando se trate de facturación flexible, se deberá informar al usuario las fechas en las cuales hará la facturación, de acuerdo con los períodos facturables seleccionados, así como las fechas en que deberá realizar los respectivos pagos conforme las facturas expedidas.

g) El usuario deberá conocer ampliamente la opción de prestación del servicio que el comercializador le va a aplicar, así como las condiciones específicas en que le va a prestar el servicio, tales como la medición, facturación y recaudo, expresando las fechas en que realizará cada actividad.

h) Si se hacen acuerdos para establecer períodos de continuidad del servicio, deben indicarse claramente en el contrato. Las aplicaciones de estos periodos deberán ser firmados por las partes, de manera individual, en señal de aceptación de estos acuerdos. Este es un requisito necesario para efectos de la contabilización de interrupciones.

i) El comercializador deberá fijar el término en el cual el usuario se constituirá en mora y por lo tanto dará lugar al corte del servicio de energía eléctrica, de acuerdo con los periodos facturables que se hayan escogido.

(Fuente: R CREG 037/18, art. 17)

ARTÍCULO 5.16.4.3. TIPOS DE CCU CON ACUERDOS ESPECIALES. Los tipos de contratos que el comercializador debe tener con los usuarios ubicados en ZDA son:

a) Contrato de Servicios Públicos con acuerdos especiales para usuarios individuales. Cuando un usuario sea sujeto de alguna opción de prestación del servicio única, o se le establezcan estipulaciones especiales en cuanto a fechas y tiempos, se le deberá hacer un acuerdo especial individual. Este acuerdo deberá ser plenamente conocido por el usuario.

b) Contrato de Servicios Públicos con acuerdos especiales para usuarios múltiples Las condiciones que deben ser determinadas en el acuerdo deberán ser iguales para todos los usuarios que hacen parte del grupo o área seleccionada para aplicar una determinada opción de prestación del servicio y así deberá constar en el acuerdo. Este acuerdo especial deberá ser plenamente conocido por todos los usuarios.

(Fuente: R CREG 037/18, art. 18)

PARTE 17

Fórmula del costo unitario de prestación del servicio

Fórmulas generales que permiten a los comercializadores de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional

Fórmulas generales de costos (Anexo 1)

ARTÍCULO 5.17.1.1.1. COMPOSICIÓN DE LOS COSTOS DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO. Los costos de prestación del servicio están definidos en forma unitaria ($/kWh), y están asociados con los costos que enfrenta la empresa en desarrollo de su actividad de comercialización.

(Fuente: R CREG 031/97, ANEXO 1 Num. 1)

ARTÍCULO 5.17.1.1.2. COSTOS DE COMPRA DE ENERGÍA. Los costos máximos de compra de energía están dados por la fórmula:

Con,

donde:

P_m:	Costo promedio mensual ($/kWh) de las transacciones propias en el mercado mayorista con destino al mercado regulado, considerando tanto contratos como bolsa de energía, para el mes m.
P_m-i:	Costo del mes correspondiente a i meses anteriores al mes m, ($/kWh) de las transacciones propias en el mercado mayorista con destino al mercado regulado, considerando tanto contratos como bolsa de energía.
M_m:	Costo Promedio Mensual ($/kWh) de todas las transacciones en el mercado mayorista, considerando tanto contratos como bolsa de energía, para el mes m.
M_m-i:	Costo del mes correspondiente a i meses anteriores al mes m, ($/kWh) de todas las transacciones en el mercado mayorista.
IPP_m-i:	Indice de Precios al Productor Total Nacional del mes correspondiente a i meses anteriores al mes m.
b:	Factor de ponderación definido por la CREG e igual a 0.9.
a_m,t:	Factor de ponderación de P_m , para el mes m y para el año t , dado por la expresión:

donde:

C_m,_t:	Costo de Comercialización ($/kWh) correspondiente al mes m del año t, de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.6 de este Anexo.
PR_I,t:	Porcentaje de pérdidas acumuladas hasta el nivel de tensión uno, reconocidas al comercializador, correspondiente al año t.
P_t-1:	Costo promedio de las compras propias con destino al mercado regulado, correspondiente al año anterior a t.
IPP_6,t-1:	Indice de Precios al Productor Total Nacional de junio del año anterior a t.

En caso que en el mes m-i el comercializador no hubiere efectuado ninguna transacción propia, el valor Pm-i deberá ser sustituido por Mm-i.

(Fuente: R CREG 031/97, ANEXO 1 Num. 2.1)

ARTÍCULO 5.17.1.1.3. COSTOS ADICIONALES DEL MERCADO MAYORISTA. Los Costos Adicionales del Mercado Mayorista Oa corresponden a las contribuciones que deben hacer los agentes a la CREG y a la SSPD, los costos asignados a los comercializadores por restricciones y servicios complementarios, y la remuneración del Centro Nacional de Despacho, los Centros Regionales de Despacho y del Administrador del SIC. Estos costos se calculan directamente en proporción a los kWh vendidos, mediante la fórmula:

donde:

CCD:

Cargos por Centro Nacional de Despacho, Centros Regionales de Despacho y SIC asignados al comercializador ($/kWh).

CRS:	Costo Restricciones y Servicios Complementarios asignados al comercializador, sin incluir penalizaciones.
CER:	Costo efectivo, por la actividad de comercialización, de Contribuciones a las Entidades de Regulación (CREG) y Control (SSPD).
V:	Ventas Totales al Usuario Final, regulados y no regulados (kWh).

(Fuente: R CREG 031/97, ANEXO 1 Num. 2.4)

ARTÍCULO 5.17.1.1.4. FRACCIÓN RECONOCIDA PARA CUBRIR PÉRDIDAS. Es un valor que representa la fracción (o porcentaje expresado en forma de fracción) del costo de prestación del servicio en la fórmula por kWh facturado, imputable sólo a las compras y al transporte por el STN, asociado con el efecto de las pérdidas (técnicas o no técnicas) acumuladas hasta el nivel de tensión n. Es un parámetro único definido por la CREG por un valor inicial P0 para todos los comercializadores en el nivel de tensión I, el cual se reduce anualmente en forma escalonada hasta un valor final Pf de acuerdo con la ecuación (lineal en t que varía en forma discreta),

donde t es el número de años transcurridos desde el inicio de aplicación de la fórmula (t= 0, 1, 2, 3, 4).

Estos niveles de pérdidas reconocidos son los totales acumulados hasta el nivel de tensión uno, incluyendo las pérdidas por el Sistema de Transmisión Nacional, y sus valores se fijan como PI,0 = 0.20 y PI,f = 0.13 para el primer período regulatorio de fijación de fórmula tarifaria.

Para los niveles de tensión superiores, los niveles de pérdidas reconocidos son únicos para todo el período regulatorio, y están dados por los siguientes porcentajes acumulados: Nivel IV: 3.53%, Nivel III: 5.06%, y Nivel II: 7.10%.

(Fuente: R CREG 031/97, ANEXO 1 Num. 2.5)

ARTÍCULO 5.17.1.1.5. COSTOS DE CONEXIÓN Y OTROS COBROS. Las empresas podrán cobrar a sus usuarios, por una sola vez, en el momento de efectuar la conexión al servicio un cargo por conexión. Este cargo comprende la acometida y el medidor y podrá incluir, de autorizarlo la Comisión, una proporción de los costos que recuperen parte de la inversión nueva en las redes de distribución, de acuerdo con el artículo 90 de la Ley 142 de 1994.

Se prohibe el cobro de derechos de suministro, formularios de solicitud y otros servicios o bienes semejantes. Pero si una solicitud de conexión implicara estudios particularmente complejos, su costo, justificado en detalle, podrá cobrarse al interesado, salvo que se trate de un usuario residencial perteneciente a los estratos 1, 2, 3, de acuerdo con el artículo 95 de la Ley 142 de 1994.

Los costos de conexión y otros cobros serán aprobados por la Comisión, a cada empresa, en resolución separada.

(Fuente: R CREG 031/97, ANEXO 1 Num. 2.7)

Fórmula tarifaria general que permite a los comercializadores minoristas de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional

Introducción

ARTÍCULO 5.17.2.1.1. OBJETO. La presente resolución tiene como objeto establecer la fórmula tarifaria general que deberán aplicar los Comercializadores Minoristas en el Sistema Interconectado Nacional, para calcular los Costos Máximos de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica y las tarifas aplicables a los usuarios finales regulados.

(Fuente: R CREG 119/07, art. 1)

ARTÍCULO 5.17.2.1.2. RÉGIMEN DE LIBERTAD REGULADA. Las empresas Comercializadoras Minoristas al fijar sus tarifas a los usuarios finales regulados quedan sometidas al régimen de libertad regulada previsto en los artículos 14.10 y 88.1 de la Ley 142 de 1994.

Toda empresa que realice la actividad de Comercialización Minorista determinará con la fórmula tarifaria general y con la metodología establecida en esta resolución, las tarifas que aplicará a los usuarios finales regulados.

(Fuente: R CREG 119/07, art. 2)

Fórmula tarifaria general

ARTÍCULO 5.17.2.2.1. COSTO UNITARIO DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA. El Costo unitario de prestación del servicio consta de un componente variable de acuerdo con el nivel de consumo, expresado en $/kWh, y un componente fijo, expresado en $/factura, según se indica a continuación:

Donde:

n:	Nivel de tensión de conexión del usuario.

m:	Es el mes para el cual se calcula el costo unitario de prestación del servicio.

i:	Comercializador minorista.

j:	Es el mercado de comercialización.

CU_vn,m,i,j:	Componente variable del costo unitario de prestación del servicio ($/kWh) para los usuarios conectados al nivel de tensión n, correspondiente al mes m, del comercializador minorista i, en el mercado de comercialización j.

Gm,i,j:	Costo de compra de energía ($/kWh) para el mes m, del comercializador minorista i, en el mercado de comercialización j, determinado conforme se establece en el Capítulo III de la presente resolución.

T m:	Costo por uso del sistema nacional de transmisión ($/kWh) para el mes m determinado conforme al Capítulo IV de la presente resolución.

Dn,m:	Costo por uso de sistemas de distribución ($/kWh) correspondiente al nivel de tensión n para el mes m, determinado conforme al Capítulo IV de la presente resolución.

Cvm,i,j:	Margen de comercialización correspondiente al mes m, del comercializador minorista i, en el mercado de comercialización j que incluye los costos variables de la actividad de comercialización, expresado en ($/kWh) y determinado conforme al Capítulo V de la presente resolución.

Rm,i:	Costo de restricciones y de servicios asociados con generación en $/kWh asignados al comercializador minorista i en el mes m, conforme al Capítulo VI de la presente resolución.

PR_n,m,i,j:	Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía ($/kWh) acumuladas hasta el nivel de tensión n, para el mes m, del comercializador minorista i, en el mercado de comercialización j, determinado conforme se establece en el Capítulo VII de la presente resolución.

CU_fm,j:	Componente fijo del costo unitario de prestación del servicio ($/factura) correspondiente al mes m para el mercado de comercialización j.

:	Porción del costo base de comercialización, Cfm,j que se remunera a través de la componente fija del costo unitario de prestación del servicio, CUfm,j.

Cf_m,j:	Costo base de comercialización ($/factura) correspondiente al mes m, para el mercado de comercialización j.

PARÁGRAFO 1o. El costo máximo del servicio en un período dado corresponderá a la suma de:

i) el producto entre el consumo en kWh en dicho período y el componente variable del costo unitario CUv_n,m,i,j; y

ii) el valor del componente fijo del costo unitario CUfm,j

(Fuente: R CREG 119/07, art. 4) (Fuente: R CREG 191/14, art. 1)

Costos de compra de energía, (Gm)

ARTÍCULO 5.17.2.3.1. ESQUEMA DE TRANSICIÓN PARA EL TRASLADO DE COSTOS DE COMPRA DE ENERGÍA. El reconocimiento de los costos máximos de compra de energía al usuario final mediante mecanismos de mercado se implementará gradualmente conforme se establece en este Capítulo.

(Fuente: R CREG 119/07, art. 5)

ARTÍCULO 5.17.2.3.2. COSTO MÁXIMO DE TRASLADO DE COMPRAS DE ENERGÍA PARA LA PRIMERA FASE DE LA TRANSICIÓN, (GM,I,J). Hasta tanto se empiecen a liquidar las transacciones del Mercado Organizado Regulado, el costo máximo de compra a trasladar al usuario final regulado se determinará de conformidad con la siguiente expresión:

Donde,

Donde:

m:	Mes para el cual se calcula el Costo Unitario de Prestación del Servicio.
i:	Comercializador Minorista i.
j:	Mercado de Comercialización j.
DCRi,m-1:	Demanda Comercial Regulada del Comercializador Minorista i en el mes m-1.
Qcm-1,i:	Es el menor valor entre 1 y el resultante de la relación energía comprada por el Comercializador Minorista i mediante contratos bilaterales con destino al mercado regulado y la Demanda Comercial del mercado regulado del Comercializador Minorista, en el mes m-1.
Ccm-1,i:	Energía comprada mediante contratos bilaterales por el Comercializador Minorista i con destino al mercado regulado en el mes m-1.
Pcm-1,i:	Costo Promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de las compras propias del Comercializador Minorista i mediante contratos bilaterales con destino al mercado regulado, liquidados en el mes m-1.
Mcm-1:	Costo Promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de todos los contratos bilaterales liquidados en el Mercado de Energía Mayorista en el mes m-1 con destino al mercado regulado.
	Valor de del Comercializador Minorista i en el Mercado de Comercialización j para el mes de enero de 2007, calculado conforme la metodología de la Resolución CREG 031 de 1997.
Pbm-1,i:	Precio de la energía comprada en Bolsa por el Comercializador Minorista i, en el mes m-1, expresado en $/kWh, cuando las cantidades adquiridas en las subastas del MOR y en contratos bilaterales no cubran la totalidad de la demanda regulada.

Donde,

Ph,m-1:	Precio de Bolsa en la hora h ($/kWh), del mes m-1.
Di,h,m-1:	Compras en Bolsa del Comercializador Minorista i (kWh) en la hora h, del mes m-1.
n:	Número de horas del mes m -1.
AJm,i:	Factor de ajuste que se aplica al costo máximo de compra de energía, expresado en $/kWh, del Comercializador i para el mes m, calculado conforme al Anexo 1 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. Hasta tanto la Comisión no expida la resolución que establezca las pérdidas no técnicas que se asignarán a cada Comercializador Minorista, la Demanda Comercial Regulada para cada Comercializador Minorista se seguirá estableciendo conforme los procedimientos actuales.

PARÁGRAFO 2o. En el caso de que para el mes de cálculo la demanda contratada mediante contratos bilaterales por un Comercializador Minorista para atender al Mercado Regulado sea mayor que la Demanda Comercial Regulada, el valor de Pcm-1,i se determinará como el promedio ponderado del precio de cada uno de los contratos bilaterales por la cantidad de energía contratada.

PARÁGRAFO 3o. En el caso en que el comercializador i no haya atendido usuarios regulados en el mes m-1, el valor del componente G que deberá aplicar será igual a la variable Mcm-1.

(Fuente: R CREG 119/07, art. 6) (Fuente: R CREG 030/18, ANEXO 2) (Fuente: R CREG 030/18, art. 24) (Fuente: R CREG 030/18, art. 19) (Fuente: R CREG 156/09, art. 2) (Fuente: R CREG 018/08, art. 1) (Fuente: R CREG 017/08, art. 1)

ARTÍCULO 5.17.2.3.3. NÚMERO 2. COSTO MÁXIMO TRANSITORIO DE TRASLADO DE COMPRAS DE ENERGÍA DE GD Y AGPE. Transitoriamente, mientras se adoptan las disposiciones definitivas sobre traslado de las compras de energía en la tarifa del usuario final en el componente G del CU, el componente G_m,i,j de la fórmula tarifaria establecida en el artículo 6o de la Resolución CREG 119 de 2007, se calculará de la siguiente manera:

Donde,

m:	Mes para el cual se calcula el Costo Unitario de Prestación del Servicio.
i:	Comercializador Minorista i.
j:	Mercado de Comercialización j.
DCR_i,m-1:	Demanda Comercial Regulada del Comercializador Minorista i en el mes m-1.
Qc_m-1,i:	Es el menor valor entre 1 y el resultante de la relación energía comprada por el Comercializador Minorista i mediante contratos bilaterales con destino al mercado regulado y la Demanda Comercial del mercado regulado del Comercializador Minorista, en el mes m-1.
Cc_m-1,i:	Energía comprada mediante contratos bilaterales por el Comercializador Minorista i con destino al mercado regulado en el mes m-1.
Pc_m-1,i:	Costo promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de las compras propias del Comercializador Minorista i mediante contratos bilaterales con destino al mercado regulado, liquidados en el mes m-1.
Mc_m-1:	Costo Promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de todos los contratos bilaterales liquidados en el Mercado de Energía Mayorista en el mes m-1 con destino al mercado regulado.
a_i,j:	Valor de a del Comercializador Minorista i en el Mercado de Comercialización j para el mes de enero de 2007, calculado conforme la metodología de la Resolución CREG 031 de 1997.
Pb_m-1,i:	Precio de la energía comprada en Bolsa por el Comercializador Minorista i, en el mes m-1, expresado en $/kWh, cuando las cantidades adquiridas en las subastas del MOR y en contratos bilaterales no cubran la totalidad de la demanda regulada.
AJ_m,i:	Factor de ajuste que se aplica al costo máximo de compra de energía, expresado en $/kWh, del Comercializador i para el mes m, calculado conforme al Anexo 1 de la presente resolución.
Qagd_m-1,i:	Suma de compras de AGPE y GD del comercializador i en el mes m- 1.
P_h,m-1:	Precio de Bolsa en la hora h ($/kWh), del mes m-1.
D_i,h,m-1:	Compras en Bolsa del Comercializador Minorista i (kWh) en la hora h, del mes m-1.
n:	Número de horas del mes m -1.
G_transitorio_m,i,j:	Costo de compra de energía a AGPE y GD por parte del comercializador i en el mes m, para el mercado de comercialización j.

Donde:

Q_GDm-1,i:	Fracción de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista i atendida mediante compras de generación distribuida con destino al mercado regulado y la Demanda Comercial Regulada del Comercializador Minorista, en el mes m-1.
Q11_m-1,i:	Fracción de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista i atendida mediante compras a AGPE con FNCER de capacidad instalada menor o igual a 0.1 MW, asociada a las cantidades definidas por la variable Exp1, con destino al mercado regulado y la Demanda Comercial Regulada del Comercializador Minorista, en el mes m-1.
Q12_m-1,i:	Fracción de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista i atendida mediante compras a AGPE con FNCER de capacidad instalada menor o igual a 0.1 MW, asociada a las cantidades definidas por la variable Exp2, con destino al mercado regulado y la Demanda Comercial Regulada del Comercializador Minorista, en el mes m-1.
Q21_m-1,i:	Fracción de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista i atendida mediante compras a AGPE con FNCER de capacidad instalada mayor a 0.1 MW, asociada a las cantidades definidas por la variable Exp1, con destino al mercado regulado y la Demanda Comercial Regulada del Comercializador Minorista, en el mes m-1.
Q22_m-1,i:	Fracción de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista i atendida mediante compras a AGPE con FNCER de capacidad instalada mayor a 0.1 MW, asociada a las cantidades definidas por la variable Exp2, con destino al mercado regulado y la Demanda Comercial Regulada del Comercializador Minorista, en el mes m-1.
Q3_m-1,i:	Fracción de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista i atendida mediante compras a AGPE que no utilizan FNCER, con destino al mercado regulado y la Demanda Comercial Regulada del Comercializador Minorista, en el mes m-1.
PGD_m-1,i:	Precio de compras propias de energía de generación distribuida, expresado en $/kWh, del Comercializador Minorista i con destino al mercado regulado, liquidados en el mes m-1.
P11_m-1,i:	Precio reconocido por la energía exportada Exp1 por el AGPE que utiliza FNCER con capacidad menor o igual a 0.1 MW, expresado en $/kWh, recibida por el Comercializador Minorista i con destino al mercado regulado, liquidados en el mes m-1.
P12_m-1,i:	Precio reconocido por la energía exportada Exp2 por el AGPE que utiliza FNCER con capacidad menor o igual a 0.1 MW, expresado en $/kWh, recibida por el Comercializador Minorista i con destino al mercado regulado, liquidados en el mes m-1.
P21_m-1,i:	Precio reconocido por la energía exportada Exp1 por el AGPE que utiliza FNCER con capacidad mayor a 0.1 MW, expresado en $/kWh, recibida por el Comercializador Minorista i con destino al mercado regulado, liquidados en el mes m-1.
P22_m-1,i:	Precio reconocido por la energía exportada Exp2 por el AGPE que utiliza FNCER con capacidad mayor a 0.1 MW, expresado en $/kWh, recibida por el Comercializador Minorista i con destino al mercado regulado, liquidados en el mes m-1.
P3_m-1,i:	Precio reconocido por la energía exportada por el AGPE que no utiliza FNCER, expresado en $/kWh, recibida por el Comercializador Minorista i con destino al mercado regulado, liquidados en el mes m-1.

Donde:

k	k igual a 1 para AGPE que utilizan FNCER con capacidad instalada menor o igual a 0.1 MW. k igual a 2 para AGPE que utilizan FNCER con capacidad instalada mayor a 0.1 MW.
CEk1	Compras de energía asociadas al grupo de AGPE k con la variable Exp1
CEk2	Compras de energía asociadas al grupo de AGPE k con la variable Exp2
CE3_m-1,i:	Compras de energía asociadas con el AGPE que no utiliza FNCER.
CEGD_m-1,i	Compras de energía asociadas con la GD.

PARÁGRAFO 1. Hasta tanto la Comisión no expida la resolución que establezca las pérdidas no técnicas que se asignarán a cada Comercializador Minorista, la Demanda Comercial Regulada para cada Comercializador Minorista se seguirá estableciendo conforme los procedimientos actuales.

PARÁGRAFO 2. En el caso que para el mes de cálculo la demanda contratada mediante contratos bilaterales por un Comercializador Minorista para atender al Mercado Regulado sea mayor que la Demanda Comercial Regulada, el valor de Pcm-1,i se determinará como el promedio ponderado del precio de cada uno de los contratos bilaterales por la cantidad contratada, multiplicado por un factor equivalente al cociente entre la Demanda Comercial Regulada y la demanda contratada mediante contratos bilaterales.

(Fuente: R CREG 030/18, art. ANEXO 2)

ARTÍCULO 5.17.2.3.4. COSTO MÁXIMO DE TRASLADO DE COMPRA DE ENERGÍA PARA LA SEGUNDA FASE DE LA TRANSICIÓN, (GM,I,J). A partir del segundo mes de liquidación de la energía transada en el MOR y mientras estén vigentes los contratos bilaterales con destino al Mercado Regulado, el costo máximo de compra de energía a trasladar al usuario final se determinará de conformidad con la siguiente expresión:

Donde:

m:	Mes para el cual se calcula el Costo Unitario de Prestación del Servicio.
i:	Comercializador Minorista i.
j:	Mercado de Comercialización j.
DCRm-1,i:	Demanda Comercial Regulada del Comercializador Minorista i en el mes m-1.
Qcm,i:	Fracción de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista i atendida mediante contratos bilaterales con destino al mercado regulado y la Demanda Comercial Regulada del Comercializador Minorista, en el mes m-1.
Ccm-1,i:	Energía comprada mediante contratos bilaterales por el Comercializador Minorista i con destino al mercado regulado en el mes m-1.
CMORm-1,i:	Energía comprada en el MOR por el Comercializador Minorista i con destino al mercado regulado en el mes m-1.
Pcm-1,i:	Costo Promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de las compras propias del Comercializador Minorista i mediante contratos bilaterales con destino al mercado regulado, liquidados en el mes m-1.
Mcm-1:	Costo Promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de todos los contratos bilaterales liquidados en el Mercado de Energía Mayorista en el mes m-1 con destino al mercado regulado.
	Valor dedel Comercializador Minorista i del Mercado de Comercialización j para el mes de enero de 2007, calculado conforme la metodología de la Resolución CREG 031 de 1997.
Qbm-1,i:	Fracción de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista i atendida mediante compras en Bolsa para abastecer el mercado regulado en el mes m-1, cuando las cantidades adquiridas en las subastas del MOR y en contratos bilaterales no cubran la totalidad de la Demanda Comercial Regulada.
Pbm-1,i:	Precios promedio de la energía comprada en Bolsa por el Comercializador Minorista i, en el mes m-1, expresado en $/kWh, cuando las cantidades adquiridas en las subastas del MOR y en contratos bilaterales no cubran la totalidad de la demanda regulada.

Donde,

Ph,m-1:	Precio de Bolsa en la hora h ($/kWh) del mes m-1
Di,h,m-1:	Compras en Bolsa del Comercializador Minorista i (kWh) en la hora h, del mes m-1.
n:	Número de horas del mes m -1.
QMORm-1,j:	Fracción de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista i atendida con compras en el MOR, para abastecer el mercado regulado, en el mes m-1.
PMORm-1,i:	Precio promedio ponderado resultante de los precios obtenidos en las diferentes subastas de MOR por la energía adquirida por el Comercializador Minorista

Donde,

PMh,m-1:	Precio de cierre en el MOR en la subasta h ($/kWh)
Dh,m-1:	Cantidad de energía comprada en el MOR por el Agente en la subasta h (kWh), para el mes m-1.
K:	Número de subastas realizadas en el MOR para el mercado regulado para el mes m-1.
Ajm,i:	Factor de ajuste que se aplica al costo máximo de compra de energía expresado en $/kWh del Comercializador i

PARÁGRAFO 1o. En el caso en que el comercializador i no haya atendido usuarios regulados en el mes m-1, el valor del componente G que deberá aplicar será igual al precio promedio por kWh de las compras en el MOR con destino al mercado regulado en el mes m-1.

(Fuente: R CREG 119/07, art. 7) (Fuente: R CREG 156/09, art. 3) (Fuente: R CREG 018/08, art. 1)

ARTÍCULO 5.17.2.3.5. COSTO MÁXIMO DE TRASLADO DE COMPRA DE ENERGÍA CON MECANISMOS DE MERCADO, (GM,I). A partir del momento en el cual el Comercializador Minorista no tenga contratos bilaterales vigentes con destino al mercado regulado, la energía requerida por los usuarios regulados será adquirida en el MOR, donde el costo máximo de compra a trasladar al usuario final será:

m:	Mes para el cual se calcula el Costo Unitario de Prestación del Servicio.
Qbm-1,i:	Fracción de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista i, atendida mediante compras en Bolsa para abastecer el mercado regulado en el mes m-1, cuando las cantidades adquiridas en las subastas del MOR no cubran la totalidad de la demanda regulada.
Pbm-1:	Precios promedio de la energía comprada en Bolsa por el Comercializador Minorista, en el mes m-1, expresado en $/kWh, cuando las cantidades adquiridas en las subastas del MOR no cubran la totalidad de la demanda regulada.

Donde,

Ph,m-1:	Precio de Bolsa en la hora h ($/kWh)
Di,h,m-1:	Compras en Bolsa del Comercializador Minorista i (kWh) en la hora h.
n:	Número de horas del mes m -1.
QMORm-1,i:	Fracción de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista i atendida con compras en el MOR, para abastecer el mercado regulado, en el mes m-1.
PMORm-1:	Precio promedio ponderado resultante de los precios obtenidos en las diferentes subastas del MOR por la energía adquirida por el Comercializador Minorista en el Mercado Organizado Regulado ($/kWh), para cubrir su demanda regulada en el mes m-1.

Donde,

PMh,m-1:	Precio de cierre en el MOR en la subasta h ($/kWh)
Dh,m-1:	Cantidad de energía comprada en el MOR por el Agente en la subasta h (kWh), para el mes m-1.
K:	Número de subastas realizadas en el MOR para el mercado regulado para el mes m-1.
AJm,i:	Factor de ajuste que se aplica al costo máximo de compra de energía expresado en $/kWh del Comercializador i para el mes m calculado conforme al Anexo 1 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. En el caso que los Comercializadores Minoristas presenten diferencias entre la demanda comercial y la demanda contratada para el mercado regulado, el precio de bolsa Pbm-1,i se determinará según se indica en la fórmula de cálculo establecida en este artículo utilizando en el parámetro Di,h,m-1, el valor neto de las compras y ventas del agente en Bolsa para el mes m-1.

PARÁGRAFO 2o. En el caso en que el comercializador i no haya atendido usuarios regulados en el mes m-1, el valor del componente G que deberá aplicar será igual al precio promedio por kWh de las compras en el MOR con destino al mercado regulado en el mes m-1.

(Fuente: R CREG 119/07, art. 8) (Fuente: R CREG 156/09, art. 4)

Costos de transmisión, (Tm) y distribución, (Dn,m)

ARTÍCULO 5.17.2.4.1. COSTOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL ($/KWH), (TM). El costo por uso del Sistema de Transmisión Nacional será equivalente a los cargos regulados por uso del STN, de acuerdo a la siguiente expresión:

Tm: Cargos por uso del STN expresados en ($/kWh), publicados por el LAC para el mes m, de acuerdo con la metodología vigente de remuneración del Sistema de Transmisión Nacional.

(Fuente: R CREG 119/07, art. 9)

ARTÍCULO 5.17.2.4.2. COSTOS POR USO DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ($/KWH), (DN,M). El costo por uso de los Sistemas de Distribución corresponderá al acumulado de los cargos regulados por uso del STR y/o SDL hasta el nivel de tensión al cual se encuentre conectado el usuario, según la siguiente expresión:

Dn,m: Cargo por uso del STR y el SDL, trasladados al Comercializador Minorista correspondiente al mes m, para el nivel de tensión n, en que se encuentre conectado el usuario regulado, de acuerdo con los cargos por uso de STR y SDL del área de distribución respectiva, que se encuentren vigentes.

PARÁGRAFO 1o. Mientras se expiden los cargos por área de distribución a que se refiere el Decreto 388 de 2007 y aquellos que lo sustituyan, modifiquen o complementen, el cargo Dn,m corresponderá al cargo trasladado al Comercializador Minorista por el LAC y el Operador de Red del Sistema de Distribución respectivo, correspondiente al mes m, para el nivel de tensión n, en que se encuentre conectado el usuario regulado, de acuerdo con los cargos por uso de STR y SDL del Operador de Red, que se encuentren vigentes.

(Fuente: R CREG 119/07, art. 10)

Costos de comercialización

ARTÍCULO 5.17.2.5.1. COSTOS DE COMERCIALIZACIÓN, CV_M,I,J Y CF_M,J. Los costos de comercialización del servicio de electricidad se determinarán conforme la siguiente expresión:

Donde:

m:	Es el mes para el cual se calcula el costo unitario de prestación del servicio.

Cf_m,j:	Costo base de comercialización para el mercado de comercialización j, expresado en pesos por factura ($/factura), correspondiente al mes m de prestación del servicio. Esta variable se calculará conforme se establece en el artículo 11 de la Resolución CREG 180 de 2014.

Cv_m,i,j:	Margen de comercialización para el comercializador minorista i, del mercado de comercialización j, correspondiente al mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh).

:	Costo variable de la actividad de comercialización para el comercializador minorista i, del mercado de comercialización j, en el mes m. Esta variable se calculará conforme se establece en el artículo 12 de la Resolución CREG 180 de 2014.

CER_i,m:	Costo mensual de las contribuciones a las entidades de regulación (CREG) y control (SSPD), liquidado al comercializador minorista i conforme a la regulación vigente. El costo mensual de las contribuciones corresponderá a una doceava parte del pago anual que se efectúa a la CREG y a la SSPD.

CCD_i,m-1:	Costos de los servicios del Centro Nacional de Despacho y del Administrador del Sistema de Intercambio Comerciales, ASIC, expresados en pesos ($) asignados al comercializador minorista i, correspondientes al mes m-1, de acuerdo con la regulación vigente.

CG_i,m-1:	Costos de garantías en el Mercado Mayorista expresados en pesos ($), para el comercializador minorista i, correspondientes al mes m-1, conforme con la regulación vigente. Esta variable se calculará de acuerdo con lo establecido en el artículo 19 de la Resolución CREG 180 de 2014.

V_i,m-1:	Ventas totales a usuarios del comercializador minorista i, regulados y no regulados, en el mes m-1, expresadas en kilovatios hora (kWh).

CvR_i,j,m:	Componente variable que remunera costos asociados a la atención de usuarios regulados por parte del comercializador minorista i, del mercado de comercialización j, en el mes m.

:	Porción del costo base de comercialización, Cfm,j, que se remunera a través de la componente fija del costo unitario de prestación del servicio, CUf_m,j.

UR_i,j,m:	Número de usuarios regulados atendidos por el comercializador minorista i, del mercado de comercialización j, en el mes m-2. Corresponderá al número total usuarios regulados reportados en los formatos 2 y 3 de la Resolución SSPD 20102400008055 o aquella que la modifique o sustituya.

CGCU_i,j,m-1:	Costos de garantías para cubrir el pago de los cargos por uso del STR y/o del SDL, de usuarios regulados, expresados en Pesos ($), para el comercializador minorista i, del mercado de comercialización j, correspondientes al mes m-1, conforme con la regulación vigente. Esta variable se calculará de acuerdo con lo establecido en el artículo 20 de la Resolución CREG 180 de 2014.

PUI_j,m:	Costo que remunera la actividad de prestador de última instancia a usuarios regulados en el mercado de comercialización j, en el mes m. Hasta que se adopte e implemente la resolución que remunera este costo, el valor de esta variable será igual a cero.

VR_i,j,m-2:	Ventas totales a usuarios regulados del comercializador minorista i, del mercado de comercialización j, expresadas en kilovatios hora (kWh), en el mes. m - 1.

PARÁGRAFO 1o. El valor del término corresponderá a cero.

PARÁGRAFO 2o. Los comercializadores minoristas que vayan a prestar el servicio público domiciliario de energía eléctrica a usuarios finales regulados en un nuevo mercado de comercialización, deberán:

a) Utilizar como valor de la variable Cv_m,i,j para el primer mes de operación, el promedio de los valores de la variable Cv_m-1,i,j aplicados por los comercializadores minoristas integrados a los operadores de red en sus respectivos mercados de comercialización.

b) Utilizar cero como valor de la variable CER_i_,m durante el primer año de operación.

PARÁGRAFO 3o. En el caso de que el comercializador minorista no haya atendido usuarios regulados en el mes en el mercado de comercialización , el valor del componente que deberá aplicar será igual al último valor del componente Cv publicado por el comercializador minorista integrado al operador de red del mercado de comercialización.

(Fuente: R CREG 119/07, art. 11) (Fuente: R CREG 191/14, art. 2)

ARTÍCULO 5.17.2.5.2. TRANSICIÓN PARA LA APLICACIÓN DE LOS COSTOS DE COMERCIALIZACIÓN. Hasta tanto se defina en regulación posterior, la metodología para la remuneración de la actividad de comercialización para el próximo Período Tarifario, los costos variables de comercialización de que trata el presente artículo corresponderán a los establecidos con base en la metodología de la Resolución CREG-031 de 1997, de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

C*m,t: Costo de comercialización definido de acuerdo con la siguiente expresión:

Con:

Co*: El Costo Base de Comercialización expresado en $/Factura del Comercializador, determinado con base en lo dispuesto en la Resolución CREG-031 de 1997.

CFMt-1: Consumo Facturado Medio del Comercializador Minorista en el año t-1 de los usuarios del Mercado de Comercialización correspondiente. (Total de kWh vendidos a usuarios regulados dividido entre el total de facturas expedidas a usuarios regulados, sin considerar las debidas a errores de facturación). Las empresas deberán aplicar una transición gradual lineal para la exclusión de la demanda de usuarios no regulados del CFM de 6 meses.

ÄIPSE: Variación acumulada en el Indice de Productividad del Sector Eléctrico. Esta variación se asumirá como del 1% anual.

IPCm-1: Indice de Precios al Consumidor del mes m-1.

IPC0: Indice de Precios al Consumidor del mes al que está referenciado el C*0.

CGm: Costos de Garantías en el Mercado Mayorista, expresados en $/kWh, que se asignen al comercializador conforme la regulación vigente. En la transición dichos costos corresponden a los que se ocasionan como consecuencia de la Resolución CREG 036 de 2006, o aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO 1o. En el caso en que el comercializador i no haya atendido usuarios regulados en el mes m-1 en el Mercado de Comercialización j, el valor del componente Cvm,i,j que deberá aplicar será igual al último valor del componente Cv publicado por el comercializador incumbente del mercado j.

(Fuente: R CREG 119/07, art. 12) (Fuente: R CREG 156/09, art. 6)

Costos de restricciones (Rm,i)

ARTÍCULO 5.17.2.6.1. COSTOS POR RESTRICCIONES Y SERVICIOS ASOCIADOS CON GENERACIÓN, (RM,I). Los costos por restricciones y servicios asociados con generación se determinarán según la siguiente expresión:

Rm,i: Costo de Restricciones y de Servicios asociados con generación en $/kWh asignados al Comercializador Minorista i en el mes m.

Vm-1,i: Corresponde al valor de las ventas del Comercializador Minorista i en el mes (m-1), expresado en kWh con destino a usuarios regulados y no regulados de los mercados de comercialización que atienda.

CRSm-1,i: Costo total de restricciones expresado en pesos ($) asignados por el ASIC al Comercializador Minorista i en el mes m-1, conforme con la regulación vigente, incluyendo:

-- Como menor valor, las restricciones provenientes de la asignación de las rentas de congestión por la aplicación de las TIE, de acuerdo con la Resolución CREG 014 de 2004 y el Decreto 160 de 2004, o aquellas que las modifiquen, complementen o sustituyan.

-- Como menor valor, el pago recibido por el Comercializador Minorista en caso de desviaciones de los generadores.

-- Como mayor valor, el costo por los servicios asociados con generación que asume el Comercializador Minorista, conforme con la regulación vigente o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

-- Como mayor valor, los costos por concepto de remuneración del proyecto línea de 230 kV a doble circuito, de 13.2 km, entre la Subestación Guatapé y la línea San Carlos-Ancón Sur, asignado por el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC), a todos los comercializadores del Sistema Interconectado Nacional, a prorrata de su demanda real, de acuerdo con lo dispuesto en la Resolución CREG 147 de 2001, o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

-- Todos los valores que aumentan o disminuyan el componente CRS que se traslada al usuario y que se estipulen en resoluciones independientes.

PARÁGRAFO 1o. En el caso en que el comercializador i no haya atendido usuarios en el mes m-1, el valor del componente Rm,i aplicado para el mercado de comercialización j será igual al último valor del componente R publicado por el comercializador incumbente del mercado j.

(Fuente: R CREG 119/07, art. 13) (Fuente: R CREG 156/09, art. 7)

Costos de pérdidas, PRm,n,i,j

ARTÍCULO 5.17.2.7.1. COSTOS DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA, TRANSPORTE Y REDUCCIÓN DE LAS MISMAS, (PR_M,N,I,J). Los costos de gestión de pérdidas de energía trasladables al usuario final, expresados en $/kWh, se determinarán de conformidad con la siguiente expresión, que incluye: i) el costo de las pérdidas eficientes de energía; ii) los costos del transporte de las pérdidas eficientes de energía; y iii) los costos del Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas de energía, respectivamente.

Donde:

Gm,i,j	Costos de compra de energía ($/kWh) del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j, para el mes m determinados conforme se establece en el Capítulo III de la presente resolución.
IPRSTNm-1	Fracción que corresponde a las pérdidas de energía por uso del Sistema de Transmisión Nacional asignadas por el ASIC durante el mes m-1, conforme a la metodología vigente.
IPRn,m,j	Fracción de las pérdidas de energía eficientes reconocidas por la CREG, para el Mercado de Comercialización j, en el mes m, acumulados hasta el nivel de tensión n del Sistema de Distribución respectivo.
	Es igual a la variable PRn,j de que trata el Capítulo 12 de la Resolución CREG 097 de 2008 (con n=1,2,3,4). La variable PR1,j se calcula para cada mes m considerando el valor de Pj,1 resultante de la aplicación de la Resolución CREG 172 de 2011 o aquella que la modifique o sustituya.
Tm	Cargos por uso del Sistema Nacional de Transmisión ($/kWh) para el mes m determinados conforme al artículo 9o. de la presente resolución.
CPROGj,m	Cargo en $/kWh por concepto del Plan de Pérdidas, del Mercado de Comercialización j, en el mes m.

PARÁGRAFO 1o. El Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas y sus costos serán definidos por la Comisión en resolución aparte. Hasta tanto estos sean determinados, se aplicarán las siguientes reglas:

i) El término CPROGj,m será igual a cero; y

ii) El factor IPRn,m,j + IPRSTNm-1, corresponderá a los niveles de pérdidas vigentes a la aprobación de la presente resolución para cada nivel de tensión.

PARÁGRAFO 2o. Una vez inicie el Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas, el factor IPRn,m,j corresponderá al aprobado por la CREG para cada nivel de tensión en desarrollo de Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas de Energía que presente el Operador de Red del Mercado de Comercialización correspondiente.

(Fuente: R CREG 119/07, art. 14) (Fuente: R CREG 173/11, art. 1)

Disposiciones finales

ARTÍCULO 5.17.2.8.1. INCORPORACIÓN DE MODIFICACIONES EN COMPONENTES DE LA FÓRMULA. Las variaciones que se produzcan en la forma de cálculo de los valores de las componentes de generación, transmisión, distribución, comercialización, restricciones y pérdidas debido a modificaciones del marco regulatorio de las respectivas actividades, no implican cambios en la fórmula general a que se refiere la presente resolución.

(Fuente: R CREG 119/07, art. 15)

ARTÍCULO 5.17.2.8.2. APLICACIÓN DE LAS NORMAS SOBRE SUBSIDIOS Y CONTRIBUCIONES. Una vez el Comercializador Minorista determine el costo máximo trasladable de prestación del servicio de electricidad con base en la fórmula de costos establecida en la presente resolución, aplicará las disposiciones sobre subsidios y contribuciones para efectos de determinar la tarifa.

(Fuente: R CREG 119/07, art. 16)

ARTÍCULO 5.17.2.8.3. ACTUALIZACIÓN DE LOS COSTOS Y LAS TARIFAS. Durante el período de vigencia de las fórmulas, los comercializadores podrán actualizar los costos de prestación del servicio, aplicando las variaciones en los índices de precios del Anexo 2 de la presente resolución con sujeción a las normas sobre subsidios y contribuciones.

(Fuente: R CREG 119/07, art. 17)

ARTÍCULO 5.17.2.8.4. PUBLICACIÓN. El Comercializador Minorista publicará en un periódico de amplia circulación, en los municipios donde preste el servicio, o en uno de amplia circulación nacional, en forma simple y comprensible las tarifas que aplicará a sus usuarios. Tal deber lo cumplirá antes de aplicar las tarifas o cada vez que reajuste las mismas. Los nuevos valores deberá comunicarlos a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Dicha publicación incluirá los valores de cada uno de los componentes de la Fórmula Tarifaria General.

PARÁGRAFO. Los Comercializadores Minoristas y el ASIC deberán adecuar sus sistemas comerciales antes del primero (1o) de febrero de 2008 con el fin de dar cumplimiento a lo dispuesto en la presente resolución.

(Fuente: R CREG 119/07, art. 18)

ARTÍCULO 5.17.2.8.5. FUENTES DE INFORMACIÓN. Los comercializadores utilizarán, para efectos de publicación y liquidación de tarifas, el valor que suministren el ASIC y el LAC, así:

Cálculo del Gm. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) deberá suministrar la información del Mc, a más tardar el sexto día calendario del mes siguiente a la liquidación de los contratos correspondientes, con la información que tenga disponible. Una vez se empiecen a liquidar las transacciones celebradas en el MOR, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) deberá suministrar la información del precio promedio ponderado por la energía adquirida por el Comercializador Minorista en el Mercado Organizado Regulado ($/kWh), en la misma fecha establecida en el inciso anterior.

Cálculo del CRSm-1,i. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) deberá suministrar la información para el cálculo de este componente, a más tardar el sexto día calendario del mes siguiente a la liquidación correspondiente, con la información que tenga disponible.

Cálculo del CCDm-1,i. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) deberá suministrar la información de los costos por Centro Nacional de Despacho, ASIC y LAC asignados al Comercializador Minorista (CCD), a más tardar el sexto día calendario del mes siguiente al que corresponden los respectivos costos, con la información que tenga disponible.

Cálculo del Tm. El Liquidador y Administrador de Cuentas del STN (LAC) deberá suministrar el valor de los Cargos por Uso del STN aplicables a los Comercializadores, a más tardar el sexto día calendario del mes siguiente al que corresponden los respectivos Cargos, con la información que tenga disponible.

Cálculo del IPRSTNm. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) deberá suministrar el valor de las pérdidas de energía por uso del Sistema de Transmisión Nacional, aplicables a los Comercializadores, a más tardar el sexto día calendario del mes siguiente, con la información que tenga disponible.

PARÁGRAFO. Las diferencias producidas por las correcciones solicitadas y aceptadas por el ASIC o el LAC y que no entraron en el cálculo de la información publicada por el comercializador, se incluirán como un valor adicional en el cálculo del valor a publicar del mes siguiente.

(Fuente: R CREG 119/07, art. 19)

ARTÍCULO 5.17.2.8.6. VIGENCIA DE LA FÓRMULA TARIFARIA. La Fórmula Tarifaria General regirá a partir del 1o de febrero de 2008 por un periodo de cinco años. Vencido dicho período, esta fórmula continuará rigiendo mientras la Comisión no fije una nueva.

(Fuente: R CREG 119/07, art. 20)

Cálculo del ajuste tarifario por compras en bolsa (Anexo 1)

ARTÍCULO 5.17.2.9.1. 1. CALCULO DEL AJUSTE TARIFARIO POR COMPRAS EN BOLSA. El factor de ajuste al costo máximo de compra de energía AJm que puede originarse por compras en bolsa, se calculará para la etapa definitiva como para cada una de las fases de la transición de que trata el Capítulo III de la presente resolución, como se muestra en el presente anexo.

Para el Comercializador i del Mercado de Comercialización j, la variable de ajuste será la siguiente:

Donde:

m: Mes para el cual se calcula el Costo Unitario de Prestación del Servicio.

AJm: Factor de ajuste que se aplica al costo máximo de compra de energía expresado en $/kWh del Comercializador i para el mes m.

VRm: Ventas de energía al Mercado Regulado para el mes m del Comercializador i, expresado en kWh.

ADm: Saldo acumulado de las diferencias entre el Costo Reconocido CRm,i y el valor trasladado en la tarifa Gm,i del Comercializador i, expresado en $. A la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, dicho valor será cero. En el evento en que concluida la vigencia de la Fórmula Tarifaria existan saldos acumulados, estos serán reconocidos hasta que dicho saldo sea igual a cero.

i: Tasa de interés que se le reconoce al Comercializador Minorista por los saldos acumulados en la variable AD_m. Este valor equivaldrá al promedio de las tasas de crédito ordinarias para un plazo entre 31 y 365 días publicado por el Banco de la República para la última semana que se encuentre disponible para el mes anterior al mes de cálculo.

MAXm: Valor Máximo a trasladar, expresado en $/kWh, en el mes m, por el Comercializador i.

REFm: Valor de Referencia, expresado en $/kWh, que aplicará el Comercializador i, en el mes m. En la fórmula definitiva del componente G así como en cada una de las fases de la transición, esta variable tomará los siguientes valores:

Primera fase de transición:

Segunda fase de transición

Fórmula definitiva:

CRm: Costo reconocido de compra de energía ($/kWh) para el mes m del Comercializador i. Dicho valor equivale al valor del componente Gm descontado la variable AJm. El valor de CRm para las fases de transición primera y segunda así como en la definitiva de Costos máximos de compra de energía Gm será, conforme al artículo 6o, artículo 7o y artículo 8o de la presente resolución, los siguientes:

Primera fase de transición:

Segunda fase de transición:

Definitiva:

(Fuente: R CREG 119/07, ANEXO 1) (Fuente: R CREG 017/08, art. 3)

Identificación de los índices de precios (Anexo 2)

ARTÍCULO 5.17.2.10.1. 2. IDENTIFICACION DE LOS INDICES DE PRECIOS. Variación Acumulada del Indice de Precios: Es el cambio porcentual entre dos períodos definidos, resultante de establecer la división entre el número índice del período más reciente sobre el número índice del período desde donde se desea medir la variación.

Por su parte, el Indice de Precios es una medida estadística que hace explícitos los cambios ocurridos en una variable o grupo de variables en el tiempo. Se presenta en forma de porcentaje, resultante de la división entre los valores absolutos de la variable o conjunto de variables y otro valor fijo, que se toma como base de comparación o referencia para determinar con respecto a él, el movimiento porcentual de la variable o grupo de variables.

Para efectos tarifarios el Costo Unitario de Prestación del Servicio (CU), definido en la presente resolución se actualizará cada vez que este acumule una variación de por lo menos el tres por ciento (3%) en alguno de los índices de precios que considera la fórmula, conforme a lo dispuesto en el artículo 125 de la Ley 142 de 1994.

1. Determinación de Indices de Precios

Con base en la Fórmula Tarifaria General definida en la presente resolución, los índices de precios asociados con ella, para todas las empresas donde las fórmulas tengan aplicación en el período mensual m, se determinarán de la siguiente forma:

Donde:

wmI: Es el Indice de Precios definido del componente W, en el mes m, que acumula la variación en dicho componente.

Wm: Es el precio (pesos por unidades de consumo o factura) del componente W, en el mes m.

W0: Es el precio (pesos por unidades de consumo o factura) del componente W, en el mes base enero de 2008.

2. Variación de los Indices de Precios

De conformidad con las definiciones y prácticas corrientes, la variación entre el período m-p y el período m del índice de precios del componente W, se define como:

Para efectos de determinar la variación del 3%, de que trata el artículo 125 de la Ley 142 de 1994, se definen los subíndices m-p y m de la siguiente forma:

m: Es el período para el cual se evalúa la aplicación de la variación del índice en un 3%.

m-p: Es el período en el que se actualizó por última vez la fórmula tarifaria.

Con base en la Fórmula Tarifaria, definida en la presente resolución, a continuación se identifican los índices asociados con cada uno de los componentes que incluye.

Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica:

Donde:

: Es el Indice de Precios definido para la Componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica en el mes m.

CUvn,m,i,j: Es el componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica expresado en $/kWh, en el nivel de tensión n, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j, para el mes m.

CUvn,0,i,j: Es el componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica ($/kWh), en el nivel de tensión n, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j, aplicado en el mes base.

Cargo Fijo

Donde:

: Es el Indice de Precios definido para la componente fija del Costo Unitario de Prestación del Servicio, en el mes m.

CUfm,j: Es la Componente fija del Costo Unitario de Prestación del Servicio ($/factura) en el mes m, para el Mercado de Comercialización j.

CUf0,j: Es el Cargo Fijo expresado en $/factura, para el Mercado de Comercialización j, calculado para el mes base.

Costo de Compra de Energía

Donde:

I^G_m: Es el Indice de Precios definido del componente Gm,i,j, en el mes m.

Gm,i,j: Es el costo de compra de energía ($/kWh) del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j, en el mes m.

G0,i,j: Es el costo de compra de energía expresado en $/kWh, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j, trasladado en el CUvn,m,i,j, calculado para el mes base.

Costo de Restricciones

Donde:

I^R_m: Es el Indice de Precios definido del componente Rm,i, en el mes m.

Rm,i: Es el Costo de Restricciones y de Servicios asociados con generación en $/kWh asignados al Comercializador Minorista i en el mes m.

R0,i: Es Costo de Restricciones y de Servicios asociados con generación en $/kWh asignados al Comercializador Minorista i, trasladado en el CUvn,m,i,j, calculado para el mes base.

Costo por Uso del STN

Donde:

I^T_m: Es el Indice de Precios definido del componente Tm en el mes m.

Tm: Es el costo por uso del STN ($/kWh) correspondiente al mes m.

T0: Es el Costo por uso del STN ($/kWh), trasladado en el CUvn,m,i,j calculado para el mes base.

Costo por Uso de Sistemas de Distribución

Donde:

I^D_m: Es el Indice de Precios definido del componente Dn,m, en el mes m.

Dn,m: Costo de Distribución del Comercializador Minorista i expresado en $/kWh, para el Nivel de Tensión n, en el mes m.

Dn,0: Es el costo de distribución en $/kWh correspondiente al nivel de tensión n, de acuerdo con lo establecido en la regulación vigente calculado para el mes base y trasladado en el CUvn,m,i,j.

Costo Variable de Comercialización

Donde:

: Es el Indice de Precios definido del componente Cvm,i,j en el mes m.

Cvm,i,j: Es el Margen de Comercialización para el Comercializador Minorista i, del Mercado de Comercialización j, expresado en $/kWh, en el mes m.

Cv0,i,j: Es el Margen de Comercialización para el Comercializador Minorista i, del Mercado de Comercialización j, expresado en $/kWh, trasladado en el CUvn,m,i,j, calculado para el mes base.

Costo de Compra, Transporte y Reducción de Pérdidas

Donde:

: Es el Indice de Precios definido del componente PRn.m,i,j en el mes m.

PRn,m,i,j: Es el Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía expresado en $/kWh, en el mes m.

P^Rn.0,i,j: Es el Costo de Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía en $/kWh, trasladado en el CUvn,m,i,j calculado para el mes base.

(Fuente: R CREG 119/07, ANEXO 2)

Fórmulas de traslado en el componente de compras de energía al usuario regulado de los precios del mecanismo de contratación a largo plazo establecido en disposiciones especiales del ministerio de minas y energía

Fórmula de traslado en el componente de compras de energía al usuario regulado de los precios del mecanismo de contratación establecido en la resolución 40590 de 2019 del ministerio de minas y energía

ARTÍCULO 5.17.2.11.1.1. OBJETO. En cumplimiento de lo señalado en el artículo 2.2.3.8.7.6 del Decreto 1073 de 2015, en esta resolución se establece la fórmula de traslado en el componente de compras de energía (G) en el costo unitario de prestación del servicio al usuario regulado (CU) de los precios de los contratos resultantes del mecanismo establecido en la Resolución 40590 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía.

(Fuente: R CREG 129/19, art. 1)

ARTÍCULO 5.17.2.11.1.2. RECONOCIMIENTO DE COSTOS AGREGADOS EN LA FÓRMULA TARIFARIA PARA EL USUARIO REGULADO. Los comercializadores que atienden demanda regulada y que suscriban contratos resultantes de la subasta de la que trata la Resolución 40590 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía, pueden trasladar los precios de estos contratos en el componente de costo de energía (G) del costo unitario de prestación del servicio (CU), siempre que se hayan cumplido las condiciones de competencia establecidas en la Resolución CREG 106 de 2019.

(Fuente: R CREG 129/19, art. 2)

ARTÍCULO 5.17.2.11.1.3. FÓRMULA DE TRASLADO. El traslado de los precios de los contratos resultantes de la subasta reglamentada con la Resolución 40590 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía se realizará de acuerdo con lo previsto en este artículo.

1. Determinación de la cantidad de energía asociada a los contratos de largo plazo. El comercializador que suscriba contratos como resultado de la subasta del Ministerio de Minas y Energía debe determinar la cantidad de energía que se asociará mensualmente en el componente de compras de energía (G) correspondiente a estos contratos. Esta cantidad se calculará a partir de la siguiente expresión:

Donde:

CLP_m,i:	Energía mensual cubierta mediante los contratos de largo plazo adjudicados en la subasta del Ministerio de Minas y Energía al comercializador i para el mes m.
QCLP_h,k,i:	Cantidad de energía en la hora h, del mes m, asociada con el contrato k, adjudicado al comercializador i, resultante de la subasta del Ministerio de Minas y Energía.
N:	Número de contratos adjudicados en la subasta del Ministerio de Minas y Energía al comercializador i.

2. Determinación del precio asociado a los contratos de largo plazo. En segunda instancia, el comercializador que suscriba contratos como resultado de la subasta del Ministerio de Minas y Energía debe calcular el precio a trasladar por concepto de estos contratos, a partir de la siguiente expresión:

Donde:

PSA_m,i:	Precio promedio ponderado actualizado para el mes m, de los contratos de largo plazo adjudicados al comercializador i en la subasta del Ministerio de Minas y Energía, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh).
PCLP_h,k,i,m:	Precio para la hora h, asociada al contrato k para el mes m, adjudicado al comercializador i, en la subasta del Ministerio de Minas y Energía, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh).
QCLP_h,k,i:	Cantidad de energía en la hora h, asociada con el contrato k, adjudicado al comercializador i resultante de la subasta del Ministerio de Minas y Energía.
N:	Número de contratos adjudicados en la subasta del Ministerio de Minas y Energía al comercializador i.

3 Incorporación transitoria del precio de los contratos de largo plazo en el componente G. <Numeral derogado por el artículo 5 de la Resolución 101-02 de 2022>

(Fuente: R CREG 129/19, art. 3)

Fórmula de traslado en el componente de compras de energía al usuario regulado de los precios del mecanismo de contratación establecido en la resolución 40725 de 2019 del ministerio de minas y energía

ARTÍCULO 5.17.2.11.2.1. OBJETO. En esta resolución se establece la fórmula de traslado en el componente de compras de energía (G) en el costo unitario de prestación del servicio al usuario regulado (CU) de los precios de los contratos resultantes del mecanismo complementario del que trata la Resolución número 40725 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía.

(Fuente: R CREG 142/19, art. 1)

ARTÍCULO 5.17.2.11.2.2. RECONOCIMIENTO DE COSTOS AGREGADOS EN LA FÓRMULA TARIFARIA PARA EL USUARIO REGULADO. Los comercializadores que atienden demanda regulada y que suscriban contratos resultantes de la aplicación del mecanismo complementario del que trata la Resolución número 40725 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía pueden trasladar los precios de estos contratos en el componente de costo de energía (G) del costo unitario de prestación del servicio (CU).

(Fuente: R CREG 142/19, art. 2)

ARTÍCULO 5.17.2.11.2.3. FÓRMULA DE TRASLADO. El traslado de los precios de los contratos que el comercializador suscriba como resultado de la aplicación del mecanismo complementario que trata la Resolución número 40725 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía se realizará de acuerdo con lo previsto en el artículo 3o de la Resolución número CREG 129 de 2019.

Para la aplicación de la fórmula de traslado, los comercializadores deben entender que cuando se hace referencia a los contratos resultantes de la subasta del Ministerio de Minas y Energía, también deben incluirse los contratos resultantes del mecanismo complementario en caso que le sean adjudicados.

En cuanto a las variables CUGm-1,i y EGPi debe entenderse que para el caso de los contratos del mecanismo complementario se hace referencia a la garantía de pago y cumplimiento de las que tratan los artículos 11 y 9o de la Resolución número 40725 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía, respectivamente.

(Fuente: R CREG 142/19, art. 3)

Fórmula de traslado en el componente de compras de energía al usuario regulado de los contratos resultantes del mecanismo de contratación convocado mediante la Resolución 40179 de 2021 del Ministerio de Minas y Energía

ARTÍCULO 5.17.3.1. OBJETO. En cumplimiento de lo señalado en el artículo 2.2.3.8.7.6 del Decreto 1073 de 2015, en esta resolución se establece la forma de determinar los precios y las cantidades a considerar en la fórmula de traslado en el componente de compras de energía (G) del costo unitario de prestación del servicio al usuario regulado (CU), resultantes de los contratos del mecanismo convocado mediante Resolución 40179 de 2021 del Ministerio de Minas y Energía.

(Fuente: R CREG 179/21, art. 1)

ARTÍCULO 5.17.3.2. RECONOCIMIENTO DE COSTOS AGREGADOS EN LA FÓRMULA TARIFARIA PARA EL USUARIO REGULADO. Los comercializadores que atienden demanda regulada y que suscriban contratos resultantes del mecanismo convocado mediante Resolución 40179 de 2021 del Ministerio de Minas y Energía, pueden trasladar los precios y cantidades en el componente de costo de energía (G) del costo unitario de prestación del servicio (CU), de conformidad con las fórmulas y condiciones establecidas en la Resolución CREG 129 de 2019, o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

(Fuente: R CREG 179/21, art. 2)

PARTE 18

Reglas para diferir las obligaciones de pago de los comercializadores y otras disposiciones transitorias

ARTÍCULO 5.18.1. MECANISMO PARA DIFERIR LAS OBLIGACIONES DE PAGO DE LOS COMERCIALIZADORES FACTURADAS POR EL ASIC Y EL LAC, Y LAS LIQUIDADAS POR EL LAC, DURANTE ABRIL Y MAYO DE 2020. Durante los meses de abril y mayo de 2020, los comercializadores señalados en el numeral 1.1 siguiente, podrán diferir el pago de las obligaciones facturadas por el ASIC y el LAC, y las obligaciones que se derivan de las liquidaciones realizadas por el LAC, con sujeción a las siguientes reglas:

1.1 Agentes beneficiarios. Serán los agentes comercializadores que presenten problemas de recaudo en los meses de abril y mayo de 2020, y que atendían demanda al momento de la expedición del Decreto Legislativo 457 del 22 de marzo de 2020, con excepción de los agentes comercializadores que atendían exclusivamente usuarios no regulados.

1.2 Monto a diferir por transacciones en el MEM. Se podrá diferir hasta un valor máximo del 20% de las obligaciones de pago facturadas por el ASIC al agente comercializador por transacciones realizadas en el Mercado de Energía Mayorista, para los pagos que se deben hacer en abril y mayo de 2020.

1.3 Montos a diferir por cargos de las redes del SIN. Se podrá diferir hasta un valor máximo del 20% de las obligaciones de pago correspondientes a cargos por uso de las redes del STN que sean liquidadas y facturadas al agente comercializador por el LAC, para los pagos que se deben hacer en abril y mayo de 2020. Así mismo, hasta un valor máximo del 20% de las obligaciones correspondientes a los cargos por uso de las redes del STR y SDL liquidados por el LAC para los pagos que se deben hacer en los meses de abril y mayo de 2020.

Los OR le reportarán al LAC los pagos recibidos de los comercializadores para determinar los montos diferidos.

1.4 Período de pago de los montos diferidos. El período de pago de la suma de los montos diferidos en abril y mayo, incluyendo los intereses, será de doce (12) meses, contados a partir de julio de 2020.

1.5 Cantidades mensuales de pago y condiciones de pronto pago. Las cantidades mensuales de pago por los montos totales diferidos de acuerdo con los numerales 1.2 y 1.3, será el valor total adeudado dividido por el número de meses del período definido en el numeral 1.4. A las cantidades mensuales de pago del valor total diferido, se les adicionará el interés causado a partir de la fecha de vencimiento de pago de las facturas correspondientes definido en la Resolución CREG 056 de 2020.

La tasa de interés aplicable se determinará como el menor valor entre: i) la tasa de financiación real reportada a XM por cada agente acreedor de los pagos por liquidaciones de ASIC y LAC para los meses de abril y mayo; el reporte para abril deberá hacerse el día 24 del mes, y el reporte para mayo deberá hacerse el día 22 del mes; y, ii) la tasa preferencial más doscientos puntos básicos.

En caso de existir varios agentes acreedores, XM calculará la tasa de interés como el promedio ponderado por los montos liquidados de los agentes acreedores correspondientes en cada mes de pago. Las tasas de interés serán informadas por el ASIC y LAC para que el comercializador sepa con anticipación la tasa de financiación a pagar, en caso de hacer uso del mecanismo.

La tasa preferencial referida corresponde a la tasa de interés preferencial de colocación de créditos comerciales para plazos de 31 a 365 días, valor promedio del último mes disponible, de acuerdo con la información reportada por el Banco de la República.

En cualquier momento durante el período de pago de los montos diferidos, o cuando reciban pagos anticipados de los usuarios, los agentes comercializadores podrán pagar cantidades adicionales a las cantidades mensuales de pago, como abono al saldo adeudado, o podrán pagar el saldo total adeudado.

1.6 Garantías de los pagos. En las mismas fechas, y adicional a las garantías de pago que deben entregarse al ASIC y LAC para cubrir las obligaciones de pago mensuales, los agentes comercializadores que hagan uso del presente mecanismo deberán presentar garantías por las cantidades mensuales a pagar por los montos diferidos, definidas en el numeral 1.5. Para esto, podrán utilizar las garantías establecidas en la Resolución CREG 019 de 2006 y sus modificaciones, o alternativamente, constituir una fiducia de administración y pagos, para recolectar los ingresos durante el período de financiación del comercializador, y dar prioridad de pago a los montos diferidos.

1.7 Incumplimiento en los pagos. El incumplimiento de uno de los pagos diferidos dará lugar a la ejecución de las garantías, a la aplicación de los intereses de mora, y a la aplicación de los procedimientos de limitación del suministro por mora en los pagos, según lo definido en la Resolución CREG 116 de 1998, o de retiro de agentes del mercado según lo definido en la Resolución CREG 156 de 2011.

1.8 Asignación de los pagos mensuales por las cantidades diferidas. La asignación de los pagos mensuales a los agentes acreedores por las cantidades diferidas se hará a prorrata de los montos que les sean adeudados más intereses, los cuales se considerarán por el ASIC y LAC en las cuentas a favor de los agentes acreedores.

PARÁGRAFO 1o. El ASIC y el LAC remitirán a la CREG, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes de la publicación de la presente resolución en el Diario Oficial, el procedimiento que aplicarán para hacer efectivas las reglas definidas en este artículo. La CREG publicará mediante circular del Director Ejecutivo dicho procedimiento.

PARÁGRAFO 2o. Si se llegara a extender el período de aislamiento preventivo obligatorio de que tratan los Decretos Legislativo 457 y 531 de 2020, y/o la emergencia sanitaria decretada por el Ministerio de Salud, y se requiere extender el mecanismo de que trata el presente artículo, esto se informará mediante Circular de la Dirección Ejecutiva de la CREG.

PARÁGRAFO 3o. Para efectos del ejercicio de la función de inspección, vigilancia y control, por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), los agentes beneficiarios, el ASIC y el LAC, deberán reportar la información de la implementación de las medidas de que trata el presente artículo, en las condiciones y términos que determine dicha entidad.

(Fuente: R CREG 061/20, art. 1)

ARTÍCULO 5.18.2. AMPLIACIÓN DEL PLAZO PARA LA APLICACIÓN DE LAS CONDICIONES DE PAGO PREVISTAS EN EL ARTÍCULO 1° DE LA RESOLUCIÓN CREG 061 DE 2020. Los comercializadores que presenten problemas de recaudo podrán diferir el pago de las obligaciones facturadas por el ASIC y el LAC, y las obligaciones que se derivan de las liquidaciones realizadas por el LAC, conforme a lo previsto en el artículo 1o de la Resolución CREG 061 de 2020 sujetos a las siguientes reglas.

1. Los pagos a diferir serán los que se deban realizar en el mes de junio de 2020, en los porcentajes máximos definidos en los numerales 1.2 y 1.3 del artículo 1o de la Resolución CREG 061 de 2020.

2. El período de pago de la suma de los montos diferidos en junio, incluidos los intereses, será de 12 meses contados a partir de agosto de 2020.

(Fuente: R CREG 107/20, art. 1)

ARTÍCULO 5.18.3. MODIFICACIÓN DE MUTUO ACUERDO DE LAS CONDICIONES DE PAGO DE LOS CONTRATOS BILATERALES DE SUMINISTRO DE ENERGÍA. Las empresas que hayan suscrito contratos de venta de energía que estén vigentes, registrados y en ejecución, durante el período de confinamiento de que tratan los Decretos Legislativo 457 y 531 de 2020, podrán modificarlos de mutuo acuerdo sujeto a las siguientes condiciones:

i) La modificación de los contratos se deberá adelantar dentro de los siguientes quince (15) días calendario a la expedición de la presente resolución.

ii) Las partes podrán modificar los contratos bilaterales de venta de energía, para otorgar a los comercializadores que atienden demanda condiciones de financiación de pago sobre un porcentaje de las facturas por compras con vencimiento en los meses de abril y mayo de 2020.

iii) Las condiciones de renegociación de los contratos ofrecidas por parte del vendedor deberán ser las mismas para agentes con características similares. El vendedor deberá abstenerse de utilizar estrategias o cualquier otro instrumento que tenga la capacidad, el propósito o el efecto de discriminar entre agentes con características similares.

Excepcionalmente, si existen razones explícitas, objetivas, verificables y previamente definidas, los vendedores podrán apartarse del cumplimiento de lo anteriormente señalado. Dichas razones deben estar documentadas y ser verificables por parte de las autoridades de vigilancia y control.

PARÁGRAFO. Durante el periodo de los tres (3) meses siguientes a la publicación de la presente resolución en el Diario Oficial, los comercializadores que cubran total o parcialmente su demanda de energía en dicho período con contratos de energía, según lo definido en el literal b) del numeral 13.3 del artículo 13 de la Resolución CREG 130 de 2019 o aquellas a las cuales modificó, podrán renegociar con su contraparte los plazos de pago de los contratos, siempre que esto no implique incrementos de precios de la energía a los usuarios.

(Fuente: R CREG 061/20, art. 2)

ARTÍCULO 5.18.4. MODIFICACIÓN DEL TEXTO SOBRE INTERESES DE MORA POR CAMBIO DE FECHA, CONTENIDO EN LOS ARTÍCULOS 1o DE LA RESOLUCIÓN CREG 056 DE 2020. El texto que dice "Este último cambio de fecha de pago no dará lugar a la generación de intereses de mora por los días transcurridos entre el 18 y el 24 de abril de 2020" en los artículos 1o y 2o de la Resolución CREG 056 de 2020, quedará así:

"Este último cambio de fecha de pago no dará lugar a la generación de intereses de mora por los días transcurridos entre el 18 y el 30 abril de 2020".

(Fuente: R CREG 061/20, art. 3)

PARTE 19

Esquema de auditoría sobre la información reportada de los costos de suministro y transporte de combustible declarados por los agentes generadores

ARTÍCULO 5.19.1. OBJETO. Mediante esta resolución se define el esquema para realizar la auditoría de los soportes y aplicación de la metodología para determinar la parte variable del costo de suministro de combustible (CSC) y la parte variable del costo de transporte de combustible (CTC) declarados por los agentes, de acuerdo con lo definido en la Resolución CREG 044 de 2020.

(Fuente: R CREG 207/20, art. 1)

ARTÍCULO 5.19.2. CARACTERÍSTICAS DE LA AUDITORÍA. Las características generales de la auditoría de la información declarada por los agentes generadores, en cumplimiento del artículo 9 de la Resolución CREG 044 de 2020, que modifica el artículo 1 de la Resolución CREG 034 de 2001 para establecer el precio de reconciliación positiva de generadores térmicos, son las siguientes:

a. Periodicidad. La auditoría de la información declarada por los agentes se adelantará semestralmente, de acuerdo con el siguiente cronograma:

i. Primer semestre: correspondiente a la operación de los meses de enero, febrero, marzo, abril, mayo y junio del año t: La auditoría de los meses anteriormente señalados dará inicio en el mes de septiembre del año t.

ii. Segundo semestre: correspondiente a la operación de los meses de julio, agosto, septiembre, octubre, noviembre y diciembre del año t. La auditoría de los meses anteriormente señalados dará inicio en el mes de marzo del año t+1.

b. Plantas térmicas por auditar. Para seleccionar las plantas por auditar se aplicará el siguiente procedimiento:

i. Se toma la generación de seguridad fuera de mérito en GWh de las plantas térmicas durante el semestre a auditar.

ii. Se ordenan las plantas térmicas de mayor a menor generación de seguridad fuera de mérito.

iii. Se calcula en porcentaje (%) la participación de cada planta en el total, y se suma la participación de las plantas, iniciando con la de mayor participación.

iv. Las plantas que en el cálculo anterior representen hasta el 96% de participación en el total, sin superarlo, serán incluidas en la auditoría.

v. De las plantas restantes, es decir, las plantas del numeral i. no incluidas en el numeral iv., se seleccionan aleatoriamente un número equivalente al 15% para ser auditadas. Para ello, primero se determina el número de plantas adicionales a auditar, como valor entero más cercano de la multiplicación entre el número de plantas restantes por el 15%. Luego, a cada planta restante se le asigna de manera aleatoria un número entre 0 y 1. Posteriormente se ordenan las plantas de mayor a menor, y se seleccionan las primeras plantas hasta completar el número entero determinado en el paso anterior.

El procedimiento anterior para determinar las plantas a auditar, lo adelantará el ASIC, y los resultados los deberá publicar en su página web.

c. Procedimiento. El auditor encargado de llevar a cabo el procedimiento deberá cumplir al menos con las siguientes actividades:

i. Recibir de XM S.A. E.S.P. la siguiente información de las plantas a auditar:

1. Los formatos con las declaraciones diarias de las variables CSC y CTC realizadas por los agentes, soportados con las facturas y la valoración del inventario utilizado, cuando aplique.

2. La información de las cantidades diarias utilizadas de combustible, de acuerdo con la declaración de los agentes.

ii. Solicitar a las plantas a auditar lo siguiente: contratos de suministro y transporte de combustibles, facturas de suministro y transporte de combustibles, reporte de las cantidades utilizadas de los contratos principal y de ocasión, fecha de registro o firma de los contratos principal y de ocasión, metodología de valoración de inventarios y valores diarios de los inventarios de combustibles, impuestos estimados imputables al consumo del combustible y que están a cargo de la planta cuando aplique, tal como podría ser el impuesto de transporte, y toda aquella información utilizada por el agente para la determinación de los costos, la cual debe contar con los soportes respectivos que deberán ser entregados al auditor.

iii. Verificar los contratos con otras fuentes de información que el auditor identifique, teniendo en cuenta, por ejemplo, que en el sector energético se tiene el Gestor del Mercado de Gas y el Sistema de Información de Comercialización de Combustibles Líquidos, SICOM. Además, verificar directamente con el suministrador de los combustibles y el transportador.

iv. Adelantar los análisis para replicar el cálculo de la parte variable del costo de suministro de combustible (CSC) y la parte variable del costo de transporte de combustible (CTC) diarios, con el número de cifras significativas que permite el aplicativo del ASIC, que se encuentran soportados en facturas de contratos vigentes suscritos por el agente generador y en la valoración de sus inventarios, de acuerdo con lo definido en la Resolución CREG 044 de 2020 o aquella que la modifique, adicione o sustituya. En el caso del impuesto de transporte el auditor verificará que el impuesto estimado tiene valores justificados.

d. Obligatoriedad de entrega de información. Los agentes regulados a quienes el auditor solicite información deberán suministrarla en forma veraz, confiable, oportuna y de calidad, de tal manera que garantice la finalidad para la que es solicitada, y que no induzca a error, al auditor, a las autoridades o al público en general, en los términos establecidos por la Resolución CREG 080 de 2019.

PARÁGRAFO. La auditoría correspondiente al período comprendido entre la fecha de entrada en vigencia de la Resolución CREG 044 de 2020 y el 31 de diciembre de 2020, se adelantará en el mes de marzo de 2021.

(Fuente: R CREG 207/20, art. 2)

ARTÍCULO 5.19.3. FUNCIONES DEL AUDITOR Y PLAZOS. Las funciones del auditor, sin que queden limitadas a estas, y los plazos máximos para adelantar las funciones, se presentan en la siguiente tabla:

Plazos	Funciones
3 días hábiles	a. Solicitar y recolectar la información de XM.
5 días hábiles	b. Solicitar y recolectar la información de los agentes.
25 días hábiles	c. Verificar la información con otras fuentes de información. d. Analizar la información reportada. e. Verificar que la metodología de valoración del combustible almacenado corresponde a estándares reconocidos por autoridades del sector y/o a prácticas contables reconocidas. f. Verificar los valores diarios de CSC y CTC, que se encuentran soportados en facturas de contratos vigentes para los meses a auditar y en la valoración de los inventarios. g. Establecer las diferencias entre los valores auditados y los valores declarados por los agentes después de tener las facturas. h. Elaborar informe con la explicación y conclusiones de las verificaciones y estimaciones realizadas de manera clara y explícita.
1 día hábil	i. Remitir al agente el informe de auditoría para que el agente controvierta o confirme el resultado.
5 días hábiles	j. Recibir los comentarios de los agentes.
3 días hábiles	k. En caso de controversia, el auditor evaluará los argumentos del agente y en informe final incluirá el análisis de las razones por las cuales acepta o no los argumentos del agente.
1 día hábil	l. Remitir el informe final a XM S.A. E.S.P., a la SSPD y a la SIC. Al agente se le remite el informe final correspondiente a su planta.

PARÁGRAFO. XM S.A. E.S.P. deberá establecer un mecanismo para que las entidades de control y vigilancia y la CREG puedan tener acceso a los informes de auditoría en cualquier momento de forma ágil.

(Fuente: R CREG 207/20, art. 3)

ARTÍCULO 5.19.4. AUDITORES. El auditor será una de las empresas seleccionadas por XM S.A. E.S.P. de la lista de auditores que conformará el Comité Asesor de Comercialización (CAC), con expertos en los mercados de combustibles y en el mercado eléctrico colombiano, teniendo en cuenta las buenas prácticas de auditoría, y garantizando que sean entidades con independencia y autonomía. La lista de auditores la deberá mantener actualizada el CAC.

PARÁGRAFO. La primera lista de auditores la deberá conformar el CAC, a más tardar a los dos (2) meses de haber sido publicada la presente resolución en el diario oficial.

(Fuente: R CREG 207/20, art. 4)

ARTÍCULO 5.19.5. CONTRATACIÓN DE AUDITORÍA. El proceso de contratación de la auditoría será realizado por XM S.A. E.S.P., quien observará las siguientes pautas para la definición de los términos de referencia:

a. El auditor será elegido mediante selección objetiva.

b. El auditor deberá cumplir, cuando menos, con las funciones y plazos definidos en el artículo 3 de la presente resolución.

c. El informe de auditoría observará los criterios generales definidos en esta resolución, las demás normas de la CREG vigentes en la fecha de declaración de los valores CSC y CTC, y las buenas prácticas de auditoría.

d. El informe final de verificación deberá ser claro, preciso y detallado en el establecimiento de las diferencias entre los valores auditados y los valores declarados por los agentes para el mismo día d del mes m, si existiesen, así como en cualquier otro hallazgo de la auditoria, y en las conclusiones finales. No se admitirán informes ambiguos.

e. En el contrato de auditoría deberá quedar estipulado que el auditor le dará el manejo a la información que le entreguen los agentes que corresponda de acuerdo con su naturaleza, conforme a la normatividad vigente.

f. En el informe final de auditoría se explicarán y relacionarán todos los antecedentes, estudios, métodos, memorias de cálculo, exámenes e investigaciones que hayan servido de base para identificar, respecto de determinadas plantas y/o unidades, discrepancias en los valores reportados para el día d del mes m a auditar, de acuerdo con el artículo 2 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 207/20, art. 5)

ARTÍCULO 5.19.6. ASIGNACIÓN COSTO AUDITORÍA. Los costos de la auditoría serán asignados a cada uno de los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial, para lo cual, el ASIC los incluirá dentro del costo de las restricciones del mes posterior a la finalización de la auditoría.

(Fuente: R CREG 207/20, art. 6)

PARTE 20

Condiciones de competencia que debe cumplir el mecanismo de contratación de largo plazo del Ministerio de Minas y Energía

ARTÍCULO 5.20.1. OBJETO. En cumplimiento de lo señalado en el artículo 19 de la Resolución 40590 de 2019, modificada por las resoluciones 40678 de 2019 y 40141 de 2021 del Ministerio de Minas y Energía, y la convocatoria a la subasta prevista en la Resolución 40179 de 2021 del Ministerio de Minas y Energía, en esta resolución se definen las condiciones de competencia que garantizan un proceso de asignación eficiente en la subasta de contratos de largo plazo.

(Fuente: R CREG 177/21, art. 1)

ARTÍCULO 5.20.2. CONDICIONES DE COMPETENCIA. La única condición de competencia que se deberá evaluar en la aplicación del mecanismo de subasta de contratos de largo plazo establecido en la Resolución 40590 de 2019 modificada por las resoluciones 40678 de 2019 y 40141 de 2021 del Ministerio de Minas y Energía, y la subasta convocada mediante la Resolución 40179 de 2021 del Ministerio de Minas y Energía, es que ningún vendedor en la subasta tenga una participación en la oferta de energía máxima diaria garantizada superior al cuarenta por ciento (40%).

Para el cálculo de la participación en la oferta de energía máxima diaria garantizada de cada vendedor deberán llevarse a cabo los siguientes pasos:

Paso1. Se identifican los vendedores en la subasta como aquellos que han cumplido con los requisitos de precalificación, y cuya garantía de seriedad de la oferta, de la que trata el artículo 33 de la Resolución 40590 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía, ha sido aceptada en las condiciones definidas por el subastador en el pliego de términos y condiciones específicas.

Paso 2. Para cada vendedor identificado en el Paso 1, se determina la cantidad máxima de energía disponible a vender expresada en kilovatios hora día (kWh-día). Esta corresponde a la energía disponible a vender presentada por cada vendedor, de acuerdo con los pliegos de términos y condiciones específicas definidos por el subastador.

Paso 3. Se identifican los vendedores con un mismo controlante, o entre los que exista situación de control. Todos los vendedores que tengan un mismo controlante, o entre los que exista una situación de control, serán tenidos en cuenta para la determinación de la energía máxima disponible a vender como un (1) solo vendedor. Para ello, será considerada la información entregada en el Formato No. 3 del Anexo 1 definido por el ASIC como subastador en el pliego de condiciones de la subasta.

Paso 4. La energía máxima disponible a vender para los vendedores del Paso 3 será la suma de las cantidades máximas de energía disponible a vender de los vendedores con un mismo controlante, o entre quienes exista situación de control. Para aquellos vendedores que no tienen el mismo controlante, o que no están en situación de control con otros vendedores, la energía máxima disponible a vender será la identificada en el Paso 2.

Paso 5. Se calcula la participación en la oferta de energía máxima diaria garantizada de cada vendedor, a partir de la siguiente expresión:

Donde:

:	Participación en la oferta de energía máxima diaria garantizada del vendedor i. La participación en la oferta de energía máxima diaria garantizada de cada vendedor toma valores positivos hasta un máximo de cien por ciento (100%).
:	Cantidad máxima de energía disponible a vender del vendedor i determinada en el Paso 4, expresada en kilovatios hora-día (kWh-día).
:	Sumatoria de las cantidades máximas de energía disponibles a vender informadas por los j vendedores identificadas en el Paso 4.

Paso 6. A partir de las participaciones en la oferta de energía máxima diaria garantizada ) calculadas en el Paso 5, se verifica que ningún vendedor tenga una participación superior al 40%.

Se entenderá como cumplida la condición de competencia si, después de surtido el proceso descrito anteriormente, se encuentra que la participación en la oferta de cada uno de los j vendedores es menor o igual a cuarenta por ciento (40%).

(Fuente: R CREG 177/21, art. 2)

ARTÍCULO 5.20.3. REQUERIMIENTOS DE INFORMACIÓN PARA EL CÁLCULO DEL INDICADOR DE COMPETENCIA DEL MECANISMO PARA LA CONTRATACIÓN DE LARGO PLAZO. Quienes estén interesados en participar en la subasta como vendedores deberán entregar al subastador, en su calidad de administrador de la subasta, una declaración juramentada suscrita por el representante legal con información exacta, veraz, oportuna y verificable sobre los vínculos económicos existentes con otros vendedores que pudiesen participar en la subasta, así como las relaciones de control en las que se encuentran, con el fin de contar con los insumos que permitan medir adecuadamente el indicador de competencia.

Esta declaración deberá ser remitida al subastador en el término y condiciones definidas en los pliegos de términos y condiciones específicas de la subasta.

(Fuente: R CREG 177/21, art. 3)

ARTÍCULO 5.20.4. EVALUACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DEL INDICADOR DE COMPETENCIA. El auditor independiente, del que trata el Anexo de la Resolución 40590 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía, deberá evaluar el indicador de competencia establecido en esta resolución.

El informe al que hace referencia el literal f, numeral 2 del Anexo de la Resolución 40590 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía, deberá contener lo siguiente:

1. Resultado del cálculo de la participación de la energía máxima diaria garantizada de cada uno de los vendedores identificados de acuerdo con lo establecido en el artículo 2 de la presente resolución.

2. Determinar si la participación de la energía máxima diaria garantizada de cada uno de los vendedores identificados fue menor o igual al cuarenta por ciento (40%).

El auditor deberá remitir una copia del informe con los resultados explícitos de los numerales 1 y 2 del presente artículo a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, y a la CREG, a más tardar dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes, contados a partir de la fecha definida por el subastador para la validación de los indicadores de competencia establecida en los pliegos de términos y condiciones específicas.

(Fuente: R CREG 177/21, art. 4)

LIBRO 6

Reglamento de Operación - Componente sistemas de almacenamiento

Mecanismos para incorporar sistemas de almacenamiento con el propósito de mitigar inconvenientes presentados por la falta o insuficiencia de redes de transporte de energía en el Sistema Interconectado Nacional

Generales

ARTÍCULO 6.1.1.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se definen los procesos para que las personas interesadas instalen sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías, SAEB, con el propósito de mitigar inconvenientes presentados por la falta o insuficiencia de redes de transporte de energía en el Sistema de Transmisión Nacional (STN), o en un Sistema de Transmisión Regional (STR).

(Fuente: R CREG 098/19, art. 1)

ARTÍCULO 6.1.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a las personas jurídicas interesadas en instalar y mantener un SAEB, y a los agentes y entidades del sector que interactúen con estos sistemas.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 2)

ARTÍCULO 6.1.1.3. IDENTIFICACIÓN DE LA NECESIDAD DE UN SAEB. Para instalar un SAEB en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) para mitigar inconvenientes presentados por la falta o insuficiencia de redes de transporte de energía en este sistema, se requiere lo siguiente:

1. A partir de la identificación de la necesidad por parte de un agente o por parte de la UPME, esta última recomienda la instalación de un SAEB, indicando si se requiere para suplir necesidades del Sistema de Transmisión Nacional (STN), o de un Sistema de Transmisión Regional (STR); en los dos casos el SAEB puede conectarse en niveles de tensión inferiores a los que operan los sistemas mencionados.

2. Los proyectos de instalación de SAEB recomendados por la UPME se publicarán en una lista como información adicional al plan de expansión del SIN. Allí se indicará, entre otros, la(s) necesidad(es) que mitigará el proyecto, la fecha de puesta en operación, la subestación y el nivel de tensión donde es requerida su conexión.

3. Este listado de proyectos podrá ser actualizado por la UPME, antes de la adopción del siguiente plan, cuando esta entidad considere necesario incluir nuevos proyectos, o modificar los incluidos previamente.

Los proyectos que identifiquen y ejecuten los operadores de red (OR), para mitigar exclusivamente situaciones del sistema de distribución local que atienden, serán remunerados como parte de la actividad de distribución. En resolución aparte se definirá el tratamiento que se debe dar a la energía utilizada en la carga y descarga de este tipo de proyectos.

Sin perjuicio de la obligación que tienen los OR de entregar a la UPME la información sobre sus planes de expansión, para iniciar la ejecución de estos proyectos los OR deberán informarle a la UPME para lo de su competencia. Si en el término de un mes contado a partir del recibo del reporte en la UPME, esta no se ha pronunciado, se entenderá que el OR puede llevar a cabo el proyecto.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 4)

Ejecución del proyecto

ARTÍCULO 6.1.2.1. AGENTE ADJUDICATARIO. La UPME, mediante el proceso de selección definido en el Capítulo 3, seleccionará al agente adjudicatario para ejecutar el proyecto de instalación del SAEB, quien estará encargado de su operación y mantenimiento durante el periodo de pagos. Para la operación del SAEB se deberá tener en cuenta lo señalado en el Capítulo 5.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 5)

ARTÍCULO 6.1.2.2. COMPROMISO CON EL MEDIO AMBIENTE. La evaluación de todas y cada una de las condiciones ambientales necesarias para la ejecución del proyecto estará a cargo de los agentes interesados en ejecutarlo. El agente adjudicatario será responsable de las gestiones para la consecución de la licencia ambiental o de permisos que, en general, se requieran para la ejecución del proyecto.

Como parte importante de los compromisos ambientales debe tenerse en cuenta el relacionado con la disposición final de las baterías y los demás equipos utilizados.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 6)

ARTÍCULO 6.1.2.3. FECHA DE PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL (FPO). La fecha de puesta en operación comercial de un SAEB es la fecha en la que el adjudicatario ha cumplido con los requisitos para la conexión y operación, el SAEB está disponible para hacer parte de la operación del sistema interconectado y, además, es declarada como la fecha de inicio de la operación comercial por el adjudicatario del SAEB en cumplimiento de lo señalado en el Código de Redes.

Esta fecha debe coincidir inicialmente con la establecida en el listado de proyectos elaborado por la UPME y podrá ser modificada en los siguientes casos:

a) Previa aprobación del MME o la entidad que este delegue, cuando ocurran atrasos por fuerza mayor debidamente comprobada, por alteración del orden público acreditada por la autoridad competente que conduzca a la paralización temporal en la ejecución del proyecto y que afecte de manera grave la FPO, o por demoras en la expedición de la licencia ambiental originadas en hechos fuera del control del agente encargado del proyecto y de su debida diligencia.

b) Cuando el agente encargado del proyecto dé cumplimiento a lo previsto en el numeral 8 del anexo.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 7)

ARTÍCULO 6.1.2.4. CONTRATO DE CONEXIÓN. El agente adjudicatario deberá suscribir un contrato de conexión con el transportador responsable del sistema donde se va a conectar el SAEB, de acuerdo con lo previsto en el Código de Redes, establecido en la Resolución CREG 025 de 1995, o aquella que la modifique o sustituya.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 8)

Procesos de selección

ARTÍCULO 6.1.3.1. PROCESO DE SELECCIÓN. Para el desarrollo del proceso de selección, la UPME hará una invitación abierta del orden nacional o internacional para que, en condiciones de libre concurrencia y con base en lo establecido en la regulación y en los documentos de selección, las personas jurídicas interesadas presenten ofertas para encargarse de la instalación y mantenimiento del SAEB. De este proceso, una vez agotadas las etapas previstas en la regulación y en los documentos de selección, saldrá el adjudicatario que se encargará de construir el proyecto.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 9)

ARTÍCULO 6.1.3.2. PARTICIPACIÓN EN LOS PROCESOS DE SELECCIÓN. En los procesos de selección podrán participar los transmisores nacionales (TN), los operadores de red (OR), los transmisores regionales (TR), los generadores, los comercializadores y los terceros interesados nacionales o extranjeros, todos ellos en los términos que defina la UPME, siempre y cuando cumplan con las siguientes condiciones:

a) No tener una situación de control con ninguno de los demás proponentes que participen en el mismo proceso de selección;

b) No haber sido objeto de declaración de un incumplimiento grave e insalvable, como adjudicatario de un proceso de selección regulado por la CREG, durante los 24 meses anteriores a la fecha límite de presentación de propuestas establecida en los documentos de selección.

Al participar en los procesos de selección de que trata esta resolución, se entiende que los proponentes se acogen a lo que se establezca en los documentos de selección y a las consecuencias de la ejecución de la garantía de cumplimiento establecidas en el Capítulo 6.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 10)

ARTÍCULO 6.1.3.3. DOCUMENTOS DE SELECCIÓN. Los documentos que se elaboren para escoger al adjudicatario de la ejecución de un SAEB mediante un proceso de selección contendrán, como mínimo, lo siguiente:

a) Información básica requerida para identificar las necesidades mínimas que debe satisfacer el SAEB a instalar, tales como, pero sin limitarse a ellas, capacidad máxima de entrega, energía a entregar, duración mínima de la entrega en horas, eficiencia mínima, estándares de operación, fecha requerida de puesta en operación y demás elementos que se consideren necesarios;

b) Exigencia de instalación de equipos nuevos;

c) Identificación de la subestación donde se conectará el proyecto, nivel de tensión y las condiciones de conexión al SIN;

d) Información del proceso de selección, fechas, términos, condiciones de participación; la duración del periodo de pagos; los criterios de evaluación y selección de las propuestas; y las demás condiciones establecidas en la presente resolución;

e) Información de la firma interventora asignada al proyecto, el alcance de la misma y sus costos;

f) Las condiciones de una garantía de seriedad de la oferta que permita avalar el cumplimiento de lo exigido en los documentos de selección y en esta resolución;

g) El valor de cobertura de la garantía definida en el artículo 30;

h) Los requisitos adicionales que se consideren necesarios, de acuerdo con el SAEB objeto del proceso de selección.

PARÁGRAFO 1o. Los OR o los TN, cuyos activos tengan relación con las subestaciones donde se conectará el SAEB, deben entregar la información solicitada por la UPME, con el fin de aclarar las condiciones técnicas y de costos para la conexión al SIN, y dejar explícita la autorización de los puntos de conexión. La información suministrada deberá mantenerse al momento de la conexión por parte del proponente seleccionado. Los costos asociados a la conexión del proyecto, diferentes a arriendos o construcción de activos, se considerarán incluidos dentro de la remuneración de las actividades de transmisión y distribución de los agentes existentes y por lo tanto no deberán ser costos adicionales para el proyecto.

PARÁGRAFO 2o. La CREG podrá pronunciarse sobre los documentos de selección cuando considere que impiden o restringen la libre competencia o no se cumple con los criterios de eficiencia económica en la escogencia de los proyectos. En este caso, sus observaciones serán incluidas en tales documentos.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 11)

ARTÍCULO 6.1.3.4. CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DEL ADJUDICATARIO. La selección del adjudicatario se realizará teniendo en cuenta los siguientes criterios:

a) Las propuestas presentadas deberán contener una oferta técnica y una oferta económica: la económica corresponderá al IAE ofertado conforme a lo establecido en los artículos 14 y 16; la técnica deberá corresponder al proyecto objeto del proceso de selección, cumplir con los criterios de calidad y confiabilidad del SIN, y contener un cronograma detallado de cada una de las etapas de construcción del proyecto;

b) Las propuestas presentadas deberán adjuntar la garantía de seriedad de la oferta establecida en los documentos de selección y la demás documentación exigida a los proponentes;

c) Cuando se presente más de una oferta válida, la UPME adjudica el proyecto al proponente que haya presentado la propuesta con menor valor de la oferta;

d) Cuando haya una única oferta válida la UPME, a través de los mismos medios de comunicación utilizados para el inicio y desarrollo del proceso de selección, hace público el valor de la oferta y define un plazo dentro del cual otros interesados podrán presentar contraofertas con valores menores al publicado. La contraoferta de menor valor que cumpla con los requisitos exigidos será informada al proponente quien deberá manifestar a la UPME si acepta ejecutar el proyecto por el valor presentado en la contraoferta y en este caso se le adjudicará el proyecto; si el proponente no acepta, el proyecto será adjudicado al interesado que presentó la contraoferta. Si no se presentan contraofertas válidas, el proyecto será adjudicado al proponente de la única oferta válida. Los plazos para llevar a cabo este procedimiento serán los que defina la UPME. Para presentar contraofertas es necesario presentar evidencia de la adquisición de los documentos de selección y entregar la documentación que exija la UPME.

El proceso de selección podrá declararse desierto o nulo en los eventos establecidos en los documentos de selección o cuando no se presente proponente alguno, ninguno de los proponentes cumpla con los criterios de selección establecidos, o por razones de inconveniencia determinadas por la UPME. En cualquier caso, la UPME podrá iniciar un nuevo proceso de selección.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 12)

ARTÍCULO 6.1.3.5. OBLIGACIONES POSTERIORES A LA ADJUDICACIÓN. El proponente escogido deberá entregar a la UPME la documentación requerida en los documentos de selección.

El proponente seleccionado que no esté constituido como Empresa de Servicios Públicos, E.S.P., deberá constituirse como tal, y tener dentro de su objeto social alguna de las actividades del sector enunciadas en el artículo 1o de la Ley 143 de 1994, o de las que posteriormente defina la CREG. En este caso, el RUPS deberá ser entregado cuando la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios acredite su inscripción.

En los estatutos de constitución debe estar estipulado que la empresa adjudicataria tendrá una vigencia de hasta por lo menos tres años después de la fecha de finalización del periodo de pagos.

El no cumplimiento de lo establecido en el presente artículo, o de la entrega de los documentos a que hace referencia el artículo 18, o de lo exigido en los respectivos documentos de selección, en los plazos que se determinen en esta resolución o en tales documentos, dará lugar a la ejecución de la garantía de seriedad de la oferta, establecida en los documentos de selección, y se procederá a adjudicar el respectivo proceso al proponente que haya presentado una oferta válida con el segundo menor valor de la oferta, o a iniciar un nuevo proceso de libre concurrencia si no existiere un segundo proponente.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 13)

Remuneración

ARTÍCULO 6.1.4.1. INGRESO ANUAL ESPERADO DEL AGENTE ADJUDICATARIO, IAE. La remuneración del adjudicatario del proceso de selección se hará con base en la oferta económica del proponente, que se denominará Ingreso Anual Esperado, IAE, el cual, para cada uno de los años del periodo de pagos, deberá estar expresado en pesos constantes del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de presentación de la propuesta.

El IAE deberá reflejar los costos asociados con la preconstrucción (incluyendo diseños, estudios, licencias ambientales y demás permisos o coordinaciones interinstitucionales) y construcción (incluyendo la interventoría y las acciones que se requieran para la viabilidad ambiental del proyecto), el costo de oportunidad del capital invertido y los gastos de administración, operación y mantenimiento correspondientes. Adicionalmente, el IAE presentado por el proponente, cubrirá toda la estructura de costos y de gastos en que incurra el proponente seleccionado, en desarrollo de su actividad y en el contexto de las leyes y la reglamentación vigente.

El proponente, con la presentación de su oferta, acepta que el IAE remunera la totalidad de las inversiones correspondientes al respectivo proyecto y su operación y mantenimiento durante el periodo de pagos, por tal razón asumirá la responsabilidad y el riesgo inherentes a la ejecución y explotación del proyecto, de conformidad con lo establecido en el artículo 85 de la Ley 143 de 1994.

PARÁGRAFO. Dado que el AOM hace parte del IAE, el agente adjudicatario deberá registrar en forma separada en su contabilidad los costos y gastos asociados a los proyectos de SAEB, diferenciándolos de los costos y gastos remunerados a través de otras metodologías vigentes para las actividades del sector y de otros proyectos adjudicados mediante procesos de selección.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 14)

ARTÍCULO 6.1.4.2. TASA DE DESCUENTO. La tasa de descuento para traer a valor presente el flujo de IAE, que haya ofertado cada uno de los proponentes, será la tasa de retorno aprobada por la CREG y que esté vigente al inicio del respectivo proceso de selección. La tasa a utilizar depende de la necesidad identificada por la UPME: si se trata de una necesidad en el STN se usa la tasa de retorno de la actividad de transmisión y si se trata de una necesidad en el STR se usa la tasa de retorno de la actividad de distribución.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 15)

ARTÍCULO 6.1.4.3. PERFIL DE PAGOS. En las propuestas que se presenten a los procesos de selección de que trata esta resolución, la diferencia entre los porcentajes que representan cada uno de los valores anuales del IAE con respecto al valor presente de todos los valores anuales, no podrá ser mayor a cinco puntos porcentuales (5 p.p.) entre cualquier par de años.

En ningún caso, el ingreso para cualquier año podrá ser superior al del año anterior.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 16) (Fuente: R CREG 070/21, art. 1)

ARTÍCULO 6.1.4.4. PERIODO DE PAGOS. Los proyectos ejecutados mediante procesos de selección tendrán el periodo de pagos, expresado en número de años, que defina la UPME en los documentos de selección. Este periodo corresponde a los años del flujo de ingresos contados a partir del primer día calendario del mes siguiente a la fecha de puesta en operación del proyecto.

Durante el periodo de pagos, el adjudicatario es el responsable de la administración, operación y mantenimiento del proyecto.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 17)

ARTÍCULO 6.1.4.5. OFICIALIZACIÓN DEL INGRESO ANUAL ESPERADO. Una vez se haya escogido al proponente y se haya adjudicado el proceso de selección, la UPME deberá remitir la siguiente información a la CREG:

a) Identificación de la lista de proyectos o del plan de expansión del SIN donde se recomendó el proyecto;

b) La fecha prevista de puesta en operación del proyecto;

c) El concepto sobre el cumplimiento de los requisitos exigidos en los documentos de selección;

d) El cronograma de desarrollo de la etapa de construcción del proyecto;

e) Copia de la aprobación de la garantía exigida, de conformidad con lo establecido en el Capítulo 6 y en el anexo;

f) Copia de la propuesta económica con el IAE de la oferta seleccionada;

g) Información de la firma interventora, asignada de conformidad con lo establecido en el artículo 34.

La CREG, con base en esta información, expedirá una resolución donde se hará oficial la remuneración del proyecto objeto del proceso de selección. En la resolución que se apruebe se identificarán, entre otros, el proyecto y el agente adjudicatario, y se incluirá el ingreso que recibirá dicho agente en cada uno de los años del periodo de pagos, el cual será igual al IAE propuesto.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 18)

ARTÍCULO 6.1.4.6. PAGOS. El LAC será el responsable de actualizar y pagar el valor mensual al agente adjudicatario, teniendo en cuenta lo siguiente:

b) El IAE empezará a pagarse al agente adjudicatario a partir del primer día calendario del mes siguiente a la fecha efectiva de puesta en operación comercial del proyecto, certificada por el CND;

c) Para la facturación, liquidación y pago del primer mes de ingresos, se tomará en cuenta el primer mes completo, en consecuencia, no se reconocerá facturación por fracción de mes;

d) En cada uno de los pagos mensuales se descontarán las compensaciones de que hayan sido objeto los activos que hacen parte del proyecto, aplicando lo establecido en la regulación vigente.

El LAC se encargará de la facturación y el recaudo, y el pago estará sujeto a lo previsto en la regulación para el recaudo y la distribución de los ingresos en las actividades de remuneración de redes de transporte de energía eléctrica.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 19)

ARTÍCULO 6.1.4.7. PAGOS POSTERIORES AL PERIODO DE PAGOS. Una vez finalizado el período de pagos se podrá continuar con la remuneración del proyecto una vez se cumpla con lo señalado en este artículo.

Antes de que finalice el tiempo de utilización de los activos y con la anticipación que considere necesaria para tomar las medidas respectivas, la UPME determinará en el plan de expansión del SIN la necesidad de mantener en operación el proyecto y con base en sus análisis indicará si el proyecto se requiere indefinidamente o fijará el número de años adicionales que se necesita.

Si se encuentra que el proyecto sigue requiriéndose, el agente adjudicatario, mediante comunicación escrita, manifestará a la UPME su interés en continuar operando el activo, y adjuntará un concepto técnico sobre el estado de los activos que componen el proyecto, emitido por una firma de ingeniería. La comunicación escrita deberá ser remitida a la UPME dentro de los cuatro (4) meses siguientes a la fecha de adopción del plan de expansión del SIN.

Si el concepto técnico determina que los activos no se encuentran en condiciones óptimas para continuar operando, o si el agente adjudicatario no presenta dentro del plazo la documentación mencionada en el párrafo anterior, la UPME deberá iniciar un proceso de selección para reponer el proyecto.

Si el concepto técnico determina que los activos se encuentran en condiciones óptimas para continuar operando, la remuneración del proyecto durante cada uno de los años siguientes será igual a la del último año del periodo de pagos. El agente adjudicatario deberá enviar a la CREG copia de la comunicación enviada a la UPME y del concepto técnico de la firma de ingeniería.

La firma de ingeniería que elaborará los conceptos técnicos mencionados en este artículo deberá ser seleccionada por el CNO, a partir de los criterios que este Comité establezca para tal fin y dentro de los que deberá incluir la razonabilidad del precio ofertado para esa labor.

Si la UPME encuentra que el proyecto ya no es necesario en el sistema, después de finalizado el periodo de pagos, no habrá lugar a la remuneración de los activos que lo componen y el agente adjudicatario deberá disponer de ellos.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 20)

ARTÍCULO 6.1.4.8. POSIBILIDAD DE RETIRO. Durante el periodo de pagos, el agente adjudicatario podrá retirarse y no continuar realizando las funciones establecidas en esta resolución. Para ello requiere la aceptación por parte de la UPME para su retiro, informar la fecha del retiro, comunicar al LAC y a la CREG su intención y cumplir lo establecido en la regulación vigente en cuanto a la cancelación de las fronteras en las que se tomaba y entregaba energía con el SAEB.

A partir de la fecha de retiro el LAC dejará de pagar el IAE.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 21)

ARTÍCULO 6.1.4.9. FUENTE DE RECAUDO DE INGRESOS PARA EL IAE. El ingreso mensual para remunerar los SAEB se calcula de acuerdo con lo previsto en el artículo 19.

Cuando el SAEB se construya para suplir una necesidad del STN, este ingreso mensual se adicionará al numerador de la fórmula del numeral 1.5.1 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, mediante la cual se calcula el cargo por uso de la actividad de transmisión.

Cuando el SAEB se construya para suplir una necesidad de un STR, el ingreso mensual se adicionará a la variable IMC_R,m,t definida en el numeral 2.2 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018, utilizada para determinar el cargo por uso del respectivo STR.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 22) (Fuente: R CREG 070/21, art. 2)

Energía utilizada

ARTÍCULO 6.1.5.1. CONEXIÓN DEL SAEB AL SIN. El agente adjudicatario deberá cumplir con las exigencias establecidas en la regulación para su conexión al SIN; en particular las señaladas en el Código de Redes y en el Reglamento de Distribución.

Mientras se actualiza el Código de Redes el agente adjudicatario deberá dar cumplimiento a los acuerdos que el CNO establezca con este propósito.

Dentro de los dos meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución, el CND elaborará una propuesta con las condiciones técnicas a exigir para la conexión de los SAEB al SIN y las pruebas que deben cumplir estos equipos antes de su entrada en operación comercial. Esta propuesta debe ser enviada al CNO para que, con base en ella y durante el mes siguiente a su recibo, defina y publique un acuerdo donde se determinen las condiciones de conexión y las pruebas a cumplir por parte de los SAEB.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 23)

ARTÍCULO 6.1.5.2. RESPONSABILIDADES DEL AGENTE QUE INSTALA UN SAEB. El agente adjudicatario es responsable por el mantenimiento y la disponibilidad del SAEB para que opere en las condiciones requeridas al momento de carga y descarga, operaciones que se ejecutarán de forma automática o remota desde el CND. También será responsable de cumplir con las exigencias de calidad establecidas en la regulación vigente.

Es obligación del agente adjudicatario mantener disponibles y en correcta operación los sistemas de medición y los sistemas de comunicación para la operación automática o remota desde el CND.

Este agente no será responsable de los efectos que produzca la liquidación comercial de la energía tomada y entregada, siempre y cuando se cumpla con la eficiencia mínima requerida para estos sistemas.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 24)

ARTÍCULO 6.1.5.3. EFICIENCIA MÍNIMA EXIGIDA. La UPME, de acuerdo con las necesidades a solucionar, definirá la eficiencia mínima del SAEB a instalar.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 25)

ARTÍCULO 6.1.5.4. FRONTERAS COMERCIALES. Como requisito previo para conectarse al SIN, el agente adjudicatario es responsable de instalar, además de las fronteras para sus consumos propios, las siguientes dos fronteras comerciales debidamente registradas, de las cuales será el responsable:

a) Una para medir el consumo de la energía utilizada para cargar las baterías, la cual deberá cumplir con los requisitos exigidos para una frontera de comercialización entre agentes y usuarios; y

b) Una para medir la energía entregada al sistema, la cual deberá cumplir con los requisitos exigidos para una frontera de generación, sin que sea obligatorio que su representante sea un agente generador; cuando el representante sea un agente generador, esta energía entregada al sistema no deberá agregarse a las demás fronteras de generación del agente.

Estas dos fronteras serán exclusivas para la medición de la energía tomada y de la entregada en la prestación del servicio que se describe en esta resolución.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 26)

ARTÍCULO 6.1.5.5. PROCESOS DE CARGA Y DESCARGA DEL SAEB. En la instalación de un SAEB se debe tener en cuenta que la toma y entrega de energía de las baterías serán operadas remotamente por el CND o de forma automática.

El CND incluirá en el despacho la programación de las horas de carga y las de descarga de las baterías teniendo en cuenta el objetivo de minimizar el costo de operación del sistema y las condiciones para la entrega de energía establecidas en los documentos de selección. El CND podrá suspender el proceso de carga si la seguridad del sistema así lo requiere y los procesos de carga o descarga podrán ser objeto de redespacho.

Durante los dos meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, el CND elaborará y publicará un procedimiento en el cual se establezca la forma como el CND, en la definición del despacho, estimará las horas para la carga y las condiciones requeridas para la descarga.

El agente adjudicatario debe mantener disponibles y operables los equipos en los momentos que lo requiera el CND o el sistema, tanto para la toma como para la entrega de energía.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 27)

ARTÍCULO 6.1.5.6. TRATAMIENTOS DE LAS MEDIDAS DE ENERGÍA. El ASIC, con base en el precio de bolsa nacional horario, hará la liquidación horaria de la energía tomada y de la energía entregada al sistema; el valor neto resultante hará parte del valor de las restricciones.

Mensualmente el ASIC, con base en la energía tomada del sistema y la energía almacenada al principio y al final del mes hará un balance con el propósito de estimar la energía que debió ser entregada al sistema para cumplir el requisito de eficiencia mínima. Si se encuentra un faltante de energía para cumplir con esta eficiencia, la energía faltante se facturará al agente adjudicatario, con el promedio aritmético del precio de bolsa nacional del mes en revisión, y el valor de esta facturación se aplicará como un menor valor de restricciones. Para las horas del mes donde el precio de bolsa nacional supere el precio de escasez de activación, se tomará este último.

La asignación de los valores obtenidos en los dos párrafos anteriores se hará a prorrata de la demanda comercial de todos los comercializadores que atienden usuarios en el SIN.

El CND y el LAC deberán manejar en forma separada el efecto que estas medidas causen en la determinación de los índices de pérdidas. Los efectos de la instalación de los SAEB se excluirán del cálculo de los índices de pérdidas utilizados para verificar el cumplimiento de compromisos relacionados con este índice.

Dentro de los dos meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, el ASIC elaborará y publicará un procedimiento en el que se determine la forma como se hará el balance mensual antes indicado y se excluyan los efectos de los SAEB en los índices de pérdidas.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 28)

ARTÍCULO 6.1.5.7. CALIDAD DEL SERVICIO Y CALIDAD DE LA POTENCIA. El agente adjudicatario se obliga a cumplir en todo momento las exigencias de calidad del servicio y las de calidad de la potencia establecidas en la regulación; tanto las vigentes al inicio del proceso como las que entren en vigencia posteriormente.

En cuanto a la calidad del servicio, las exigencias y las compensaciones por no cumplir con estas exigencias se definirán en resolución aparte.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 29)

Interventoría

ARTÍCULO 6.1.6.1. INTERVENTORÍA. Los proyectos de instalación de SAEB que se ejecuten para mitigar necesidades en el STN o en un STR deberán contar con una interventoría en los términos y condiciones aquí establecidos, la cual deberá ser seleccionada a partir de una lista de firmas interventoras elaborada por el CNO.

No podrá existir situación de control entre el interventor seleccionado y el agente adjudicatario.

La firma interventora deberá ser contratada por el agente adjudicatario y el contrato deberá tener una vigencia, por lo menos, hasta dos meses después de la FPO real del proyecto.

El alcance de la interventoría exigida corresponde a las obligaciones asignadas en el artículo 35, su incumplimiento dará lugar a la terminación del contrato y a que la firma interventora sea excluida de la lista que elabora el CNO.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 33)

ARTÍCULO 6.1.6.2. SELECCIÓN DE LA INTERVENTORÍA. Para la interventoría se tendrá en cuenta lo siguiente:

a) Mediante un proceso general que elabore la UPME, para cada proyecto escogerá la firma interventora, de la lista de firmas interventoras publicada por el CNO, y determinará su costo;

b) La UPME dará a conocer el costo de la interventoría y su forma de pago con el objeto de que el proponente incluya dicho costo dentro de su oferta;

c) La minuta del contrato deberá acogerse a lo que para tales fines establezca la UPME y deberá contener las obligaciones del interventor establecidas en el artículo 35 y en los documentos de selección;

d) El proponente deberá suscribir un contrato de fiducia, con una entidad debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, donde se definirá, entre otros, la forma de realizar los pagos al interventor.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 34)

ARTÍCULO 6.1.6.3. OBLIGACIONES DEL INTERVENTOR. El interventor seleccionado para el proyecto de instalación del SAEB deberá remitir a la SSPD, a la UPME y al agente encargado del proyecto, como mínimo la siguiente información:

a) Informes cada 90 días calendario donde se verifique el cumplimiento del cronograma del proyecto, de los requisitos técnicos y de las normas aplicables, así como una estimación de la FPO real; cuando falten cuatro meses o menos para alcanzar la FPO inicial, establecida en los documentos de selección, los informes deben ser entregados cada 30 días calendario;

b) Dentro de los 20 días calendario siguientes a la FPO, un informe de recibo de obra de conformidad con lo establecido en los documentos de selección;

c) Concepto sobre el cumplimiento de las pruebas que defina el CNO para la entrada en operación comercial de estos activos, de acuerdo con lo señalado en el artículo 23;

d) Informe de la existencia de un incumplimiento grave e insalvable, en este caso deberá adicionar un inventario de las obras ejecutadas;

e) Verificación del cumplimiento de las obligaciones relacionadas con las prórrogas de las garantías en los términos establecidos en el anexo;

f) Los demás informes que sobre temas específicos requieran el MME, la SSPD, la UPME o la CREG.

La UPME o la SSPD, cuando se considere necesario, podrán verificar que se esté dando cumplimiento al cronograma y a lo establecido en esta resolución.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 35)

ARTÍCULO 6.1.6.4. INCUMPLIMIENTO GRAVE E INSALVABLE. El interventor en su informe indicará la existencia de un incumplimiento grave e insalvable del respectivo proyecto cuando se estén presentando una o varias de las siguientes condiciones:

a) La fecha de puesta en operación del proyecto calculada por el interventor supera en más de tres meses la FPO sin que el ejecutor la haya modificado de acuerdo con el literal b) del artículo 7o;

b) La fecha de puesta en operación del proyecto calculada por el interventor supera la FPO modificada por el agente de acuerdo con el literal b) del artículo 7o;

c) Cuando el agente existente o el adjudicatario del proceso de selección abandone la ejecución del proyecto;

d) De acuerdo con su verificación, las características técnicas de alguno de los activos que conforman el proyecto son menores a las definidas por la UPME.

En este caso el interventor deberá enviar copia del informe de interventoría al MME, a la UPME y a la CREG, y la UPME se encargará de comunicar al ASIC que el informe del interventor indica la existencia de un incumplimiento grave e insalvable.

(Fuente: R CREG 098/19, art. 36)

Otras disposiciones

ARTÍCULO 6.1.7.1. PERIODO DE APLICACIÓN DEL MECANISMO. La instalación de SAEB con el propósito de mitigar inconvenientes presentados por la falta o insuficiencia de redes de transporte de energía en el SIN, con base en lo establecido en esta resolución se aplicará desde su entrada en vigencia y hasta el 31 de diciembre de 2022.

Los proyectos adjudicados antes de esta fecha mantendrán las condiciones previstas en esta resolución

(Fuente: R CREG 098/19, art. 37)

LIBRO 7

Reglamento de Operación - Componente de planeación, coordinación, supervisión y control

Código de Redes, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional

Adopción

ARTÍCULO 7.1.1.1. Adoptar el Código de Redes contenido en el Anexo General de la presente resolución, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional.

(Fuente: R CREG 025/95, art. 1)

Introducción, marco legal, interpretación, modificación, cumplimiento (Anexo general)

ARTÍCULO 7.1.2.1. INTRODUCCIÓN. El Código de redes está compuesto por:

Código de Planeamiento de la Expansión del Sistema de Transmisión Nacional

Código de Conexión

Código de Operación

Código de Medida

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE REDES - INTRODUCCIÓN)

ARTÍCULO 7.1.2.2. MARCO LEGAL. El Código de Redes forma parte del Reglamento de Operación a que se refieren las Leyes 142 y 143 de 1994. El Código de Redes se complementará con resoluciones emitidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE REDES - MARCO LEGAL)

ARTÍCULO 7.1.2.3. INTERPRETACIÓN. En caso de presentarse dudas en cuanto a la interpretación y aplicación del Código de Redes, después de agotar el diálogo entre las empresas, es en primera instancia el Consejo Nacional de Operación (CNO) el encargado de efectuar las aclaraciones e interpretaciones correspondientes buscando cumplir ante todo los principios básicos de las Leyes y las Resoluciones de la CREG. En caso de no existir acuerdo en el CNO sobre la interpretación o aplicación del código, es la CREG quien finalmente dirime la controversia. Para este efecto, las dudas son comunicadas por las empresas a la mayor brevedad posible y el CNO debe reunirse en un plazo máximo de cinco (5) días hábiles a partir de la comunicación.

Los casos no considerados en este Código pueden ser presentados a través del CNO para definición de la CREG.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE REDES - INTERPRETACIÓN)

ARTÍCULO 7.1.2.4. MODIFICACIÓN. Cualquier empresa puede presentar propuestas de modificación al presente Código de Redes ante el CNO y finalmente se aplica una vez que éste de el concepto previo y la CREG lo apruebe.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE REDES - MODIFICACIÓN)

ARTÍCULO 7.1.2.5. CUMPLIMIENTO. El código de Redes debe ser cumplido por los diferentes agentes a los que se refiere cada uno de los códigos que lo conforman.

El incumplimiento de las condiciones establecidas en este Código, se presentan según el caso, ante la CREG o ante la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE REDES - CUMPLIMIENTO)

Código de Planeamiento de la Expansión del Sistema de Transmisión Nacional (Anexo general)

Introducción

ARTÍCULO 7.1.3.1.1. Introducción. Este Código especifica los criterios, estándares y procedimientos para el suministro y tipo de información requerida por la Unidad de Planeamiento Minero Energético (UPME), en la elaboración del Plan de Expansión de Referencia, y por los Transportadores, en la ejecución del planeamiento de detalle y el desarrollo del sistema interconectado de transmisión a tensiones iguales o superiores a 220 kV, denominado Sistema de Transmisión Nacional (STN), y que deben ser considerados por los Usuarios de este sistema en el planeamiento y desarrollo de sus propios sistemas.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN Num. 1)

Objetivos

ARTÍCULO 7.1.3.2.1. Objetivos. Los objetivos de este Código son:

Especificar los estándares que serán usados por la UPME y los Transportadores en el planeamiento y desarrollo del STN.

Definir los procedimientos para el suministro y tipo de información requerida por la UPME y los Transportadores para realizar el planeamiento y desarrollo de las redes que forman parte del STN.

Promover la interacción entre los Usuarios del STN, la UPME y los Transportadores con respecto a cualquier propuesta de desarrollo en el sistema del Usuario que pueda tener un impacto en el funcionamiento del STN.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN Num. 2)

Aplicación

ARTÍCULO 7.1.3.3.1. Aplicación. Este Código se aplica a los Transportadores, la UPME y los siguientes Usuarios:

Generadores conectados directa o indirectamente al STN.

Distribuidores conectados directa o indirectamente al STN.

Grandes Consumidores conectados directamente al STN.

Cualquier otro Usuario o entidad con un sistema conectado directamente al STN.

Para tener derecho de acceso a la red, todos los Usuarios deben firmar Contratos de Conexión con los Transportadores, en los cuales se especifiquen los aspectos contractuales de conexión y uso de la red, así como otros aspectos de orden administrativo, técnico y económico, incluidos la operación y mantenimiento de la conexión.

Para los refuerzos del STN se aplicará lo establecido en la Resolución CREG-001 de 1994.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN Num. 3)

Tipos de conexión

ARTÍCULO 7.1.3.4.1. Tipos de conexión. El desarrollo del STN comprende la ejecución de refuerzos o extensiones que aparecen por un sinnúmero de razones, entre las que se incluyen las siguientes, sin estar limitadas a éstas:

Conexión de un nuevo Usuario al STN.

El desarrollo del sistema de un Usuario del STN que ya está conectado a éste.

La introducción de un nuevo Sitio de Conexión o la modificación de un Sitio de Conexión existente entre un Usuario y el STN.

El efecto acumulado de un número de desarrollos tales como los mencionados anteriormente por uno o más Usuarios del STN.

Los refuerzos o extensiones del sistema del STN pueden involucrar obras nuevas o de ampliación en:

La subestación en el Sitio de Conexión donde equipos del Usuario se conectan al STN.

Líneas de transmisión u otros equipos, los cuales unen ese Sitio de Conexión al resto del STN.

Líneas de transmisión u otros equipos en o entre puntos remotos de ese Sitio de Conexión.

El tiempo requerido para el planeamiento y desarrollo del STN dependerá del tipo y tamaño de los refuerzos necesarios, de los trámites legales y de la financiación para la ejecución de las diferentes fases de los proyectos, de la aprobación de los planes de expansión y del grado de complejidad del nuevo desarrollo para mantener un adecuado nivel de calidad, seguridad y confiabilidad en el sistema.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN Num. 4)

Elementos de planeamiento

Introducción

ARTÍCULO 7.1.3.5.1.1. ELEMENTOS DE PLANEAMIENTO. La planeación de la expansión del STN se realizará a corto (3 años), mediano (5 años) y largo plazo (mayor a 10 años), mediante planes de expansión flexibles que se adapten a los cambios que determinen las condiciones técnicas, económicas, financieras y ambientales, cumpliendo con los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad definidos en este Código de Planeamiento. Los proyectos propuestos en estos planes deberán ser técnica, ambiental y económicamente factibles y la demanda deberá ser atendida cumpliendo con criterios de uso eficiente de los recursos energéticos.

Sin perjuicio de lo establecido en la Ley, para efectuar el planeamiento del STN es necesario definir elementos de planeamiento aplicados tanto a los análisis de estado estacionario como transitorio y definir índices de confiabilidad con los cuales se mida si el suministro de energía eléctrica es adecuado.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN Num. 5)

Calidad

ARTÍCULO 7.1.3.5.2.1. TENSIÓN. El STN se planeará de tal forma que permita, en conjunto con la generación, los sistemas de transmisión regionales y los sistemas de distribución local, asegurar que la tensión en las barras de carga a nivel de 220 kV y superiores no sea inferior al 90% del valor nominal, ni superior al 110%.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN Num. 5.1.1)

ARTÍCULO 7.1.3.5.2.2. ARMÓNICOS. Las formas de onda de tensión y corriente, con respecto al contenido de armónicos y desbalance de fases, cumplirán los requisitos establecidos por la NTC (Norma Técnica Colombiana) respectiva. Mientras no exista NTC aplicable, se utilizará la Norma ANSI/IEEE 519.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN Num. 5.1.2)

Seguridad

ARTÍCULO 7.1.3.5.3.1. Seguridad. El STN se debe planear en concordancia con la planeación de la generación para que, entre Transportadores y Generadores -bajo la coordinación del CND-, garanticen los siguientes aspectos:

El sistema debe permanecer estable bajo una falla trifásica a tierra en uno de los circuitos del sistema de 220 kV con despeje de la falla por operación normal de la protección principal.

El sistema debe permanecer estable bajo una falla monofásica a tierra en uno de los circuitos del sistema de 500 kV con despeje de la falla por operación normal de la protección principal.

Una vez despejada la falla, la tensión no debe permanecer por debajo de 0,8 p.u. por más de 700 ms.

Las oscilaciones de ángulos de rotor, flujos de potencia y tensiones del sistema deberán ser amortiguadas (el sistema debe tener amortiguamiento positivo).

No se permiten valores de frecuencia inferiores a 57,5 Hz durante los transitorios.

No se permiten sobrecargas en las líneas ni en los transformadores. La cargabilidad de los transformadores se determina por la capacidad nominal en MVA y para las líneas se toma el mínimo valor entre el límite térmico de los conductores, límite por regulación de tensión y el límite por estabilidad, aplicando los criterios anteriormente expuestos.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN Num. 5.2)

Confiabilidad

ARTÍCULO 7.1.3.5.4.1. Confiabilidad. Para la evaluación de la confiabilidad del STN se podrán usar los métodos descritos a continuación, buscando la mayor relación beneficio/costo.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN Num. 5.3) (Fuente: R CREG 044/13, art. 1)

ARTÍCULO 7.1.3.5.4.2. MÉTODO DETERMINÍSTICO. Para el análisis de confiabilidad por medio de este método se debe utilizar el criterio N-1, según el cual el STN debe ser capaz de transportar en estado estable la energía desde los centros de generación hasta las subestaciones de carga en caso normal de operación y de indisponibilidad de un circuito de transmisión a la vez.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN Num. 5.3.1) (Fuente: R CREG 044/13, art. 1)

ARTÍCULO 7.1.3.5.4.3. MÉTODO PROBABILÍSTICO SIMPLIFICADO. Para el análisis de confiabilidad por medio de este método se deben utilizar los criterios N-1 y N-K, considerando su probabilidad de ocurrencia en la valoración de costos y beneficios. En la aplicación de estos criterios, el STN debe ser capaz de transportar en estado estable la energía desde los centros de generación hasta las subestaciones de carga.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN Num. 5.3.2) (Fuente: R CREG 044/13, art. 1)

Restricciones

Método probabilístico para la evaluación de restricciones para la evaluación de las restricciones del STN se podrá usar el método descrito a continuación, buscando la mayor relación beneficio-costo

ARTÍCULO 7.1.3.5.5.1.1. Método probabilístico para la evaluación de restricciones para la evaluación de las restricciones del STN se podrá usar el método descrito a continuación, buscando la mayor relación beneficio-costo. Para la valoración de costos y beneficios en el análisis de restricciones por este método, se deben considerar los estados posibles de la red hasta un nivel de contingencia N-1, valorando los posibles despachos de generación en el sistema. A cada estado evaluado se le asociará una probabilidad de ocurrencia, considerando todo tipo de eventos. Adicionalmente, para cada estado de la red se calcularán los costos y beneficios considerando el mismo criterio que utilizaría el CND en el análisis eléctrico del despacho para ese estado de la red, es decir, suponiendo una contingencia adicional cuya probabilidad de ocurrencia es 1.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN Num. 5.4.1) (Fuente: R CREG 044/13, art. 2)

Procedimientos para el suministro de información

ARTÍCULO 7.1.3.6.1. Procedimientos para el suministro de información. La información se clasifica en dos tipos:

Información estándar de planeamiento.

Información detallada de planeamiento.

En los Apéndices I y II se presenta en detalle la información requerida.

La información estándar y la información detallada de planeamiento están consideradas en tres niveles diferentes:

Información de planeamiento preliminar de proyectos.

Información de planeamiento de proyectos aprobados.

Información de planeamiento de proyectos en operación.

En el momento en que un Usuario solicite un Estudio de Conexión, la información suministrada por el Usuario será considerada como información de planeamiento preliminar. El tipo de información de planeamiento preliminar dependerá de las características de cada proyecto y será definido por los Transportadores involucrados.

Una vez se apruebe la conexión, la información preliminar del proyecto e información subsecuente requerida por los Transportadores bajo este Código de Planeamiento, se convertirá en información de planeamiento de proyectos aprobados.

En el momento en que un proyecto entre en operación se deberá actualizar la información correspondiente. Esta información será entonces llamada información de planeamiento de proyectos en operación.

La información de planeamiento de los proyectos aprobados y de los proyectos en operación formarán la base con la cual se acometerá el planeamiento del STN. Esta información no será confidencial y los Transportadores la usarán en los siguientes casos:

En la preparación del Plan de Expansión y en estudios relacionados con éste.

Cuando se estudien solicitudes de otros Usuarios.

Para propósitos del planeamiento operativo.

Para suministrarla como parte de la información del sistema.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN Num. 6)

Plan de expansión de referencia (STN)

ARTÍCULO 7.1.3.7.1. Plan de expansión de referencia (STN).

Con el fin de compatibilizar criterios, estrategias, metodologías e información para la expansión del STN, la UPME contará con un Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión el cual deberá conceptuar sobre el Plan de Expansión de Transmisión de Referencia preliminar, en el cual participarán:

Un (1) representante de las empresas de generación. Este se seleccionará anualmente con el voto mayoritario de los Generadores que participen en el Mercado de Energía Mayorista al momento de la votación, de entre los cinco (5) mayores Generadores del país, en relación con su Capacidad Instalada (medida en MW a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior). En caso de empresas integradas que ya estén representadas en el CAPT por otro de sus negocios, no obstante su tamaño, no harán parte de las cinco elegibles como representantes de los Generadores.

Un (1) representante de las empresas de distribución. Este se seleccionará anualmente con el voto mayoritario de los Operadores de Red que participen en el Mercado de Energía Mayorista al momento de la votación, entre los cinco (5) mayores Operadores de Red del país, en relación con su distribución de energía (medida en GWh a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior). En caso de que un Operador de Red corresponda a una empresa integrada que ya esté representada en el CAPT por otro de sus negocios, no obstante su tamaño, no hará parte de las cinco elegibles como representante de los Operadores de Red.

Tres (3) usuarios, catalogados como grandes consumidores, los cuales se seleccionarán de mayor a menor, en orden decreciente en función de su demanda anual de energía (medida en MWh a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior). Si uno o varios usuarios deciden no participar en el Comité, el derecho lo adquiere(n) el (o los) siguiente(s) grande(s) consumidor(es). Para estos efectos, antes del 15 de enero de cada año, los comercializadores reportarán a la UPME, el nombre y la demanda de los tres mayores usuarios que hayan atendido en su mercado.

Tres (3) representantes de las empresas de comercialización. Estos se seleccionarán de mayor a menor, en orden decreciente de la Demanda abastecida (Medida en GWh a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior). ). En caso de empresas integradas que ya estén representadas en el CAPT por otro de sus negocios, no obstante su tamaño, no harán parte de las elegibles como representantes de los Comercializadores.

Tres (3) representantes de las empresas de transmisión. Estos se seleccionarán de mayor a menor, en orden decreciente de su porcentaje de participación en la propiedad de activos del STN (Valorados a "Costos Unitarios" a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior). ). En caso de empresas integradas que ya estén representadas en el CAPT por otro de sus negocios, no obstante su tamaño, no harán parte de las elegibles como representantes de los Transportadores.

El CND no hará parte del CAPT, pero asistirá a sus reuniones, y en desarrollo de sus tareas deberá coordinar con dicho Comité aquellos aspectos asociados con las Restricciones que inciden en la planeación de la expansión del STN.

Las empresas integradas verticalmente, así como las empresas que tengan vinculación económica entre las distintas actividades (generación, transmisión, distribución y comercialización), no podrán tener más de un (1) representante en el Comité. Para este efecto se tendrá en cuenta lo dispuesto respecto de las empresas matrices y subordinadas, así como de los grupos empresariales a los que hace referencia el Código de Comercio. De allí que estos criterios deban considerarse para establecer la composición del Comité.

Si alguno de los usuarios del STN tuviera conocimiento de alguna violación a lo que aquí se dispone, podrá solicitar a la CREG la suspensión de la participación del agente o agentes involucrados en el Comité. La CREG solicitará la información que considere pertinente, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994.

Para la preparación del Plan de Expansión de Transmisión de Referencia los Transmisores Nacionales, los Generadores, los Transmisores Regionales, los Distribuidores Locales y los Comercializadores, deberán entregar a la UPME la información de planeamiento estándar y la información de planeamiento detallada según la lista de los Apéndices I y II. Asimismo, deberán remitir la información correspondiente a las "Ampliaciones" requeridas, en los términos en que éstas se entiendan en la reglamentación vigente. Esta información se deberá entregar a más tardar en el mes de marzo* de cada año y deberá cubrir un horizonte de por lo menos diez (10) años.

Para los primeros cinco (5) años del Plan de Expansión de Transmisión, cada Transmisor Nacional, deberá preparar y remitir para la misma fecha y a la misma entidad, un informe detallado donde se indiquen las oportunidades disponibles para conectarse y usar el sistema, señalando aquellas partes de dicho sistema con mayor factibilidad técnica para nuevas conexiones y transporte de cantidades adicionales de potencia.

La UPME al elaborar el Plan de Expansión de Transmisión tendrá en cuenta utiliza como criterios en su definición, la minimización de los costos de inversión y de los costos operativos y las pérdidas del STN, siguiendo los principios de las Leyes 142 y 143 de 1994. El Plan de Expansión de Transmisión, en todo caso, debe cumplir con las disposiciones que en materia de confiabilidad y seguridad, se encuentren vigentes.

Los propietarios de Activos de Conexión al STN o los Transmisores Nacionales cuyos activos tengan relación con los proyectos incluidos en el Plan de Expansión de Transmisión de Referencia, deben entregar la información solicitada por el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue para aclarar las condiciones de conexión al STN, con el fin de garantizar el libre acceso a las redes de este sistema.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN Num. 7) (Fuente: R CREG 085/02, art. 1)

Información estándar de planeamiento (Apéndice i)

ARTÍCULO 7.1.3.8.1. INTRODUCCIÓN. En este apéndice se presentan los formatos de recolección de la información estándar de planeamiento necesaria para efectuar los estudios de planeamiento de la transmisión, dentro de los cuales se incluyen programas de expansión automatizada, flujos de cargas, cortocircuito, estabilidad transitoria, estabilidad dinámica, confiabilidad y evaluación económica para la definición de los esquemas de transmisión.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN - APÉNDICE I Num. 1)

ARTÍCULO 7.1.3.8.2. SUPUESTOS. a. Se definen las siguientes categorías de información: demandas, sistema generación-transmisión y costos índices.

b. Los formatos con la información estándar de planeamiento requerida, deben ser elaborados en una hoja de cálculo.

c. En los Cuadros 1 al 13 se especifican las características de los datos requeridos.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN - APÉNDICE I Num. 2)

ARTÍCULO 7.1.3.8.3. DEMANDAS. La proyección de demanda deberá ser coherente con la proyección de demanda elaborada por la UPME.

Se solicitan datos a nivel anual de las proyecciones de energía y potencia correspondientes al escenario medio o más probable (Cuadro 1) y la información necesaria para su distribución temporal a nivel mensual, ya sea estimada para el futuro o promedio histórico (Cuadro 2).

Adicionalmente, se requiere la curva de demanda horaria numérica (Cuadro 3) y gráfica para barras de carga hasta el nivel de 110 kV del día de máxima demanda del Sistema Interconectado Nacional -SIN- (la fecha del día de máxima demanda del año anterior, se comunica en los primeros días de enero)

Costos de Racionamiento. Los costos de racionamiento serán los mismos utilizados para la operación del SIN.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN - APÉNDICE I Num. 3)

ARTÍCULO 7.1.3.8.4. SISTEMA GENERACIÓN-TRANSMISIÓN. La información de transmisión debe corresponder a redes equivalentes de tensiones iguales o superiores a 110 kV utilizadas en cada empresa para los estudios de expansión de la transmisión, anexando diagramas unifilares y de ubicación geográfica.

Los formatos especificados para el sistema generación-transmisión contienen la siguiente información general:

Cuadro 4: Información de las subestaciones, la cual debe ser diligenciada para cada año.

Cuadro 5: Información de líneas de tensiones iguales o superiores a 110 kV.

Cuadro 6: Información de transformadores.

Cuadro 7: Información de unidades para estudios de estabilidad transitoria.

Cuadro 8: Información del modelo detallado de máquinas.

Cuadro 9: Información de reguladores de velocidad de plantas hidráulicas (se proponen los datos para un modelo típico).

Cuadro 10: Información de reguladores de velocidad de plantas térmicas (se proponen los datos para un modelo típico).

Cuadro 11: Información de reguladores de tensión (se proponen los datos para un modelo típico).

La información de subestaciones solicitada en el Cuadro 4 es para cada año, lo cual permite incluir las subestaciones nuevas y reflejar los cambios en demanda, generación y configuración de cada una de las subestaciones, año a año.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN - APÉNDICE I Num. 4)

ARTÍCULO 7.1.3.8.5. COSTOS ÍNDICES. Se solicitan los costos índices para inversión, operación y mantenimiento en miles de dólares constantes, a diciembre del año anterior.

Cuadro 12: Costos índices de subestaciones, líneas, transformadores y compensación reactiva.

Cuadro 13: Costos índices de operación y mantenimiento.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN - APÉNDICE I Num. 5)

ARTÍCULO 7.1.3.8.6. <6. CUADROS>. Cuadro 1.

DEMANDA ANUAL DE ENERGÍA Y POTENCIA.

Parámetro	Significado	Unidad
Año	Año para el cual se tienen proyectadas las demandas.
Demanda Energía	Demanda total de energía proyectada para cada año.	GWh
Demanda Potencia.	Demanda máxima (pico) de potencia proyectada para cada año.	MW

Cuadro 2

DISTRIBUCIÓN DE DEMANDAS A NIVEL MENSUAL

Parámetro	Significado	Unidad
Mes	Mes al cual se aplican los factores de distribución.
Factor de Distribución Energía	Factor de distribución de energía en cada mes respecto a la energía anual.
Factor de Distribución Potencia	Factor de distribución de potencia en cada mes respecto a la potencia máxima del año.

Cuadro 3.

CURVA TíPICA DE DEMANDA HORARIA

Parámetro	Significado	Unidad
Subestación	Nombre de la subestación donde se mide la demanda. En caso de que exista más de un nivel de tensión en la misma subestación, éstos se identificarán con los siguientes números: - 5, para 500 Kv - 2, para 230 kV - 1, para 110 kV
Hora	Hora para la cual se tiene la demanda.
P	Demanda de potencia activa	MW
Q	Demanda de potencia reactiva.	Mvar

Cuadro 4

INFORMACIÓN DE SUBESTACIONES

Parámetro	Significado	Unidad
Año	Año al cual corresponde la información.
Nombre	Nombre que identifica la subestación. Debe corresponder con los utilizados como terminales de las líneas y de ubicación de los transformadores. En caso de que exista más de un nivel de tensión en la misma subestación, éstos se identificarán con los siguientes números: - 5, para 500 kV - 2, para 230 kV - 1, para 110 kV
Tensión Nominal	Tensión de diseño de la subestación.	kV
Demanda (Activa y Reactiva)	Demanda correspondiente al día de máxima demanda y hora de máxima demanda del subsistema de cada empresa (especificar la hora de máxima demanda).	MW Mvar
Generación (Activa y Reactiva)	Capacidad de generación de potencia activa y reactiva en esta subestación. Los límites mínimos y máximos serán los impuestos por restricciones operativas y de capacidad.	MW Mvar
Compensación Inductiva	Capacidad de compensación, expresada como el número de bancos por la capacidad de cada banco. En caso de control continuo se escribirá solo la capacidad máxima.	Mvar
Compensación Capacitiva	Capacidad de compensación, expresada como el número de bancos por la capacidad de cada banco. En el caso de control continuo se escribirá solo la capacidad máxima.	Mvar
Tipo	Tipo de subestación: -Intemperie - Encapsulada - Mixta
Configuración	Configuración de la subestación: - BS: Barra sencilla -Bp+T: Barra principal y transferencia - 2B: Doble barra -2B+T: Doble barra y transferencia - 28+b:Doble barra y seccionador de bypass - INT 1/2: Interruptor y medio - Anillo: Anillo
Capacidad de Ampliación	Capacidad de ampliación en la subestación, expresada en número de módulos.

Cuadro 5

INFORMACIÓN DE LíNEAS

Parámetro	Significado	Unidad
Línea	Nombres de las subestaciones terminales que identifican la línea.
Tensión Nominal	Tensión de diseño de la línea.	kV
Circuitos	Número de circuitos
Longitud	Longitud de la linea	km
Conductor	Tipo de conductor.
Número de Conductores	Número de conductores por fase.
Resistencia (R)	Resistencia de secuencia positiva, cero y mutua total de la línea, tomando como bases la tensión nominal y 100 MVA	p.u.
Reactancia (X )	Reactancia inductiva de secuencia positiva, cero y mutua total de la línea, tomando como base la tensión nominal y 100 MVA.	Pu
Susceptancia (Y/2)	Mitad de la susceptancia capacitiva de secuencia positiva, cero y mutua de la línea, tomando como base la tensión nominal y 100 MVA	p.u.
Capacidad de Transporte	Capacidad de transporte de la línea. Debe corresponder al menor valor entre el límite térmico, el límite por regulación de tensión y el límite por estabilidad.	MVA
Indisponibilidad	Indisponibilidad.	p.u.(1)

1. pu=8760 horas/año

Año en Operación	Año de entrada en operación de la línea.
Año Fuera de Servicio	Año en que sale de operación la línea (usualmente por reconfiguración de la red).

Cuadro 6

PARÁMETROS DE TRANSFORMADORES

Parámetro	Significado	Unidad
Subestación	Nombre de la subestación donde se encuentra ubicado el transformador.
Relación de Transformación	Relación de transformación nominal del transformador, indicando las tensiones nominales de los devanados.
Conexión	Conexión de los tres devanados del transformador, donde: -Y: Estrella -Yn: Estrella Neutro Aterrizado -D: Delta - Dn: Delta Aterrizada
Resistencia de Magnetización	Resistencia de magnetización, tomando como bases la tensión nominal del devanado primario y 100 MVA.	p.u.
Devanados	Descripción de los devanados (Primario, Secundario, Terciario).
Resistencia (R)	Resistencia de secuencia positiva, cero y de puesta a tierra, tomando como bases la tensión nominal del devanado y 100 MVA.	p.u.
Reactancia (X)	Reactancia inductiva de secuencia positiva, cero y de puesta tierra.	p.u.
Capacidad	Capacidad nominal del devanado.	MVA
Cambiador de derivaciones	Tipo de cambiador (vgr: manual o automático, en carga 0 sin tensión).
Ubicación del cambiador	P: Primario S: Secundario T: Terciario
Rango del cambiador	Posición mínima y máxima del cambiador	%
Variación del cambiador	Tamaño del paso.	%
Indisponibilidad	Indisponibilidad	p.u.
Año en Operación	Año de entrada en operación del transformador.

Cuadro 7

PARÁMETROS DE LAS UNIDADES DE PLANTAS HIDRÁULICAS (H) Y TÉRMICAS (T), PARA ESTUDIOS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA

Parámetro	Significado	Unidad
Planta	Nombre de la planta.
Unidad	Identificación de la unidad.
Potencia Nominal	Potencia nominal de la unidad.	MVA
Capacidad Nominal	Capacidad nominal de la unidad.	MW
Capacidad Efectiva	Capacidad efectiva de la unidad.	MW
Inercia (H)	Inercia de la Unidad, con base en 100 MVA.	seg.
Reactancia Transitoria (X"d)	Reactancia transitoria de la unidad, con base en 100 MVA.	p.u.
Reactancia Subtransitoria (X"d)	Reactancia subtransitoria de la unidad, con base en 100 MVA.	p.u.
Tensión Nominal	Tensión nominal de la máquina.	kV
Tensión Base	Tensión base tomada para el cálculo de las reactancias y usada para flujos de carga y estabilidad
Indisponibilidad	Indisponibilidad.	p.u.(2)

2. p.u. = 8760 horas /año

Año en Operación

Año de entrada en operación de la unidad.

Cuadro 8

PARÁMETROS DEL MODELO DETALLADO DE LAS MÁQUINAS

Parámetro	Significado	Unidad
Planta	Nombre de la planta y número de la unidad.
Capacidad Nominal	Potencia nominal del generador.	MVA
Tensión Base	Tensión tomada como base para el cálculo de los parámetros en p.u.	kV
Inercia (H)	Inercia del Grupo.	seg.
Ra	Resistencia de armadura.	p.u.

Para el cálculo de los parámetros en p.u. se tomará como potencia base 100 MVA

x2	Reactancia de secuencia negativa.	p.u.
Xo	Reactancia de secuencia cero.	p.u.
Xd	Reactancia sincrónica no saturada de eje directo.	p.u.
X'd	Reactancia transitoria de eje directo	p.u.
X"d	Reactancia subtransitoria de eje directo.	p.u.
Xq	Reactancia sincrónica no saturada del eje en cuadratura.	p.u.
X'q	Reactancia transitoria del eje en cuadratura	p.u.
X"q	Reactancia subtransitoria del eje en cuadratura	p.u.
T'dO	Constante de tiempo transitoria de eje directo y circuito abierto	seg.
T"d0	Constante de tiempo subtransitoria de eje directo y circuito abierto.	seg.
T'qO	Constante de tiempo transitoria del eje en cuadratura y circuito abierto.	seg.
T"qO	Constante de tiempo subtransitoria del eje en cuadratura y circuito abierto.	seg.
XI	Reactancia de dispersión del estator.	p.u.
SAT 1.O	Saturación de la máquina a tensión nominal.
SAT 1.2	Saturación de la máquina al 120% de la tensión nominal.

Cuadro 9

PARÁMETROS DE LOS REGULADORES DE VELOCIDAD DE PLANTAS HIDRÁULICAS

Parámetro	Significado	Unidad
Planta	Nombre de la planta y número de la unidad.
Tipo	Según este modelo en todos los casos GH
Condición	Condición mediante la cual se obtuvo la información, entre las cuales se puede contar: - Conocido: Información suministrada por el fabricante. - Calculado: Mediante cálculos y pruebas a partir de una información base. - Típico: Tomado de la literatura técnica.
Pmax	Potencia máxima de salida de la turbina.	MW
R	Estatismo de estado estable.	p.u.
Tg	Tiempo de respuesta del gobernador	seg.
Tp.	Constante de tiempo de la válvula piloto.	seg.
Td	Constante de tiempo del amortiguador	seg.
Tw/2	Mitad de la constante de tiempo de arranque del agua en la conducción	seg.
Vel. Close	Velocidad máxima de cierre de la compuerta.	p.u.(4)

p.u. compuerta/seg

Vel. Open

Velocidad máxima de apertura de la compuerta.

p.u.(5)

ídem

Estatismo temporal

p.u.

Cuadro 10

PARÁMETROS DE LOS REGULADORES DE VELOCIDAD DE PLANTAS TÉRMICAS

Parámetro	Significado	Unidad
Planta	Nombre de la planta y número de la unidad.
Tipo	Según este modelo en todos los casos GG.
Condición	Igual a la descripción del Cuadro 9
Pmax	Potencia máxima de salida de la turbina.	MW
R	Estatismo en estado estable.	p.u.
T1	Tiempo de control.	seg.
T2	Tiene un valor de cero para unidades de vapor.	seg.
T3	Constante de tiempo del servomotor.	seg.
T4	Constante de tiempo de la válvula de vapor.	seg.
T5	Constante de tiempo del recalentador del vapor	seg.
F	Relación entre la capacidad antes del recalentador y la capacidad total de la turbina.

Cuadro 11

PARÁMETROS REGULADORES DE TENSIÓN

Parámetro	Significado	Unidad
Planta	Nombre de la planta y número de la unidad.
Tipo	Según este modelo, en todos los casos EA.
Condición	Igual a la descripción del Cuadro 9.
Tr	Constante de tiempo del filtro de entrada al regulador	seg.
Ka	Ganancia del regulador.
Ta y Ta1	Constante de tiempo del amplificador del regulador.	seg.
Vrm	Multiplicador de Vmax para determinar Vmin.
Ke	Constante de la excitatriz relacionada con el campo autoexcitado.
Te	Constante de tiempo de la excitatriz	seg.
Se 75max	Saturación de la excitatriz al 75% del voltaje nominal de campo.
Se max	Saturación de la excitatriz al 100% del voltaje de campo.
Efd max	Máximo voltaje de campo.	p.u.
K f	Ganancia del circuito estabilizador del regulador.
Tf	Constante de tiempo del circuito estabilizador.	seg.

Cuadro 12

COSTOS íNDICES DE LíNEAS Y SUBESTACIONES

Parámetro	Significado	Unidad
Equipo	Descripción del equipo del cual se solicita su costo.
Costo.	Costo del equipo en miles de dólares constantes. Este costo deberá incluir los costos de transporte, infraestructura, montaje, impuestos, ingeniería, administración e imprevistos. Este costo deberá estar referido a un año determinado.

Nota: Los costos deben corresponder a costos promedio.

Cuadro 13

COSTOS íNDICES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Parámetro	Significado	Unidad
Equipo	Descripción del equipo del cual se solicita el costo de su operación y mantenimiento.
costo	Costo de la operación y el mantenimiento del equipo en un año, expresados en miles de dólares constantes. Este costo deberá estar referido a un año determinado.

Nota: En caso de que no se disponga de estos costos en forma discriminada se podrá tomar el costo equivalente global de la transmisión por kilómetro, dependiendo del nivel de tensión.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN - APÉNDICE I Cuadros)

Información detallada de planeamiento (Apéndice ii)

Introducción

ARTÍCULO 7.1.3.9.1.1. Introducción. En este apéndice se presenta la información detallada de planeamiento, necesaria para definir los nuevos esquemas del sistema de transmisión y los aspectos a considerar en el diseño.

El Transportador podrá solicitar información complementaria -cuando lo considere necesario- para la realización de estudios de planeamiento detallado.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN - APÉNDICE II Num. 1)

Criterios para preparar la información

ARTÍCULO 7.1.3.9.2.1. Criterios para preparar la información. Las modificaciones del sistema deben cumplir con los criterios de confiabilidad.

La información debe incluir, además del sistema existente, la conexión propuesta y las previsiones futuras.

Cada Usuario deberá considerar el efecto en la conexión de un tercero integrado a un sistema, ya sea existente o proyectado.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN - APÉNDICE II Num. 2)

Información requerida

Esquema del sistema del usuario

ARTÍCULO 7.1.3.9.3.1.1. Esquema del sistema del usuario. Cada Usuario deberá presentar un diagrama unifilar mostrando la disposición existente y la propuesta, incluyendo la conexión a la red.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN - APÉNDICE II Num. 3.1)

Esquema de conexión

ARTÍCULO 7.1.3.9.3.2.1. Esquema de conexión. Para el punto de conexión a la red se debe presentar un diagrama unifilar con la siguiente información:

a. Configuración de barras

b. Campos de conexión: transformación, líneas aéreas, cables, compensación reactiva, etc.

c. Equipos de maniobra

d. Equipos de medición

e. Pararrayos

f. Tensiones de operación

g. Corrientes nominales de barras y equipos

h. Previsiones futuras y su posible aplicación

i. Cargas especiales

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN - APÉNDICE II Num. 3.2)

Características del punto de conexión del usuario

ARTÍCULO 7.1.3.9.3.3.1. Características del punto de conexión del usuario. Las características que deben incluir son:

a. Nombre del nodo

b. Localización geográfica

c. Altura sobre el nivel del mar

d. Puesta a tierra del sistema

e. Tensión máxima de operación (kV)

f. Tensión asignada soportada al impulso tipo rayo (kV pico)

g. Tensión asignada soportada a frecuencia industrial (kV)

h. Tensión asignada soportada a maniobra (kV)

i. Corriente de cortocircuito prevista (kA)

j. Máxima duración admisible de cortocircuito (s)

k. Tiempo normal de aclaración de una falla por protección principal (ms)

l. Tiempo de aclaración de una falla por protección de respaldo (ms)

m. Impedancia equivalente del sistema del Usuario en el punto de conexión. Debe incluir:

Resistencia de secuencia positiva

Resistencia de secuencia cero

Reactancia de secuencia positiva

Reactancia de secuencia cero

Susceptancia de secuencia positiva

Susceptancia de secuencia cero

Nota: Cuando no haya un punto de división natural o el Transportador considere la impedancia muy baja para el sistema, podrá solicitar al Usuario el envío de características más detalladas.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN - APÉNDICE II Num. 3.3)

Datos del sistema de alta tensión del usuario

ARTÍCULO 7.1.3.9.3.4.1. Datos del sistema de alta tensión del usuario. Cada Usuario con sistemas existentes o proyectados a 110 kV o mayor, adyacentes a un punto de conexión, debe presentar la siguiente información:

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN - APÉNDICE II Num. 3.4)

ARTÍCULO 7.1.3.9.3.4.2. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN. Se requieren los siguientes parámetros (para todos los circuitos):

Tensión nominal (kV)

Circuitos (sencillo o doble)

Longitud

Tensión máxima de operación (kV)

Resistencia de secuencia positiva

Reactancia de secuencia positiva

Susceptancia de secuencia positiva

Resistencia de secuencia cero

Reactancia de secuencia cero

Susceptancia de secuencia cero

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN - APÉNDICE II Num. 3.4.1)

ARTÍCULO 7.1.3.9.3.4.3. TRANSFORMADORES DE INTERCONEXIÓN. Entre la tensión de la red de interconexión y la tensión del sistema del Usuario.

- Capacidad nominal (MVA)

- Devanado alta tensión

- Devanado baja tensión

- Devanado terciario

Tensión asignada, lado de alta tensión (kV)

Tensión asignada, lado de baja tensión (kV)

Tensión asignada, lado de media tensión -terciario- (kV)

Grupo de conexión

Tipo de refrigeración

Impedancia referida a 75úC, a potencia y tensión nominal

- Reactancia de secuencia positiva

Derivación máxima

Derivación nominal

Derivación mínima

- Resistencia de secuencia positiva

Derivación máxima

Derivación nominal

Derivación mínima

- Reactancia de secuencia cero

Cambiador de derivaciones

- Tipo: manual o automático, en carga o sin tensión

- Rango del cambiador de derivaciones

- Valor de variación de cada paso

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN - APÉNDICE II Num. 3.4.2)

ARTÍCULO 7.1.3.9.3.4.4. EQUIPO DE COMPENSACIÓN REACTIVA. Para todo tipo de compensación reactiva conectado al sistema del Usuario en tensiones iguales o superiores a 110 kV se debe presentar:

Tipo

- Capacitivo-inductivo

- Fijo-variable

Capacitancia a tensión nominal

Inductancia

Característica de excitación de reactores

Rangos de operación en Mvar

Detalles de la lógica de control

Punto y forma de conexión al sistema del Usuario (localización eléctrica, tensión, estrella aterrizada, estrella flotante o delta).

Características del filtro de armónicos, donde sea aplicable

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN - APÉNDICE II Num. 3.4.3)

ARTÍCULO 7.1.3.9.3.4.5. DATOS DE PROTECCIÓN DE LOS USUARIOS Y ARREGLOS DE PUESTA A TIERRA. El Transportador requiere información sobre equipo de protección que pueda disparar, transferir disparo o cerrar algún interruptor de un punto de conexión o algún interruptor del Transportador. Se requiere:

Descripción total del esquema del protección, incluyendo ajustes estimados para todos los relés y sistemas de protección instalados o a ser instalados en el sistema del Usuario.

Una descripción de los recierres incluyendo tipo y tiempos.

Una descripción total, incluyendo ajustes estimados, de todos los relés y sistemas de protección instalados o a ser instalados en: generadores, transformadores de generadores, transformadores de subestación y las conexiones asociadas.

Para unidades generadoras con interruptor de máquina, tiempos de despeje de fallas en la zona del generador.

El tiempo de despeje de fallas más probable para fallas en el sistema del Usuario directamente conectado al Sistema de Transmisión Nacional -STN-.

Detalles de la forma de conexión permanente a tierra del sistema incluyendo valores de impedancia.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN - APÉNDICE II Num. 3.4.4)

ARTÍCULO 7.1.3.9.3.4.6. DATOS PARA CALCULAR SOBRETENSIONES TRANSITORIAS. Para la coordinación de aislamiento el Transportador necesita calcular sobretensiones transitorias. Cuando el Transportador lo requiera, el Usuario deberá enviar los datos listados a continuación relativos al sitio de conexión ya sea existente o proyectado:

Disposición de barras, incluyendo dimensiones y geometría, además de parámetros eléctricos de los equipos asociados como: transformadores de corriente, transformadores de tensión, pasatapas y aisladores soporte.

Parámetros físicos y eléctricos de líneas, cables, transformadores, reactores y equipo de compensación en paralelo conectado a la barra o por líneas y cables a la barra. Esta información se requiere para calcular la impedancia de onda.

Especificación detallada de todos los aparatos conectados directamente o por líneas y cables a la barra, incluyendo niveles de aislamiento.

Características de protección de sobretensión en los barrajes, en los terminales de línea y cables, y en equipos conectados a las barras.

Niveles de falla y aportes de las unidades generadoras y las subestaciones de potencia adyacentes conectadas a través de líneas o equipos a las barras.

Datos de transformadores de unidades generadoras y subestaciones de potencia:

- Núcleos de tres (3) o cinco (5) columnas, o unidades monofásicas

- Densidad de flujo pico de operación a tensión nominal

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN - APÉNDICE II Num. 3.4.5)

ARTÍCULO 7.1.3.9.3.4.7. DATOS ADICIONALES PARA NUEVOS TIPOS DE SUBESTACIONES DE POTENCIA Y CONFIGURACIONES. Se entiende que este apéndice no incluye datos de nuevos tipos de configuración y arreglos operacionales de subestaciones de potencia que surjan en el futuro, por lo cual el Transportador podrá solicitar datos adicionales para poder representar correctamente el comportamiento de tales plantas y equipos en el sistema en caso de que los datos de este anexo sean insuficientes para la ejecución de los estudios.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL STN - APÉNDICE II Num. 3.4.6)

Código de Conexión (Anexo general)

Definición

ARTÍCULO 7.1.4.1.1. Definición. El Código de Conexión (CC) establece los requisitos técnicos mínimos para el diseño, construcción, montaje, puesta en servicio, operación y mantenimiento que todo Usuario debe cumplir por o para su conexión al Sistema de Transmisión Nacional (STN).

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 1)

Objetivos

ARTÍCULO 7.1.4.2.1. OBJETIVOS. El CC tiene dos objetivos, primero, el de garantizar que todos los Usuarios conectados al STN tengan los mismos derechos y deberes y, segundo, el de garantizar que todos los Transportadores cumplan sus obligaciones en conformidad con lo dispuesto por la Ley 142 de 1994 "Servicios Públicos Domiciliarios", la Ley 143 de 1994 "Ley Eléctrica", sus Decretos Reglamentarios y por las Resoluciones promulgadas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 2)

Aplicación

ARTÍCULO 7.1.4.3.1. APLICACIÓN. El CC se aplica a cualquier Usuario conectado al STN y a cualquier conexión entre diferentes Transportadores, ya sean conexiones tanto preexistentes en operación o construcción como postuladas en el futuro.

Los usuarios comprenden:

Generadores conectados directa o indirectamente al STN.

Distribuidores locales conectados directa o indirectamente al STN.

Transportadores de sistemas de transmisión regionales conectados directamente al STN.

Grandes Consumidores conectados directa o indirectamente al STN.

Transportadores del STN y sus conexiones entre sí.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 3)

Obligaciones de los transportadores y de los usuarios para el acceso al STN y propiedad de los equipos de conexión

Obligaciones de los transportadores

ARTÍCULO 7.1.4.4.1.1. PUNTO DE CONEXIÓN. <Numeral subrogado por el Capítulo II (para la conexión de generadores y usuarios finales que pertenecen a los proyectos clase 1) de la Resolución 75 de 2021, según lo ordenado en el artículo 58Lit. b)>

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 4.1.1)

ARTÍCULO 7.1.4.4.1.2. OTRAS OBLIGACIONES. El Transportador debe cumplir con los requisitos técnicos generales de la conexión indicados en el Numeral 7.

El Transportador debe cumplir los requisitos técnicos mínimos para conexiones existentes y/o nuevas del STN y, formalizar el Contrato de Conexión que regule sus relaciones técnicas, administrativas y comerciales. El Transportador interesado en conectarse al sistema de transmisión de otro Transportador, se asimilará como un Usuario y, en consecuencia debe cumplir todos los requisitos establecidos para su conexión al STN.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 4.1.2)

Obligaciones del usuario

ARTÍCULO 7.1.4.4.2.1. Obligaciones del usuario. El Usuario debe pagar al Transportador los costos incurridos por la realización de los estudios que ocasionen la solicitud de conexión.

La conexión de Usuarios al STN exige a los primeros el pago de los cargos, donde sea aplicable, asociados a la conexión, uso y servicios de red según lo establecido por la CREG.

El Usuario debe cumplir las normas técnicas de diseño, construcción, montaje, puesta en servicio, operación y mantenimiento de sus instalaciones y equipos, según lo establecido en los Numerales 7, 8, 9 y 10.

La operación y el mantenimiento de la conexión la podrá efectuar el Transportador o el Usuario según se convenga en el Contrato de Conexión, pero en cualquier caso se hará con sujeción al Código de Operación según instrucciones operativas emanadas del Centro Nacional de Despacho (CND).

El mantenimiento debe ser de calidad y oportunidad tal que se traduzca en máxima disponibilidad de la conexión.

Los Usuarios que, realizan actividades de generación, transmisión, distribución o consumo, tanto en la actualidad como en el futuro y planeen conectarse al STN, deben cumplir las condiciones establecidas en el Código de Redes y las condiciones particulares para cada Usuario establecidas en el Contrato de Conexión.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 4.2)

Propiedad de los equipos de conexión

ARTÍCULO 7.1.4.4.3.1. Propiedad de los equipos de conexión. Cuando el ofrecimiento del punto de conexión requiera el seccionamiento de uno o más circuitos del STN, el Transportador será responsable del diseño y la construcción de las nuevas líneas (variantes) y los correspondientes módulos terminales de maniobra en el punto de conexión. La propiedad de las nuevas líneas y módulos terminales (equipos de potencia, control, protecciones, medida, registro, comunicaciones y demás equipos) será del Transportador, independientemente que dichos módulos se encuentren, o no, localizados en subestaciones de otro propietario. De esta forma, las nuevas líneas y sus módulos terminales mantendrán un único propietario, o sea del Transportador dueño de las líneas o circuitos que hayan sido seccionadas.

La propiedad de los equipos que permiten el acceso del Usuario al punto de conexión ofrecido por el Transportador puede ser del Usuario o del Transportador, en este último caso causarán cargos de conexión. En el Contrato de Conexión se consignarán todas las obligaciones económicas, técnicas, jurídicas que sean aplicables entre Usuario y Transportador en el sitio de conexión y se establecerán los límites de propiedad de los equipos y de los predios.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 4.3)

Procedimiento de conexión

Introducción

ARTÍCULO 7.1.4.5.1.1. PROCEDIMIENTO DE LA CONEXIÓN. El proceso de la conexión se inicia con la firma del Contrato de Conexión y se termina con la puesta en servicio de la conexión.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 5)

Para conexiones nuevas (A partir de la aprobación del código de redes)

ARTÍCULO 7.1.4.5.2.1. PARA CONEXIONES NUEVAS (A PARTIR DE LA APROBACIÓN DEL CÓDIGO DE REDES). Para conexiones nuevas al STN el usuario debe cumplir los siguientes pasos:

Paso 1.

Con el concepto favorable de la conexión emitido por la UPME y en coordinación con el Código de Planeamiento, se debe convenir y firmar el Contrato de Conexión según lo estipulado en el Numeral 6.

Paso 2.

El Usuario debe elaborar los diseños, planos, memorias de cálculo y especificaciones para la adquisición de los equipos y materiales electromecánicos y electrónicos y para la construcción de las obras civiles y el montaje, que son necesarios para la construcción de la conexión del Usuario al Punto de Conexión ofrecido por el Transportador y, si es del caso, para la construcción de la nueva subestación o ampliación de una existente del STN.

El diseño debe cumplir con los requerimientos técnicos indicados en los Numerales 7, 8, 9 y 10 además de los lineamientos aplicables, establecidos en los Anexos CC.1 a CC.7.

La especificación de los equipos y la elaboración de los planos deben cumplir las normas internacionales IEC o sus equivalentes y las nacionales NTC (Normas Técnicas Colombianas), que sean aplicables.

Paso 3.

El Usuario debe presentar para aprobación del Transportador los diseños, memorias de cálculo, especificaciones y planos, incluyendo como mínimo:

Lista de normas utilizadas.

Configuración de la conexión y consideraciones técnicas de confiabilidad y seguridad para el STN.

Diagramas unifilares y elementales como por ejemplo distribución de corriente continua y corriente alterna, enclavamientos, el sistema de protección, control.

Planos de la conexión, según lo especificado en el Numeral 11.4 y Anexo CC.7.

Plantas y cortes (Anexo CC.7).

Características técnicas requeridas para los equipos de patio, servicios auxiliares, protección, control y supervisión que correspondan a las exigencias del CC.

Los esquemas de protección y criterios para sus ajustes, equipos de medida para efectos comerciales/tarifarios, tablero frontera para supervisión y equipo registrador de fallas. Estos deben corresponder con las exigencias del CC.

Los esquemas de los sistemas de telecomunicaciones, indicando la integración al CND o CRD de su cobertura, todos los equipos propuestos, sus características técnicas, las frecuencias de operación aprobadas por el Ministerio de Comunicaciones, los tipos de servicios de comunicaciones que se implementarán, y demás información necesaria para probar los sistemas, según lo requerido en el Anexo CC.3.

Las Reglas de Seguridad aplicables en el Sitio de Conexión que sea frontera con el STN. Los procedimientos de puesta a tierra y de aislamientos deben satisfacer los requerimientos del Transportador (Numerales 7.6, 8.2.5 y 9.2.3).

La información requerida para la supervisión y control (Según Anexo CC-6), lectura y registro de medidas de información comercial según lo requerido en el Código de Medida.

El Transportador en un plazo de dos (2) meses debe revisar y aprobar los diseños. Si el Transportador solicita correcciones o ampliaciones de la información, el plazo se contará a partir de la fecha en que el Usuario haya completado toda la documentación.

Paso 4.

Después de aprobados los diseños, el Usuario puede iniciar los procesos de compra de los equipos y presentar reportes de pruebas tipo que satisfagan los requerimientos de las normas IEC, ANSI o NTC. Los fabricantes deben adjuntar certificados de aseguramiento en conformidad con las normas ISO serie 9000.

El Usuario debe enviar para información del Transportador las características técnicas garantizadas de los equipos finalmente adquiridos.

Paso 5.

Antes del inicio de la construcción de las obras civiles y del montaje del equipo se debe informar al Transportador la programación de los trabajos principales y el nombre de la firma interventora contratada por el Usuario. Además se debe presentar:

Un juego de planos "Aprobados para Construcción" de las obras civiles.

El otorgamiento legal de todas las servidumbres para la conducción de energía eléctrica sobre el corredor definido para la nueva conexión.

La licencia de construcción de la(s) subestación(es) y el(los) certificado(s) de libertad que demuestre(n) la(s) propiedad(es) del(os) predio(s) donde se instalará(n) la(s) subestación(es) de la nueva conexión.

Paso 6.

Se debe informar al Transportador la fecha de inicio de la pruebas de puesta en servicio y solicitar la supervisión de pruebas en sitio de los equipos e instalaciones.

El modelo del protocolo de pruebas de puesta en servicio se debe entregar al Transportador con dos (2) meses de anticipación para revisión y aprobación, y será devuelto un mes antes de la fecha de puesta en servicio. Conjuntamente con el protocolo se debe enviar un juego completo de la última versión actualizada de planos eléctricos, unifilares, elementales y de disposición de los equipos de la conexión de la subestación.

Se deben cumplir los requisitos para la puesta en servicio de la conexión, especificados en el Numeral 10.

Paso 7.

Después de ejecutadas las pruebas, aceptada la instalación y aprobado el informe de cumplimiento de normas, se autorizará la conexión y puesta en servicio de la instalación.

Paso 8.

Toda modificación deberá ser informada al Transportador, para su estudio y aprobación.

Paso 9.

En adelante, la operación y mantenimiento se deben hacer en conformidad con el Código de Operación y con el Contrato de Conexión.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 5.1)

Para conexiones en operación o en construcción antes de la del código de redes

ARTÍCULO 7.1.4.5.3.1. PARA USUARIOS. Las conexiones que estén en operación o estuviesen en construcción antes de la aprobación del Código de Redes tendrán un plazo máximo de cuatro (4) años después de la fecha de aprobación del Código de Redes, para ajustarse a los requisitos técnicos mínimos de telecomunicaciones, protecciones, registro de fallas, supervisión y control establecidos en los anexos CC.3 a CC.6. Si transcurrido el plazo el Usuario no cumple con estos requisitos técnicos mínimos, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) establecerá la penalización a que diere lugar.

Paso 1.

Cada Usuario con la colaboración de un representante del transportador debe elaborar una evaluación del estado de la conexión en relación con los requerimientos mínimos establecidos en los Anexos CC-3 y CC-6.

El informe de ajuste resultante de la evaluación, junto con su cronograma, para cumplir los requerimientos, se debe entregar al Transportador a más tardar un año después de la aprobación del Código de Redes.

Paso 2.

Se debe suscribir con el Transportador el Contrato de Conexión, el cual debe incluir, entre otros, los compromisos de ajustes expresados en el paso 1 ó en su defecto la obligación de realizar la evaluación en los seis (6) meses siguientes de la firma del Contrato de Conexión y en los términos y condiciones establecidos en el artículo 5o. de la Resolución CREG - 002 de noviembre 2 de 1994.

Paso 3.

Se debe presentar al Transportador un reporte con los parámetros técnicos actualizados de la conexión según el detalle indicado por el Código de Planeamiento.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 5.2.1) (Fuente: R CREG 061/95, art. 1)

ARTÍCULO 7.1.4.5.3.2. PARA TRANSPORTADORES. Las conexiones entre Transportadores que estén en operación o en construcción antes de la vigencia de la presente resolución deben cumplir con los requisitos técnicos mínimos de Telecomunicaciones, Protecciones, Registro de Fallas, Supervisión y Control establecidos en los Anexos CC.3 a CC.6. El plazo máximo para ajustarse a los requisitos técnicos mínimos es de cuatro (4) años contados a partir de la aprobación del Código de Redes. Si pasado este tiempo, el Transportador responsable de los ajustes no cumple con los requisitos técnicos mínimos, la SSPD establecerá la penalización a que dé lugar. Igualmente deben cumplir con lo dispuesto en el Código de Medida, y en el Código de Operación.

Paso 1.

Cada Transportador debe elaborar una evaluación del estado de su(s) conexión(es) con otros Transportadores en relación con los requerimientos mínimos establecidos en los Anexos CC-3 y CC-6. Para elaborar la evaluación de cada conexión los Transportadores involucrados deben nombrar un representante con autoridad para firmar la evaluación y los compromisos que de él se deriven.

La evaluación se debe entregar a la UPME a más tardar un año después de la fecha de aprobación del Código de Redes, adicionando un cronograma de actividades y compromisos para ajustar la conexión a los requisitos técnicos mínimos exigidos.

Paso 2.

Se debe suscribir con el Usuario el Contrato de Conexión, el cual debe incluir, entre otros, los compromisos de ajustes expresados en el paso 1 ó en su defecto la obligación de realizar la evaluación en los seis (6) meses siguientes de la firma del Contrato de Conexión y en los términos y condiciones establecidos en el artículo 5o. de la Resolución CREG - 002 de noviembre 2 de 1994.

Paso 3.

Se debe presentar al Transportador un reporte con los parámetros técnicos actualizados de la conexión, según el detalle indicado por el Código de Planeamiento.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 5.2.2) (Fuente: R CREG 061/95, art. 1)

Contrato de conexión

ARTÍCULO 7.1.4.6.1. Contrato de conexión. El Contrato de Conexión, tanto para conexiones nuevas como para existentes, deberá incluir la siguiente información básica:

Definición de toda la terminología utilizada y la forma cómo debe interpretarse el Contrato.

Determinación del objeto y el alcance del Contrato en términos generales, incluyendo las obligaciones que se impongan a los Transportadores y a los Usuarios.

Documentos que hacen parte del Contrato y rigen su interpretación y alcance:

- Las Leyes Nos. 142, 143 de 1994 y sus decretos regulatorios.

- Las resoluciones vigentes de cargos de conexión y transporte de energía emitidas por la CREG.

- El Código de Redes en toda su integridad.

Cargos por conexión al STN:

- Exigencia a los Usuarios del pago de los cargos a que hubiese lugar, forma de facturación y pago.

- Programa para la conexión.

- Frecuencia de revisión de los cargos.

- Información que el Usuario debe suministrar al Transportador para que éste pueda calcular los cargos correspondientes.

Obras y equipos que hacen parte de la conexión, según la Resolución CREG 001 de 1994, artículo 21.

Límites físicos de la propiedad:

- Del inmueble.

- En alta y baja tensión.

- En los circuitos de protecciones.

- En los circuitos de sincronización.

- En los circuitos de control.

- En el registrador cronológico de eventos y registrador de fallas.

- En telecomunicaciones, telecontrol.

- En los circuitos de medida, telemedida.

- En el sistema contra incendio y

- Los aspectos que en general sea necesario especificar.

El Contrato establecerá los aspectos operacionales del sistema en condiciones normal y de emergencia.

Convenir la responsabilidad y las condiciones técnicas de la operación y mantenimiento, programado y correctivo, para coordinar su ejecución de tal forma que se reduzcan los tiempos de indisponibilidad de equipos y/o líneas.

Derechos y condiciones de acceso de personal a las instalaciones.

Definir los servicios prestados entre las partes como:

- La operación.

- El mantenimiento.

- Las comunicaciones.

- Los servicios auxiliares en baja tensión, entre otros.

- Préstamo o arriendo de equipo.

- Servicios de supervisión e información.

En el Contrato se debe especificar que las partes cumplan con el Código de Seguridad Industrial del Sector Eléctrico.

Establecer la supervisión de:

- El Contrato de Conexión, para operación y mantenimiento.

- La operación en aspectos como la jerarquía de operación, normas o consignas operativas, instrucciones de servicio, información general.

- El mantenimiento en relación con los programas de mantenimiento, protocolos y normas, repuestos y medios, accesos, mantenimiento correctivo entre otros.

El Usuario deberá elaborar las solicitudes de modificaciones que se requieran para conectarse. Esta solicitud debe dirigirse al Transportador y cumplir con los siguientes requisitos:

- La aprobación por parte del transportador.

- Las licencias técnicas que fijen las condiciones técnico-económicas.

- Firmar el Contrato de Conexión.

- Fijar los cargos de supervisión de acuerdo a la legislación vigente.

Las partes se obligan a comunicarse cualquier cambio en las informaciones contenidas en el Contrato de Conexión.

El Contrato debe especificar que el Transportador se compromete a que toda la información que le suministre el Usuario será confidencial (a menos que se den autorizaciones específicas para hacer pública tal información). Del Usuario también se requerirá que la información obtenida del Transportador sea confidencial.

Definir las responsabilidades para todos los servicios pactados entre las partes.

Debe otorgarse el mandato al Transportador para hacer uso eventual de la garantía de los equipos.

El Usuario debe informar al Transportador las garantías de estabilidad de la obra suscritas.

Las partes deben dejar constancia de que el personal que operará y realizará los trabajos de mantenimiento y de supervisión de operación y mantenimiento cuentan con un seguro integral ante eventuales accidentes de trabajo.

Establecer qué tipo de documentación debe entregarse al transportador antes de la fecha de energización y los plazos para su trámite.

Definir el procedimiento a seguir cuando se deban resolver cuestiones, disputas o divergencias que surjan entre las partes.

Las partes definirán la jurisdicción nacional.

Las partes para efecto de la correspondencia comercial deben fijar sus domicilios comerciales.

Se debe especificar la duración y terminación del Contrato.

Se deben especificar causales de modificaciones al Contrato (estipulaciones y leyes de la nueva estructuración del Sector Eléctrico Colombiano).

Incluir un listado de Anexos que contengan los documentos relacionados con el Contrato de Conexión.

Si el punto de conexión consiste en una ampliación de una subestación existente, además de lo anterior, el Contrato deberá incluir:

- Aprobación del Transportador a la programación y la forma cómo se realizarán los trabajos de interfaz entre los equipos nuevos y los existentes en las partes de potencia, control, protecciones, medida, registros, sistema contra incendio, etc. Con base en esta información el CND programará las desenergizaciones requeridas.

- Programa de desenergizaciones de líneas o equipos necesarias para hacer los trabajos de interfaz. La indisponibilidad de una línea y/o equipo por condiciones del STN no dará lugar a reclamaciones de parte del Usuario pero éste podrá solicitar una explicación de tal impedimento en caso de que vea afectado económicamente.

El Contrato de Conexión consistirá de todos o algunos de los puntos anteriores, dependiendo de si es una nueva conexión o una conexión existente, según lo establecido en el Numeral 5.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 6)

Requisitos técnicos generales de la conexión

ARTÍCULO 7.1.4.7.1. Requisitos técnicos generales de la conexión. En este numeral se presentan los requisitos técnicos generales que deben cumplir todos los equipos de los Usuarios en las distintas partes y en los diferentes casos de conexión al STN que se pueden presentar. Los requisitos técnicos particulares de la conexión STN / Generador y la conexión STN / Distribuidor - Gran Consumidor se presentan en los Numerales 8 y 9.

Las responsabilidades en el Sitio de Conexión son las indicadas en el Numeral 11. Aspectos técnicos particulares de cada conexión, incluyendo operación y mantenimiento, se deben consignar en el Contrato de Conexión.

Los Transportadores deben garantizar, según lo previsto por el Código de Redes, que el sistema de transmisión cumple con criterios técnicos de diseño en relación con la parte del sistema de transmisión del lado Transportador en el Punto de Conexión con un Usuario. En relación con los criterios operacionales la responsabilidad de los Transportadores y de los Usuarios es la definida en el Código de Operación.

Los siguientes parámetros técnicos del Sistema Interconectado Nacional (SIN) se deben tener en cuenta por parte del Usuario en el diseño del equipo que se conecte al STN.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 7)

ARTÍCULO 7.1.4.7.2. SUBESTACIONES. La configuración de una nueva subestación de alta tensión a 220 kV o tensión superior o de la conexión a una subestación existente debe ser tal que, como mínimo permita efectuar el mantenimiento al equipo de interrupción de cualquier circuito de la subestación, sin interrumpir la continuidad del flujo de potencia por dicho circuito y, que permita la discriminación de propiedad entre el Transportador y el Usuario para efectos de operación y mantenimiento. Con este requisito se persigue que el STN pueda conservar o mejorar los niveles de confiabilidad y seguridad de la operación del SIN.

Los interruptores de potencia, seccionadores, cuchillas de puesta a tierra, transformadores de potencia, transformadores de tensión, reactores, transformadores de corriente, pararrayos, bujes, equipos de neutro, condensadores, trampas de onda, acoplamientos de telecomunicaciones, protecciones, control análogo y digital y telecomunicaciones, y los requerimientos de aislamiento externo y coordinación de aislamiento en el Sitio de Conexión STN/Usuario deben cumplir con las normas IEC, ANSI y NTC aplicables, en el momento de su diseño.

Los equipos y materiales de las subestaciones deben ser diseñados, fabricados y probados por fabricantes o entidades que cumplan con los requisitos de aseguramiento de la calidad, según normas ISO serie 9000.

Los requisitos técnicos de selección de configuración, localización, selección de equipos de patio, etc., tanto para el caso de una nueva subestación como para el caso de la ampliación de una subestación existente se complementan en el Anexo CC. 2.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 7.1)

ARTÍCULO 7.1.4.7.3. LÍNEA DE TRANSMISIÓN PARA ACOMETIDA AL STN Y GENERACIÓN EN EL STR. Por exigencias propias de confiabilidad y seguridad de la operación del SIN y del STN, no se permitirán conexiones en "T" de ningún tipo de usuario al STN. Adicionalmente no se permite la conexión en "T" de generación en el STR.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 7.2) (Fuente: R CREG 060/19, art. 3) (Fuente: R CREG 093/96, art. 1)

ARTÍCULO 7.1.4.7.4. CARGA. El Usuario debe garantizar y comprobar con estudios técnicos que la carga conectada al STN cumpla los requisitos por contenido de armónicos establecidos en la norma IEEE 519 y por desbalance de fases y fluctuaciones de tensión que establezca la norma NTC o en su defecto por las normas internacionales.

Se exigirán mediciones de armónicos durante la puesta en servicio, siguiendo todos los procesos de uso de las cargas estableciendo mediciones por lo menos de una semana. Estas mediciones deberán estar de acuerdo con los estudios presentados.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 7.3)

ARTÍCULO 7.1.4.7.5. FRECUENCIA. El valor nominal de la frecuencia del SIN colombiano es de 60,00 Hz.

Las tolerancias y variaciones operacionales están definidas en el Código de Operación.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 7.4)

ARTÍCULO 7.1.4.7.6. TENSIÓN. La tensión nominal del STN es de 220 kV y 500 kV. No obstante, para efectos de diseño de nuevas instalaciones, se exige una tensión nominal de 230 kV.

Las variaciones de tensión permitidas están definidas en el Código de Operación.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 7.5)

ARTÍCULO 7.1.4.7.7. PUESTA A TIERRA. Para tensiones de 220 kV y superiores, el neutro del STN debe estar efectivamente puesto a tierra, con un factor de puesta a tierra no mayor que el 80 %. Es decir, para cualquier configuración del sistema, la relación entre la reactancia de secuencia cero y la reactancia de secuencia positiva debe ser menor que 3, y además, la relación entre la resistencia de secuencia cero y la resistencia de secuencia positiva debe ser menor que 1.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 7.6)

ARTÍCULO 7.1.4.7.8. CALIDAD DE LA FORMA DE ONDA DE TENSIÓN. El STN en cada Punto de Conexión, debe garantizar que la forma de onda de tensión, sin el usuario conectado, con respecto a contenido de armónicos y desbalance de fases cumplirá los requerimientos de la Norma NTC o en su defecto con los de la Norma IEEE 519.

Cuando el Usuario está conectado a la red el valor de distorsión armónico total y armónico individual en el punto de conexión no deberá exceder los valores establecidos en la NTC o en su defecto en la Norma IEEE 519.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 7.7)

ARTÍCULO 7.1.4.7.9. FLUCTUACIONES DE TENSIÓN. No deberá existir el efecto titileo (flicker) debido a las perturbaciones instantáneas de la red.

Las fluctuaciones de tensión en el Punto de Conexión, con una carga variable directamente conectada al STN, no deben exceder los valores establecidos por la norma NTC o en su defecto por los de la Norma IEC 555 - 3.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 7.8)

Requisitos particulares para la conexión de generadores al STN

Requisitos técnicos de la conexión

ARTÍCULO 7.1.4.8.1.1. EQUIPO DE INTERRUPCIÓN. Toda conexión entre un Generador y el STN debe ser controlada por interruptores de potencia capaces de interrumpir la máxima corriente de cortocircuito en el Punto de Conexión. En los estudios indicados en el Código de Planeamiento se darán los valores de corriente de cortocircuito y la capacidad de los interruptores de potencia del STN en puntos de conexión existentes y futuros.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 8.1.1)

ARTÍCULO 7.1.4.8.1.2. EQUIPO DE PROTECCIÓN. Las protecciones de las unidades de generación y sus conexiones al STN deben cumplir los siguientes requisitos para reducir a un mínimo el impacto en el STN por fallas en los circuitos de propiedad de los Generadores:

Los tiempos de despeje de las protecciones primarias por fallas en los equipos del Generador directamente conectado al STN y por fallas en la parte del STN directamente conectada al equipo del Generador, desde el inicio de falla hasta la extinción del arco en el interruptor de potencia, no debe ser mayor que:

80 ms en 500 kV.

100 ms en 220 kV.

En el evento de no operación de los sistemas de protección primarios, el Generador debe proveer una protección de respaldo con tiempo de despeje de falla no mayor de 300 ms por fallas en la conexión de alta tensión del Generador.

Cuando la unidad de generación está conectada a los niveles de 220kV o tensiones superiores del STN, el Generador debe proveer una protección de falla de interruptor, la cual debe ordenar el disparo de todos los interruptores de potencia locales o remotos que garanticen el despeje de la falla en un tiempo ajustable entre 100 ms y 500 ms después de detectada la condición de falla de interruptor. Para las plantas de generación solares fotovoltaicas y eólicas esta protección deberá ser implementada en un relé independiente de las protecciones propias del equipo protegido o podrá estar incluida como una función adicional en una protección diferencial de barras.

Adicionalmente, el Generador debe proveer las siguientes protecciones que minimizan el impacto sobre el STN:

- Protección de pérdida de sincronismo, la cual se exigirá según los requerimientos de operación del STN. Esta protección no es requerida para las plantas eólicas y solares fotovoltaicas.

- Protección de sobre y baja frecuencia según los límites especificados en el Código de Operación. Esta protección también es requerida para las plantas eólicas y solares fotovoltaicas.

- Las plantas eólicas y solares fotovoltaicas deberán disponer de funciones de protección de sobre y baja tensión, instalados en el punto de conexión y ajustados según requerimientos operativos del sistema de potencia. Los criterios y ajustes de las funciones de protección de sobre y baja tensión deberán ser definidos por el CND, de acuerdo con las necesidades del SIN.

- Las plantas eólicas y solares fotovoltaicas deberán coordinar con el transmisor la conveniencia de habilitar una protección antiisla que, en caso de requerirse, deberá ser de tipo Intertrip.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 8.1.2) (Fuente: R CREG 060/19, art. 4)

ARTÍCULO 7.1.4.8.1.3. EQUIPO DE MEDICIÓN COMERCIAL. El Generador debe proveer la infraestructura y equipo necesario para llevar la información que se requiera de medición tarifaria de acuerdo con lo establecido en el Código de Medida.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 8.1.3)

ARTÍCULO 7.1.4.8.1.4. EQUIPOS DE TELECOMUNICACIONES. Para asegurar el correcto control operativo entre Generador y Centro Regional de Despacho (CRD) y/o CND, según se consigne en el Contrato de Conexión, se deben establecer servicios de telecomunicaciones, según los siguientes requisitos:

- Servicio de telefonía operativa

La telefonía operativa es el servicio por el cual el ingeniero/operador del Generador y el ingeniero/operador del CRD o CND, responsables del control del sistema, se comunican entre sí, tanto en condiciones de operación normal como de emergencia. Debe haber como mínimo un abonado telefónico de la red operativa del CND o CRD en el Sitio de Conexión- lado Generador.

- Teleprotección.

- Servicio de comunicación de emergencia.

En general, la comunicación de emergencia podrá ser servida por una estación base de la red móvil del Transportador, u otros medios como red pública conmutable, telefonía celular, que provea comunicación para actividades de mantenimiento y respaldo en los casos de colapso de la telefonía operativa. Su implementación en el Sitio de Conexión del lado Generador se determina en el Contrato de Conexión.

- Servicio de telefax.

Se debe instalar un servicio de telefax en el Sitio de Conexión del lado Generador, para la circulación de documentos durante el control operativo.

En el Contrato de Conexión se debe consignar el medio para el servicio de telefax.

Además de los anteriores servicios de telecomunicaciones requeridos, se debe proveer la infraestructura en las comunicaciones para llevar la información siguiente desde el Punto de Conexión al CND o CRD que pertenezca:

- Equipo de supervisión y control, según Anexo CC.6.

- Equipo de registro de fallas, según Numeral 8.1.5 y Anexo CC.5.

- Información comercial, según Código de Medida.

El Generador debe garantizar un sistema de comunicaciones confiable entre su instalación y el CND o CRD respectivo.

Si el Transportador requiere que el Generador instale, como parte de su equipo de conexión al STN, equipo de protecciones cuyo esquema contemple una o varias teleseñales, deberá hacer las previsiones del caso en su equipo de telecomunicaciones.

Los anteriores requisitos se complementan con lo establecido en el Anexo CC.3.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 8.1.4)

ARTÍCULO 7.1.4.8.1.5. EQUIPO REGISTRADOR DE FALLAS. El Generador debe proveer un sistema registrador de fallas que permita al Transportador supervisar el desempeño de los circuitos de conexión del Generador al STN en el Punto de Conexión. Los requisitos técnicos del sistema registrador de fallas son los especificados en el Anexo CC.5.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 8.1.5)

ARTÍCULO 7.1.4.8.1.6. EQUIPO DE SUPERVISIÓN Y CONTROL. El Generador debe proveer la infraestructura y equipo necesario para llevar la información que se requiera de supervisión y control al CND o CRD respectivo, de acuerdo con lo establecido en el anexo CC.6 del CC.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 8.1.6)

Requisitos técnicos del generador

ARTÍCULO 7.1.4.8.2.1. Requisitos técnicos del generador. Como mínimo se deben tener en cuenta los siguientes requisitos:

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 8.2)

ARTÍCULO 7.1.4.8.2.2. PUESTA A TIERRA DEL NEUTRO. Los devanados de alta tensión del transformador conectado al STN de cada unidad (o grupo de unidades) de generación, deben estar conectados en estrella (Y) con el punto neutro accesible y efectivamente puesto a tierra, como se definió en el numeral 7.6.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 8.2.1)

ARTÍCULO 7.1.4.8.2.3. RELÉS DE FRECUENCIA. Las unidades de generación se deben proveer con relés de frecuencia con rangos de operación que estén dentro de los límites estipulados en el Código de Operación. Estos deben operar para umbral de frecuencia y rata de cambio de frecuencia definidos en el Código anterior.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 8.2.2)

ARTÍCULO 7.1.4.8.2.4. AJUSTE DE RELÉS. El ajuste de los relés serán coordinados (tanto en el momento de la conexión como en el futuro) con referencia al Punto de Conexión para asegurar la desconexión rápida y selectiva de los equipos involucrados en una falla.

El Generador realizará los estudios de coordinación de protecciones y los someterá a aprobación del Transportador. Estos ajustes no podrán ser modificados unilateralmente por el Generador ni por el Transportador.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 8.2.3)

ARTÍCULO 7.1.4.8.2.5. MODELOS DE CONTROL DE PLANTAS EÓLICAS Y SOLARES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS AL STN Y STR. Para el caso de plantas solares fotovoltaicas y eólicas que se conecten al STN y STR será responsabilidad de los agentes representantes entregar al CND, 6 meses antes de su entrada en operación, los modelos preliminares de la planta de generación y sus controles asociados para los estudios de simulación RMS en la herramienta utilizada por el CND. Estos modelos deben incluir los requisitos técnicos definidos en la presente resolución, para el control de frecuencia y potencia activa, el control de tensión y potencia reactiva, así como permitir el ajuste de los parámetros que definen estas funcionalidades.

PARÁGRAFO. Dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, el CND deberá publicar en su página web los requisitos que debe cumplir el modelo de planta.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 8.2.4) (Fuente: R CREG 060/19, art. 5)

Requisitos particulares para la conexión al STN de distribuidores, grandes consumidores y otros transportadores

ARTÍCULO 7.1.4.9.1. EQUIPO DE INTERRUPCIÓN. Toda conexión de un Usuario al STN debe ser controlada por uno o más interruptores de potencia capaces de interrumpir la máxima corriente de cortocircuito en el Punto de Conexión. En los estudios indicados en el Código de Planeamiento se darán los valores de corriente de cortocircuito y la capacidad de los interruptores de potencia del STN.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 9.1)

ARTÍCULO 7.1.4.9.2. EQUIPO Y ESQUEMA DE PROTECCIÓN. Si la conexión requiere la construcción de una nueva subestación para el seccionamiento de líneas de un Transportador, los sistemas locales de protección a instalarse deben ser compatibles técnicamente con los esquemas existentes en los extremos remotos de las líneas seccionadas. Las protecciones principales deben tener principios de operación diferentes entre sí y sus señales de corriente y tensión se deben tomar de diferentes devanados secundarios de los transformadores de corriente y tensión. Se deben instalar protecciones de falla de interruptor y proveer el sistema de teledisparo mediante canales de teleprotección apropiados, tanto para esta protección como para las protecciones principales y de respaldo, cuando lo requieran, y se debe suministrar el sistema de recierre automático monopolar y tripolar de los interruptores de potencia de las líneas.

Si la conexión se hace en una subestación existente de un Transportador, en la ampliación de esta subestación se debe proveer la protección de falla de interruptor y se debe proveer transformadores de corriente compatibles con los existentes para mantener el balance de protección de barras.

El tiempo para despeje de falla de la protección principal en el sistema eléctrico de los Distribuidores, Grandes Consumidores y Transportador, desde el inicio de la falla hasta la extinción del arco en el interruptor de potencia, no debe ser mayor que:

80 ms en 500 kV.

100 ms en 220 kV.

120 ms < 220 kV.

En el evento de no operación de los sistemas de protección destinados al cumplimiento de los anteriores requisitos de tiempos de despeje de falla, el Distribuidor o Gran Consumidor debe proveer una protección de respaldo. La protección de respaldo suministrada por el Distribuidor o Gran Consumidor tendrá un tiempo de despeje de falla no mayor que 300 ms por fallas en sus equipos.

Se debe suministrar una protección de falla de interruptor para el equipo interrupción principal de potencia que corte el intercambio de corriente de falla con el STN. Esta protección debe disparar, de ser necesario, todos los circuitos eléctricamente adyacentes conectados al STN, en un tiempo ajustable entre 200 ms y 500 ms incluyendo los disparos transferidos (remotos) a que dé lugar.

En toda conexión se debe instalar una protección de sobrecorriente direccional a tierra.

Los interruptores de potencia deben tener dos bobinas de disparo diferentes, alimentadas por circuitos de corriente continua diferentes y se debe implementar la supervisión de estos circuitos de disparo.

Los anteriores requisitos se complementan con lo especificado en el Anexo CC.4.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 9.2)

ARTÍCULO 7.1.4.9.3. EQUIPO DE TELECOMUNICACIONES. Se aplica lo establecido en el Numeral 8.1.4.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 9.3)

ARTÍCULO 7.1.4.9.4. EQUIPO DE MEDIDA. Los requisitos técnicos del equipo de medida para propósitos de control, supervisión se definen en el Anexo CC.6 y los de medición para fines comerciales que se deben instalar en los nuevos campos de conexión, están consignados en el Código de Medida.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 9.4)

ARTÍCULO 7.1.4.9.5. EQUIPO DE REGISTRO DE FALLA. El Transportador debe disponer de equipos de monitoreo en el sistema de transmisión que le permitan supervisar el desempeño del equipo y circuitos del STN en el Punto de Conexión.

El Usuario debe instalar un sistema de registro digital de fallas, en el Punto de Conexión, lado Usuario y sus datos se deben transmitir por canales digitales de datos hasta la Estación de Análisis de Fallas que indique el Transportador.

Los requisitos del sistema de registro de fallas se especifican en el Anexo CC.5.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 9.5)

ARTÍCULO 7.1.4.9.6. EQUIPO DE SUPERVISIÓN Y CONTROL. Los requisitos técnicos de supervisión y control se detallan en el Anexo CC.6

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 9.6)

ARTÍCULO 7.1.4.9.7. AJUSTE DE RELÉS. Los ajustes de las protecciones se deben coordinar con referencia al Punto de Conexión para asegurar la desconexión rápida y selectiva del equipo en falla. El Transportador y el Usuario deben acordar el intercambio de información necesaria para la elaboración de los estudios de coordinación de protecciones. El Usuario debe hacer los estudios de coordinación de protecciones y someterlos a aprobación del Transportador.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 9.7)

ARTÍCULO 7.1.4.9.8. TRABAJOS EN EQUIPO DE PROTECCIÓN. Ninguna protección de barras, ni circuitos de c.a. o c (excepto aquellos con disparo asociado a equipo propio del Usuario) pueden ser intervenidos o alterados por el personal del Distribuidor o Gran Consumidor o tercero en ausencia de un representante del Transportador.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 9.8)

ARTÍCULO 7.1.4.9.9. PUESTA A TIERRA DEL NEUTRO. Los devanados de alta tensión a 220 kV y tensiones superiores de los transformadores o autotransformadores trifásicos o bancos conectados al STN deben estar conectados en estrella con el neutro efectivamente puesto a tierra. La puesta a tierra y la conexión de los devanados de alta y baja tensión deben ser tales que el factor de puesta a tierra cumpla el requisito del Numeral 7.6.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 9.9)

ARTÍCULO 7.1.4.9.10. RELÉS DE FRECUENCIA. Cada Distribuidor o Gran Consumidor debe hacer las previsiones de equipo necesarias para facilitar la desconexión automática de demanda por baja frecuencia, según lo requerido por el Código de Operación.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 9.10)

Requisitos para la puesta en servicio de la conexión

ARTÍCULO 7.1.4.10.1. Requisitos para la puesta en servicio de la conexión. El Usuario debe entregar con dos (2) meses de anticipación, para revisión y aprobación por parte del Transportador, el cronograma de actividades y el protocolo de puesta en servicio de la instalación de conexión, los cuales serán devueltos por el Transportador, un mes antes de la fecha prevista para la puesta en servicio. Para autorizar la puesta en servicio, el Usuario debe cumplir con los siguientes requisitos mínimos:

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 10)

ARTÍCULO 7.1.4.10.2. LÍNEA DE TRANSMISIÓN. El Usuario debe obtener el visto bueno del Transportador sobre la inspección del estado de la línea de transmisión, incluyendo mediciones de campo de los parámetros de la línea.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 10.1)

ARTÍCULO 7.1.4.10.3. TELECOMUNICACIONES. El Usuario debe tener operativos y disponibles los equipos y servicios requeridos según lo establecido en el Numeral 8.1.4.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 10.2)

ARTÍCULO 7.1.4.10.4. PROTECCIONES. El Usuario debe suministrar con tres meses de anticipación a la puesta en servicio un estudio de coordinación de protecciones y calcular los ajustes definitivos. Antes de la puesta en servicio, el Transportador y el Usuario ajustarán las protecciones de los nuevos campos de conexión y otros puntos del STN que se modifiquen en razón de la conexión. Es requisito tener probados y calibrados los relés de protección de acuerdo con dichos ajustes para las pruebas de puesta en servicio.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 10.3)

ARTÍCULO 7.1.4.10.5. SISTEMA DE MEDICIÓN COMERCIAL. El Usuario debe tener operativo y disponible el sistema de medición comercial de energía, según lo requerido por el Código de Medida.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 10.4)

ARTÍCULO 7.1.4.10.6. SISTEMA DE REGISTRO DE FALLAS. El Usuario debe tener disponible y operativo el sistema de registro de fallas con transmisión remota de la información a la Estación de Análisis de Fallas indicada por el Transportador.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 10.5)

ARTÍCULO 7.1.4.10.7. SUPERVISIÓN Y CONTROL. Se requiere que la RTU del Usuario haya cumplido exitosamente las pruebas, punto a punto, locales y remotas.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 10.6)

ARTÍCULO 7.1.4.10.8. PRUEBA DE LA CONEXION. En coordinación con el Transportador, el CND y el CRD respectivo, el Usuario deberá programar la ejecución de pruebas para verificar el comportamiento de los esquemas de protección. Las pruebas se realizarán simulando fallas mediante el procedimiento de inyección digital de protecciones, con el fin de garantizar el correcto funcionamiento de los equipos de interrupción, protección, control, registro de fallas y telecomunicaciones.

En el caso de proyectos que tengan equipos especiales (compensación serie, compensadores estáticos, FACTS en general), las pruebas que se deberán programar y realizar, consistirán en la ejecución de fallas reales.

Así mismo se deberán programar y ejecutar pruebas sincronizadas por satélite, para aquellos proyectos cuyos esquemas de protección basan su principio de funcionamiento en la comparación de información entre extremos (comparación direccional, onda viajera, comparación de fase).

El objetivo de las pruebas es verificar el correcto funcionamiento del sistema completo, la cual complementa las pruebas individuales de funcionamiento de cada equipo o subsistema. El Transportador supervisará estas pruebas, las aprobará y deberá estar presente durante su ejecución.

Al finalizar las pruebas, el Usuario debe entregar al Transportador un Informe de Pruebas que contenga la información histórica y técnica de las mismas.

Dentro de la información histórica se deben indicar el año de fabricación de los equipos, los fabricantes, la vida útil estimada, la descripción y cantidad de repuestos y las recomendaciones de cada uno de los fabricantes.

Como requisito para la puesta en servicio se deben entregar al Transportador protocolos detallados para la energización de los equipos.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 10.7) (Fuente: R CREG 216/97, art. 1)

Responsabilidades

Introducción

ARTÍCULO 7.1.4.11.1.1. RESPONSABILIDADES. Se definen y asignan las diversas responsabilidades que deben asumir el Transportador, el CND o el CRD y el Usuario conectado directamente al STN en el Sitio de Conexión, en los siguientes términos:

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 11)

Por la construcción, montaje y puesta en servicio

ARTÍCULO 7.1.4.11.2.1. Por la construcción, montaje y puesta en servicio. Las responsabilidades por la construcción, montaje y puesta en servicio son asumidas por el Transportador y el Usuario según la propiedad que cada uno tenga sobre los equipos en el Sitio de Conexión, y por el CND o CRD y por el Transportador y el Usuario por las consignaciones, libranzas y por la coordinación de maniobras que se deriven de las anteriores actividades.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 11.1)

Por la seguridad en la ejecución de trabajos

ARTÍCULO 7.1.4.11.3.1. Por la seguridad en la ejecución de trabajos. La responsabilidad por la ejecución de trabajos de cualquier índole, será de todas LAS PARTES involucradas en el Sitio de Conexión y deberán cumplir con el Código de Seguridad Industrial del Sector Eléctrico.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 11.2)

Por la operación correcta del equipo

ARTÍCULO 7.1.4.11.4.1. Por la operación correcta del equipo. Si en el Contrato de Conexión no se consigna lo contrario, la responsabilidad por la operación del equipo del lado Transportador y del lado Usuario se asumirá previendo que:

Tanto el Transportador como el Usuario deben proveer personal capacitado que garanticen la máxima seguridad a las personas y equipos en la ejecución de los trabajos de operación y pruebas en el equipo del lado Usuario y del lado Transportador.

El Transportador no pierde la autonomía operativa de una línea de su propiedad, debido al seccionamiento de la línea para la conexión de Usuarios en puntos intermedios.

La operación local del equipo en un Punto de Conexión del nivel a 220 kV o tensión superior es de responsabilidad del Transportador. Sin embargo, toda maniobra que afecte la continuidad eléctrica de la conexión se debe coordinar entre el Transportador, el CND, el CRD y el Usuario, en conformidad con los procedimientos establecidos para la maniobra de equipos del Código de Operación.

La maniobra remota de los campos de línea por telemando es responsabilidad del CND o CRD, según la relación operativa que corresponda.

En cualquier caso, el Transportador debe atender de inmediato las instrucciones del CND o del CRD tanto en operación normal como para el restablecimiento después de fallas.

La maniobra local del conmutador de derivaciones de transformadores de potencia de un Usuario, conectado en un Punto de Conexión, es responsabilidad del Usuario y CND o CRD. Si la maniobra se ejecuta en posición automática o remota la responsabilidad es del CND o CRD.

Todas las maniobras por mantenimiento o por restablecimiento después de falla, se deben coordinar entre el Transportador, el CND o CRD y el Usuario.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 11.3)

Por el mantenimiento

ARTÍCULO 7.1.4.11.5.1. Por el mantenimiento. Sí en el Contrato de Conexión no se consigna lo contrario, la responsabilidad por el mantenimiento es asumida por el propietario del equipo y en consecuencia es responsable de la confiabilidad del equipo, traducida en su máxima disponibilidad, según los índices definidos por el Transportador propietario del Punto de Conexión. Los programas o planes de mantenimiento deben ser coordinados con el Transportador con el fin de optimizar la ejecución de los mismos.

El propietario del equipo debe proveer oportunamente los repuestos necesarios para responder por la disponibilidad del equipo, en caso de requerirse algún reemplazo después de una falla del equipo.

Es requisito que el equipo del Usuario en sitio del Transportador sea mantenido adecuadamente según su funcionalidad y asegurando que no constituya una amenaza para la seguridad del equipo o para el personal en el sitio del Transportador. El Transportador tiene derecho de inspeccionar los resultados de las pruebas y los registros de mantenimiento en cualquier momento.

Es requisito que el equipo del Transportador en Sitio de Conexión del Usuario sea mantenido adecuadamente según su funcionalidad y asegurando que no constituya una amenaza para la seguridad del equipo del Usuario o para el personal en el Sitio de Conexión del Usuario. El Usuario tiene el derecho de inspeccionar los resultados de las pruebas y los registros de mantenimiento de tal equipo en cualquier momento.

El ajuste y mantenimiento de los relés de protección de los campos de línea son de la responsabilidad del Transportador y por lo tanto el ajuste no podrá ser modificado unilateralmente por el Usuario para evitar la pérdida de coordinación. Los términos de ésta responsabilidad deberán pactarse en el Contrato de Conexión.

El Transportador y el Usuario pueden consignar en el Contrato de Conexión, convenios específicos de mantenimiento, fijando alcances y costos, cumpliendo con la premisa de responsabilidad asignada a los propietarios, respecto de la máxima disponibilidad de sus equipos.

El Transportador podrá realizar pruebas a los relés de protección para verificar su correcto funcionamiento.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 11.4)

Por el sistema de comunicaciones

ARTÍCULO 7.1.4.11.6.1. Por el sistema de comunicaciones. La responsabilidad por el sistema de comunicaciones será del área de telecomunicaciones de cada Transportador.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 11.5)

Por el diseño

ARTÍCULO 7.1.4.11.7.1. Por el diseño. La responsabilidad por el diseño de la conexión en el Punto de Conexión es del Usuario.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 11.6)

Por la operación correcta del STN

ARTÍCULO 7.1.4.11.8.1. Por la operación correcta del STN. La filosofía de operación del STN debe conducir a garantizar la máxima calidad, continuidad, confiabilidad y seguridad del suministro y transporte de energía eléctrica a los usuarios.

En consecuencia se definen y asignan las siguientes responsabilidades:

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 11.7)

ARTÍCULO 7.1.4.11.8.2. POR LA CALIDAD DEL SUMINISTRO. Mantener la calidad del suministro en términos de la frecuencia, la tensión y el desbalance de la misma dentro de los límites establecidos en el Código de Operación, es responsabilidad del CND.

Mantener la calidad de la forma de onda de tensión en términos del contenido de armónicos, según lo estipulado en el numeral 7.7 de este código, es responsabilidad del Transportador, el Generador y el Usuario.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 11.7.1)

ARTÍCULO 7.1.4.11.8.3. POR LA DISPONIBILIDAD, CONTINUIDAD Y SEGURIDAD DEL SERVICIO. La disponibilidad, continuidad y seguridad del servicio en términos de mantener los equipos del STN en condiciones óptimas de operación, asegurar la selectividad en la operación de interruptores y ejecutar correctamente las maniobras ordenadas por el CND son responsabilidad del Transportador, del Generador y del Usuario.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 11.7.2)

CAPÍTULO 12

Planos de la conexión

ARTÍCULO 7.1.4.12.1. Planos de la conexión. Los planos necesarios para cada Sitio de Conexión se deben preparar utilizando la simbología de las normas IEC y/o NTC, según se especifica en el Anexo CC.7.

Los planos necesarios de operación deben incluir todos los equipos de alta tensión y equipos de baja tensión asociados, mostrando características, capacidades, configuración, conexiones a los circuitos externos y nomenclatura en conformidad con el Código de Operación.

El Usuario debe preparar y presentar al Transportador los planos para la operación de los equipos de alta tensión del lado del Usuario en el Punto de Conexión y el Transportador debe preparar y presentar al Usuario los planos de operación de todos los equipos de alta tensión del lado del Transportador del Punto de Conexión, dos (2) meses antes de la puesta en servicio. Estos planos deben ser elaborados mediante la utilización de paquetes de diseño gráfico en medio magnético.

El Usuario y el Transportador deben entonces preparar, producir y distribuir, usando la información presentada en los planos de operación del Usuario y los planos de operación del STN, un plano integrado de operación para todo el Punto de Conexión un (1) mes antes de la puesta en servicio.

Para cada Sitio de Conexión se deben preparar planos comunes del sitio, incluyendo disposición física de equipos, configuración eléctrica, planos comunes de protección y control y planos comunes de servicios auxiliares.

Cuando un Transportador necesite adicionar o cambiar un equipo de alta tensión o modificar la nomenclatura existente de su equipo en un Sitio de Conexión de su propiedad, el Transportador debe presentar a cada Usuario, con un mes de anticipación, los planos de operación actualizados y revisados integrando la adición, cambio o modificación prevista.

Cuando un Usuario necesite adicionar o cambiar un equipo de alta tensión o modificar la nomenclatura existente de su equipo de alta tensión en un Sitio de Conexión de su propiedad, el Usuario debe presentar al Transportador, con un mes de anticipación, los planos de operación actualizados y revisados integrando la adición, cambio o modificación prevista. Los cambios que afecten al STN deben ser aprobados por el Transportador.

Los planos de operación completos preparados por el Transportador y/o el Usuario, según sea el caso, serán los planos de operación definitivo para toda actividad de operación y mantenimiento asociada al Sitio de Conexión.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 12)

CAPÍTULO 13

Servicios prestados por los usuarios para operación del SIN

ARTÍCULO 7.1.4.13.1. Servicios prestados por los usuarios para operación del SIN. Los servicios de apoyo a la operación del SIN que los Usuarios deben o pueden proveer, según requerimiento del CND, son los siguientes:

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 13)

ARTÍCULO 7.1.4.13.2. SERVICIOS QUE LOS GENERADORES DEBEN PROVEER. - Control de tensión y potencia reactiva.

- Control de frecuencia mediante regulador de velocidad

- Estabilización de potencia.

- Regulación secundaria de frecuencia con AGC.

Además de los requisitos anteriores, excepto el de Control de frecuencia mediante regulador de velocidad y estabilización de potencia, las plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al STN y STR deben proveer los siguientes servicios:

- Respuesta rápida de corriente reactiva.

- Regulación de frecuencia mediante un control de potencia activa/frecuencia.

- Respuesta rápida en frecuencia, para el caso de las plantas eólicas.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 13.1) (Fuente: R CREG 060/19, art. 6)

ARTÍCULO 7.1.4.13.3. SERVICIOS QUE LOS GENERADORES PUEDEN PROVEER, SI SON REQUERIDOS POR EL CND. Control de frecuencia mediante unidades turbogeneradoras de arranque rápido.

Capacidad de arranque en condiciones de colapso del STN.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 13.2)

ARTÍCULO 7.1.4.13.4. OTROS SERVICIOS DE APOYO QUE PUEDEN SER REQUERIDOS POR EL CND EN LA OPERACIÓN DEL SIN. Control de frecuencia por medio de reducción de demanda.

Potencia reactiva suministrada por compensadores síncronos o estáticos.

Reserva caliente.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 13.3)

CAPÍTULO 14

Requisitos técnicos para la conexión de líneas de transmisión al STN (Anexo cc.1)

Introducción

ARTÍCULO 7.1.4.14.1.1. Introducción. Este Anexo presenta la descripción de los requisitos técnicos mínimos que debe reunir cualquier línea de transmisión a tensiones iguales o superiores a 220 kV, para su conexión al STN. Estos requisitos son exigibles para nuevas conexiones a la red de transmisión, bajo las condiciones del estado del arte y del desarrollo tecnológico actuales y deberán revisarse periódicamente en concordancia con los nuevos desarrollos tecnológicos que se presenten.

En ningún caso el cumplimiento de los criterios y la entrega de la documentación exigida exonerarán al transportador de su responsabilidad sobre las condiciones de confiabilidad, seguridad y calidad del Proyecto, dentro de los requerimientos de este código.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 1) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

Criterios de diseño

Introducción

ARTÍCULO 7.1.4.14.2.1.1. Introducción. Todos los criterios de diseño y especificaciones técnicas deberán asegurar que las líneas cumplan los niveles de confiabilidad, seguridad y calidad definidos para el STN, durante toda la vida útil (25 años).

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 2) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

Longitud de la línea de transmisión del STN

ARTÍCULO 7.1.4.14.2.2.1. Longitud de la línea de transmisión del STN. En todas las actividades relacionadas con diseño, cálculo, tendido, estimación de materiales y construcción, se entiende que la línea de transmisión está comprendida entre los pórticos de salida de cada subestación que sirve de fijación al vano que las une a la primera torre.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 2.1) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

Conductores de fase

ARTÍCULO 7.1.4.14.2.3.1. Conductores de fase. Los conductores de fase deberán seleccionarse para dar cumplimiento a las siguientes exigencias técnicas:

- Capacidad mínima de transporte en régimen permanente y nivel de sobrecarga temporal, definidos para cada línea específica en el plan de expansión aprobado por la UPME.

- Tener una resistencia eléctrica, medida en W/km a 20 grados.C, igual o menor a la determinada por la UPME, la cual habrá de calcularse con base en un análisis económico del uso proyectado de la línea durante el periodo de planeamiento.

- Niveles de campos eléctrico y magnético sobre el terreno, según regulaciones de la IRPA, aceptadas por la Organización Mundial de la Salud - OMS (International Radiation Protection Agency - Interim Guidelines on Limits of Exposure to 50/60 Hz Electric and Magnetic Fields, Health Physics, Vol. 58, 1990):

A borde de servidumbre Campo Eléctrico máximo =	5 kV / m
Campo Magnético máximo =	1 Gauss

Dentro de la faja de servidumbre, no sobrepasar los siguientes valores:

Terrenos inaccesibles	20 kV / m
Regiones despobladas	15 a 20 kV / m
Cruces de carreteras	10 a 12 kV / m

Estos valores se adoptaron del documento EPRI: Transmission Line Reference Book - 345 kV and above. Second edition, 1987.

- Niveles máximos de radiointerferencia aceptados por la IEEE y el CIGRÉ: se acepta una relación señal-ruido mínima de:

Zona Rurales: 22 dB a 80m del eje de la línea a 1000 kHz en condiciones de buen tiempo.

Zonas Urbanas: 22 dB a 40m del eje de la línea a 1000 kHz en condiciones de buen tiempo.

Este nivel de radiointerferencia se ha definido con base en el documento IEEE Transactions on Power Apparatus and System Vol PAS-99. No. Jan-Feb 1980: Review of technical considerations on limits to interference from power lines and stations. Pp 365-388.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 2.2) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

Cables de guarda

ARTÍCULO 7.1.4.14.2.4.1. Cables de guarda. Todas las líneas de transmisión del STN deberán tener cable de guarda. El cable de guarda que se utilice deberá soportar el impacto directo de las descargas eléctricas atmosféricas que puedan incidir sobre la línea, garantizando el cumplimiento del criterio de comportamiento definido en el numeral 22.4 Aislamiento, del presente Anexo.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 2.3) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

Aislamiento

ARTÍCULO 7.1.4.14.2.5.1. Aislamiento. El dimensionamiento eléctrico de las estructuras se debe definir mediante combinación de las distancias mínimas correspondientes a las sobretensiones debidas a descargas atmosféricas, a las sobretensiones de maniobra y a las sobretensiones de frecuencia industrial. En caso de usarse estructuras de otro diseño disponible por el transportador, se deberá demostrar que el dimensionamiento eléctrico satisface las condiciones de aislamiento exigidas para la región en donde se va a construir la nueva línea.

Para evaluar el comportamiento ante descargas eléctricas atmosféricas se debe considerar como parámetro de diseño un máximo de tres salidas por cada 100 km de línea por año.

El comportamiento de la línea ante sobretensiones de maniobra se debe realizar evaluando el riesgo de falla del aislamiento, permitiéndose una (1) falla por cada cien (100) operaciones de maniobra de la línea.

El comportamiento de la línea ante sobretensiones de frecuencia industrial, deberá asegurar su permanencia en servicio continuo.

No se permite el uso de pararrayos de carburo silicio en ningún punto como protección de las nuevas líneas de transmisión.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 2.4) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

Comportamiento mecánico del conductor de fase y cable de guarda

ARTÍCULO 7.1.4.14.2.6.1. Comportamiento mecánico del conductor de fase y cable de guarda. En cualquier condición, la tensión longitudinal máxima en el conductor o cable de guarda, no deberá exceder el 50 % de su correspondiente tensión de rotura.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 2.5) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

Estructuras

ARTÍCULO 7.1.4.14.2.7.1. Estructuras. El cálculo de las curvas de utilización de cada tipo de estructura y la evaluación de los árboles de cargas definitivos debe hacerse para cada una de las hipótesis de carga, en condiciones normal y anormal, para los siguientes tipos de estructuras.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 2.6) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

ARTÍCULO 7.1.4.14.2.7.2. ESTRUCTURAS DE SUSPENSIÓN. Condición Normal:

Todos los conductores y cable(s) de guarda sanos. Viento máximo de diseño y temperatura coincidente.

Condición Anormal:

- Para líneas con conductores en haz, todos los subconductores rotos en cualquier fase. Las demás fases y cable(s) de guarda sanos.

- Un cable de guarda roto. Las fases y el cable de guarda restante (si existe), sanos. Viento máximo promedio y temperatura coincidente.

Para líneas con un solo conductor por fase, se consideran dos condiciones:

- Un conductor roto en cualquier fase. Las demás fases y el (los) cable (s) de guarda, sanos. Viento máximo promedio y temperatura coincidente.

- Un cable de guarda roto y las fases y el cable de guarda restante (si existe) sanos. Viento máximo promedio y temperatura coincidente.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 2.6.1) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

ARTÍCULO 7.1.4.14.2.7.3. ESTRUCTURAS DE RETENCIÓN. Condición Normal:

- Todos los conductores y cable(s) de guarda sanos. Viento máximo de diseño y temperatura coincidente.

Condición Anormal:

Para líneas con conductores en haz, se considera la siguiente condición:

- Todos los subconductores en cualquier fase y un cable de guarda rotos simultáneamente. Las demás fases y el cable de guarda restante (si existe), sanos. Viento máximo promedio y temperatura coincidente.

Para líneas con un solo conductor por haz, se consideran las siguientes condiciones:

- Cualquier fase y un cable de guarda rotos simultáneamente. Las demás fases y el cable de guarda restante (si existe), sanos. Viento máximo promedio y temperatura coincidente.

- Dos fases diferentes rotas. La(s) fase(s) restante(s) y el (los) cable (s) de guarda, sanos. Viento máximo promedio y temperatura coincidente.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 2.6.2) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

ARTÍCULO 7.1.4.14.2.7.4. ESTRUCTURAS TERMINALES. Condición Normal:

- Todos los conductores y cables de guarda sanos. Viento máximo de diseño y temperatura coincidente.

- El cálculo de carga de viento sobre la estructura, se considerará con el Viento máximo de diseño actuando longitudinalmente sobre la estructura.

Condición Anormal:

Para las líneas con conductores en haz, se consideran las siguientes condiciones:

- Todos los subconductores rotos en dos fases diferentes. La(s) fase(s) restante(s) y el (los) cable (s) de guarda, sanos. Viento máximo promedio y temperatura coincidente.

Para líneas con un solo conductor por haz, se consideran las siguientes condiciones:

- Cualquier fase y un cable de guarda rotos simultáneamente. Las demás fases y el cable de guarda restante (si existe), sanos. Viento máximo promedio y temperatura coincidente.

- Dos fases diferentes rotas. La(s) fase(s) restante(s) y el (los) cable (s) de guarda, sanos. Viento máximo promedio y temperatura coincidente.

En la evaluación de las cargas y de los factores de seguridad se utilizarán los criterios y la guía ASCE y el Código Colombiano de Construcción Sismo Resistente (CCCSR) o norma NSR-98 ley 400 de 1997, Decreto 33 de 1988<sic, es de 1998>. El diseño estructural deberá realizarse siguiendo como mínimo los criterios de la "Guide for design of steel transmission towers - Manual número 52" de la Sociedad Americana de Ingenieros Civiles - ASCE.

Deberán analizarse todas las posibles combinaciones de carga según las hipótesis anteriores y diseñar para las condiciones de carga que sometan a las estructuras a las situaciones más críticas. Los factores de sobrecarga deberán mantener las condiciones de seguridad y confiabilidad definidas para el STN.

Deberán presentarse las memorias de cálculo del diseño estructural para cada tipo de estructura o los reportes de pruebas de carga respectivos, emitidos por una entidad competente.

Las estructuras deberán soportar los esfuerzos de torsión máximos que se presenten en cualquiera de las condiciones analizadas en el diseño estructural.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 2.6.3) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

SUBSECCIÓN 8

Cimentaciones

ARTÍCULO 7.1.4.14.2.8.1. Cimentaciones. Para la determinación del tipo de cimentación a utilizar en los diferentes sitios de estructuras, deberá efectuarse un estudio detallado de las características geotécnicas y físico-químicas de los suelos en cada uno de ellos.

Las cimentaciones deberán resistir todas las hipótesis de carga que se estipulen para cada tipo de estructura con los respectivos factores de sobrecarga que se consideraron en el diseño, de tal forma que cada elemento sea diseñado para los esfuerzos más desfavorables.

Se deben presentar las memorias de cálculo de los diseños de las fundaciones propuestas.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 2.7) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

SUBSECCIÓN 9

Localización de estructuras

ARTÍCULO 7.1.4.14.2.9.1. Localización de estructuras. Para la localización de estructuras, deberán respetarse las siguientes distancias mínimas de seguridad sobre el terreno y obstáculos, medidas en metros para las condiciones de máxima temperatura del conductor exigidas durante toda la vida útil del proyecto:

TENSION DE LA LINEA	500 kV	220 kV
Descripción del Cruce
Normal	9,00	6,50
Carreteras principales	12,90	8,50
Carreteras secundarias	11,50	8,00
Líneas de energía	5,80	5,50
Líneas telegráficas	6,30	5,50
Árboles y cercas	6,30	5,00
Ferrocarriles (al riel)	16,30	9,00
Canales navegables (aguas máximas)	24,30	18,00
Ríos navegables (aguas máximas)	18,00	18,00
Ríos no navegables (aguas máximas)	9,00	6,50
Muros	7,30	6,50
Embalses (aguas máximas)	12,30	8,50
Pantanos (aguas máximas)	9,00	6,50
Oleoductos	9,30	6,50

Las anteriores distancias de seguridad se calcularon con base en el National Electrical Safety Code. C2.1977. Institute of Electrical and Electronic Engineers - IEEE.

Los valores anteriores deberán incrementarse en un 3% por cada 300 m por encima de los 450 metros sobre el nivel del mar.

En caso de cruce con líneas de transmisión de propiedad de otro Transportador, las condiciones técnicas para diseño, construcción y mantenimiento en el sitio de cruce deberán acordarse entre los dos Transportadores.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 2.8) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

SUBSECCIÓN 10

Cadenas de aisladores y herrajes

ARTÍCULO 7.1.4.14.2.10.1. Cadenas de aisladores y herrajes. Los aisladores deberán ser fabricados en porcelana, vidrio o poliméricos (goma silicónica).

El sistema de protección antivibratoria del conductor de fase y del cable de guarda, deberá ser el resultado de un estudio que asegure que los esfuerzos de flexión calculados a una distancia de 89 mm desde el último punto de contacto de la grapa de suspensión con el conductor o cable, no excedan de 150 mmm/mm, pico a pico, medidos de acuerdo con el método establecido en el documento Standarization of Conductor Vibration Measurements. Paper 31 TP 65-156. IEEE Trans. Vol. Pas. 85 No. 1, 1966.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 2.9) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

SUBSECCIÓN 11

Puesta a tierra

ARTÍCULO 7.1.4.14.2.11.1. Puesta a tierra. El sistema de puesta a tierra de cada estructura deberá diseñarse según las condiciones específicas de la línea y del sitio de la estructura, buscando preservar la seguridad de las personas, con base en la norma ANSI / IEEE 80 - 1986, IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 2.10) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

SUBSECCIÓN 12

Medidas de seguridad

ARTÍCULO 7.1.4.14.2.12.1. Medidas de seguridad. Todos los diseños, materiales, actividades de construcción y montaje, operación y mantenimiento de la línea deberán garantizar la operación segura y confiable durante su vida útil garantizada.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 2.11) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

SUBSECCIÓN 13

Repuestos

ARTÍCULO 7.1.4.14.2.13.1. Repuestos. El propietario de la línea debe mantener un inventario mínimo de repuestos y de material suficiente para las labores de mantenimiento, según sus políticas al respecto, para garantizar la operación normal de la línea, de acuerdo con los niveles de confiabilidad, seguridad y calidad establecidos.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 2.12) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

SUBSECCIÓN 14

Servidumbres

ARTÍCULO 7.1.4.14.2.14.1. Servidumbres. El ancho de la faja de servidumbre requerida será establecido por el propietario de la línea, ajustado con base en los niveles de campo electromagnético electromagnético y niveles de radiointerferencia definidos en el Numeral 2.2 Conductores de Fase, evaluados para las condiciones específicas del corredor de la línea.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 2.13) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

Documentos técnicos

Introducción

ARTÍCULO 7.1.4.14.3.1.1. Introducción. Toda la información definida a continuación, deberá presentarse en medio magnético a la UPME, quien verificará el cumplimiento del presente código. En caso de duda, la UPME podrá solicitar la información adicional que considere necesaria.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 3) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

Informes de diseño

ARTÍCULO 7.1.4.14.3.2.1. Informes de diseño. De todas las actividades de diseño, deberán presentarse los siguientes estudios:

- Selección de ruta

- Informe meteorológico.

- Selección de conductores de fase.

- Selección de cable de guarda.

- Selección y coordinación de aislamiento.

- Arboles de cargas y curvas de utilización de las estructuras.

- Localización de estructuras.

- Estudio de geología y suelos

Cada uno de los estudios deberá estar sustentado por un informe técnico que incluya, como mínimo, los siguientes aspectos:

- Descripción de la metodología utilizada.

- Datos básicos.

- Resultados obtenidos.

- Recomendaciones y conclusiones.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 3.1) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

Planos definitivos

ARTÍCULO 7.1.4.14.3.3.1. Planos definitivos. En los formatos estipulados en el Anexo CC7, se deben presentar los originales de los planos definitivos, correspondientes a:

- Siluetas generales, curvas de utilización y árboles de cargas de estructuras tipo utilizadas.

- Dimensionamiento eléctrico de los tipos de estructuras.

- Cadenas de aisladores, herrajes y accesorios.

- Conexión del cable de guarda.

- Transposiciones (cuando sea necesario, según los estudios respectivos)

- Esquemas de puesta a tierra.

- Cimentaciones.

- Localización general.

- Planta y perfil de la línea.

- Tablas de estructuras.

- Tablas de regulación de conductores y cables de guarda.

Para proyectos de conexión contratados directamente con un Transportador, en el contrato de conexión se definirán las exigencias y características de la información a entregar, adicionales a las enumeradas anteriormente.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 3.2) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

Materiales

ARTÍCULO 7.1.4.14.3.4.1. Materiales. Todos los materiales utilizados deberán garantizar su operación segura durante toda la vida útil de la línea.

Con base en las normas técnicas vigentes y en los requerimientos propios del proyecto, se deben presentar las especificaciones técnicas utilizadas para la adquisición de materiales. Se aceptarán normas técnicas de las siguientes entidades:

- AISC: American Institute of Steel Construction.

- ANSI: American National Standards Institute.

- ASCE: American Society of Civil Engineers.

- ASTM: American Standard for Testing and Materials.

- AWS: American Welding Standards.

- DAAC: Departamento Administrativo de Aeronáutica Civil.

- NTC: Normas Técnicas Colombianas.

- IEC: International Electrotechnical Commission.

- IEEE: Institute of Electrical and Electronic Engineers.

- CCCSR: Código Colombiano de Construcciones Sismo Resistentes.

Con base en los requerimientos de las especificaciones técnicas, el Transportador presentará a la Entidad designada todos los Formularios de Características Técnicas garantizadas de los materiales utilizados y los correspondientes reportes de pruebas de materiales y equipos, según las exigencias de las normas técnicas correspondientes. Esta Entidad verificará y solicitará las modificaciones que sean necesarias para dar cumplimiento a este código.

El Transportador está en la libertad de proponer diseños disponibles de proyectos anteriores, o realizar diseños específicos para el proyecto a ejecutar.

En cualquier caso el Transportador deberá presentar reportes de pruebas ejecutados por una entidad competente, según los requerimientos siguientes:

	PRUEBAS DE DISEÑO*	PRUEBAS DE RUTINA	PRUEBAS DE ACEPTACIÓN
Cables		X	X
Cables de guarda tipo OPGW		X	X
Estructuras	X	X	X
Cadenas de Aisladores, herrajes y accesorios	X	X	X

*Pruebas de Diseño o Memorias de Cálculo

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 3.3) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

Servidumbres

ARTÍCULO 7.1.4.14.3.5.1. Servidumbres. Debe entregarse información para toda la faja de servidumbre de la línea, incluyendo el censo de propietarios, uso del suelo, detalles de cruces y relación de la documentación de todas las negociaciones legalizadas conforme a la ley colombiana.

Para los puntos en que se obtenga el ancho mínimo de la faja de servidumbre, deberá presentarse un informe que sustente técnicamente el cumplimiento de los criterios incluidos en el numeral 2.2 Conductores de Fase. En caso de duda sobre el cumplimiento de estos niveles, podrán hacerse medidas de verificación de estos valores, cuando se trate de una conexión por acuerdo previo entre el Transportador y el solicitante o para líneas ejecutadas mediante convocatorias entre el transportador y la entidad respectiva, mediante los procedimientos siguientes:

- Niveles de campos eléctrico y magnético sobre el terreno:

ANSI / IEEE Std 644/1987 IEEE Standard Procedures for Measurement of Power Frequency Electric and Magnetic Fields from AC Power Lines

- Niveles de radiointerferencia:

Electric Power Research Institute. "Transmision Line Reference Book. 345 kV and Above" Second Edition, Revised 1987.

IEEE Standard Procedures for the Measurement of Radio Noise from Overhead Power Lines. New York, N.Y. 1976 Std 430-1976.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 3.4) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

Informes de construcción

Introducción

ARTÍCULO 7.1.4.14.3.6.1.1. Introducción. El Transportador deberá entregar copia de la Licencia Ambiental y de la Licencia de Construcción del Proyecto.

Durante la etapa de construcción y montaje de la línea de transmisión deberán presentarse los siguientes informes:

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 3.5) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

Informe mensual de avance de obra

ARTÍCULO 7.1.4.14.3.6.2.1. Informe mensual de avance de obra. Tiene por objeto informar a la UPME sobre el estado y avance de los trabajos en el período. Deberá incluir la siguiente información:

- Descripción de las actividades adelantadas durante el período.

- Representación gráfica que muestre el avance de las macroactividades realizadas mensualmente, comparándola con el avance programado para las mismas.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 3.5.1) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

SUB-SUBSECCIÓN 3

Informe final de la obra

ARTÍCULO 7.1.4.14.3.6.3.1. Informe final de la obra. Tiene por objeto informar a la UPME de las características finales de construcción del proyecto.

Una vez finalizada la construcción de la línea y puesta en servicio se debe presentar este informe, cuyo contenido será el siguiente:

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 3.5.2) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

ARTÍCULO 7.1.4.14.3.6.3.2. INTRODUCCIÓN. Elaborar una presentación del proyecto que relacione los antecedentes, justificación y características generales.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 3.5.2.1) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

ARTÍCULO 7.1.4.14.3.6.3.3. FICHA TÉCNICA. - Nombre del proyecto.

- Propietario.

- Fechas de iniciación.

- Fecha de puesta en servicio.

- Número de circuitos.

- Tipo de conductores.

- Configuración de estructuras y cadenas de aisladores.

- Número de estructuras.

- Resultados de la medición de parámetros eléctricos de la línea.

- Capacidad térmica.

- Longitud de la línea

- Fecha de puesta en servicio.

- Diseñador (es).

- Interventor (es).

- Constructor (es) obras civiles.

- Montador (es).

- Fabricante (s) de equipo (s) y material (es).

- Descripción general de la localización de la obra, región, departamento (s) y municipio (s), coordenadas geográficas (punto inicial y punto final) y vías de acceso existentes.

- Modificaciones finales al proyecto.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 3.5.2.2) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

ARTÍCULO 7.1.4.14.3.6.3.4. MEDIO AMBIENTE. Toda la documentación según las exigencias del Ministerio del Medio Ambiente para los informes correspondientes a los siguientes aspectos:

- Licencia Ambiental

- Plan de Manejo Ambiental durante la Operación y Mantenimiento

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 3.5.2.3) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

ARTÍCULO 7.1.4.14.3.6.3.5. ANEXOS. - Tablas de estructuras, incluyendo tipos y cantidades.

En casos especiales, se deberán presentar:

- Conexiones con otras líneas.

- Cruces especiales.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 3.5.2.4) (Fuente: R CREG 098/00, art. 1)

CAPÍTULO 15

Requisitos técnicos para subestaciones (Anexo cc.2)

Introducción

ARTÍCULO 7.1.4.15.1.1. Introducción. El propósito de este documento es establecer la guía general para el diseño de nuevas subestaciones o diseño de la ampliación de la subestación que conforma el Punto de Conexión al STN de 220 kV y tensiones superiores.

En los Anexos CC.3 a CC.7 se incluyen las características técnicas de equipos de la subestación tales como: Telecomunicaciones, Protecciones, Registro de Fallas y Supervisión.

En esta etapa, se ha obtenido el concepto favorable del Transportador y firmado el Contrato de Conexión.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.2 Num. 1)

Consideraciones especiales para el diseño

ARTÍCULO 7.1.4.15.2.1. NUEVA SUBESTACIÓN EN EL STN. Selección de la configuración.

La configuración debe seleccionarse asegurando que se mantenga la flexibilidad operativa, la seguridad, la confiabilidad y disponibilidad existente en el STN. Por lo anterior se debe cumplir lo siguiente:

- No se admitirá la configuración de 'barra sencilla' debido a su baja flexibilidad y confiabilidad, excepto para subestaciones terminales de una línea radial con un solo usuario final.

- En subestaciones compartidas por el Transportador y el Usuario se debe dar preferencia a las configuraciones que faciliten la definición de límites de propiedad y de responsabilidad en operación y mantenimiento.

- En configuraciones de barras con un número elevado de circuitos (6 ó más) debe incluirse seccionamiento de barras.

- La configuración debe como mínimo permitir el mantenimiento de un interruptor sin pérdida de servicio del campo respectivo.

- Las configuraciones tipo interruptor y medio deben poseer como mínimo tres diámetros.

Debe someterse a aprobación del Transportador, la configuración seleccionada con la memoria de cálculo y análisis respectiva.

- Con la configuración seleccionada se realiza un prediseño para estimar el área requerida.

- Se selecciona la mejor localización considerando entre otros los siguientes aspectos:

- Disponibilidad de área.

- Futuras ampliaciones.

- Accesos.

- Corredores de línea.

- Necesidad de construir variantes de línea.

- Topografía y características geológicas.

- Contaminación.

- Aspectos ambientales.

- Con la localización seleccionada se escogen los equipos más apropiados según las características del sitio y del sistema de potencia y se realizan los diseños respectivos. Deben entregarse al Transportador para revisión y aprobación las siguientes memorias de cálculos y memorandos de diseño con sus respectivos planos:

- Análisis de los estudios del sistema de potencia.

- Nivel de aislamiento y distancias eléctricas.

- Parámetros ambientales.

- Urbanización.

- Disposición de equipos en cada nivel de tensión.

- Apantallamientos.

- Barras, conductores y aisladores.

- Características mínimas a cumplir por los equipos.

- Cálculo y dimensionamiento de estructuras metálicas para pórticos y soporte de equipo.

- Dimensionamiento de servicios auxiliares.

- Servicios complementarios y de emergencia.

- Sistema de control para la subestación.

- Análisis del sistema de protecciones y selección de características.

- Cálculo y dimensionamiento de la malla de tierra.

- Predimensionamiento de las obras civiles de los patios (fundaciones para estructuras y equipos, cárcamos, muros cortafuegos, etc.).

- Diseño general de los edificios, adecuación de terrenos, drenajes y redes de servicios, equipos especiales tales como los de aire acondicionado y ventilación, abasto de agua potable, etc.

- Equipo de comunicaciones: Debe incluir selección y análisis de la alternativa de diseño (PLC, radio, telefonía, etc.), cálculos de propagación y dimensionamiento de los equipos de telecomunicaciones.

- Diseño de los sistemas contraincendio si son aplicables.

- Exigir cables THW.

- Con los diseños anteriores se elaboran las especificaciones (Pliegos de Condiciones) para la compra de los equipos.

Antes de iniciar el montaje de los equipos deben presentarse al Transportador copia de los reportes de pruebas en fábrica (mínimo las pruebas de rutina según las normas internacionales IEC).

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.2 Num. 2.1)

ARTÍCULO 7.1.4.15.2.2. AMPLIACIÓN DE UNA SUBESTACIÓN EXISTENTE. El Usuario debe diseñar, especificar, comprar e instalar equipos de iguales (o mejores) características de las existentes. Debe mantenerse la presentación en cuanto a distribución y apariencia. Debe presentar las memorias de cálculo que sean aplicables de las listadas en numeral 2.1.4. y someter a aprobación del Transportador las especificaciones antes de tramitar la compra de equipos y de contratar la construcción de obras.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.2 Num. 2.2)

ARTÍCULO 7.1.4.15.2.3. INSTALACIONES A CONECTAR AL SISTEMA. El interesado debe analizar el tipo de instalaciones a conectar a la red, previendo los medios de mitigación de fenómenos que puedan afectar el STN como armónicos y consumo de reactivos, entre otros, para lo cual deberá instalar los filtros y equipo de compensación respectivos.

Para la puesta en servicio y revisiones posteriores se realizarán mediciones para determinar el grado de perturbación producido por la instalación sobre el sistema lo que puede originar la no autorización de conexión o la notificación de la suspensión en un tiempo prudencial si no se toman las medidas correctivas.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.2 Num. 2.3)

CAPÍTULO 16

Requisitos técnicos de telecomunicaciones (Anexo cc.3)

Introducción

ARTÍCULO 7.1.4.16.1.1. Introducción. El objeto de los equipos de telecomunicaciones requeridos al Usuario es el de garantizar el intercambio de toda la información de supervisión y control, entre el Usuario, el Transportador, el CRD y el CND, necesaria para la operación confiable del STN

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.3 Num. 1)

Equipos de telecomunicación requeridos

ARTÍCULO 7.1.4.16.2.1. Equipos de telecomunicación requeridos. El Usuario debe suministrar e instalar en el punto de control de la conexión - lado Usuario -, equipos que permitan:

Comunicación de voz operativa.

Comunicación de emergencia.

Comunicación de telefax.

Comunicación Computador - Computador.

y debe proveer los equipos de transmisión necesarios para soportar estas comunicaciones más la información adicional originada en el equipo de protecciones de registro de fallas y en la unidad terminal remota de supervisión, ubicados en sus instalaciones, hasta el punto de acceso a la red de telecomunicaciones de los Transportadores , CND o CRD.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.3 Num. 2)

Telefonía operativa

ARTÍCULO 7.1.4.16.3.1. Telefonía operativa. El Usuario proveerá e instalará uno o más abonados telefónicos en el punto de control de la conexión - lado Usuario -, los cuales se conectarán a la red telefónica operativa del Transportador, CND o CRD.

El Transportador, CND o CRD definirán las características técnicas del aparato terminal, de acuerdo con las características de la planta de conmutación a la que estarán abonados, en cada caso. Para conexiones de voz operativa a consolas telefónicas o a plantas de conmutación existentes en el punto de control de la conexión del Usuario se coordinarán los aspectos técnicos (tipo de conexión, criterios de señalización, otros) entre el Transportador, CND o CRD y el Usuario y se consignarán en el Contrato de Conexión.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.3 Num. 3)

Comunicación de emergencia

ARTÍCULO 7.1.4.16.4.1. Comunicación de emergencia. Con el fin de asegurar que no haya pérdida total de las comunicaciones operativas en circunstancias de colapso de la red regular de telecomunicaciones, se acordará entre el Transportador, CND o CRD y el Usuario si es necesario instalar un medio alternativo de comunicación que, generalmente, podrá ser una estación base de radio equipada con frecuencia de acceso a la red de radio móviles VHF del Transportador, CND o CRD, en el punto de control de la conexión - lado Usuario -.

Esta estación deberá alimentarse con sistema cargador / banco de baterías y mantenerse en óptimas condiciones de operabilidad.

El Usuario suministrará e instalará la estación base que cumpla con los requisitos técnicos de frecuencias, potencia, tecnología análoga o digital, programación, grupos, etc. que fije el Transportador, CND o CRD, con el fin de que sea compatible con la red existente.

El Transportador, CND o CRD incluirá esta estación base en el listado de equipos de su red, para efectos de derechos por uso de frecuencias que se diligencian con el Ministerio de Comunicaciones.

En caso de instalarse un medio alterno diferente a la estación base de radio, éste se especificará en el Contrato de Conexión.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.3 Num. 4)

Máquina telefax

ARTÍCULO 7.1.4.16.5.1. Máquina telefax. El Usuario suministrará e instalará una máquina de facsímil en el punto de control de la conexión - lado Usuario -. El Transportador, CND o CRD y el Usuario acordarán si la máquina se abona a la red privada de facsímil del Transportador, CND o CRD, o a la red pública nacional.

El equipo debe cumplir con las especificaciones técnicas normalizadas por el CCITT para el grupo de facsímil al que pertenezcan las máquinas del Transportador, CND o CRD.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.3 Num. 5)

Equipos de transmisión (Servicio portador)

Canales para teleprotección

ARTÍCULO 7.1.4.16.6.1.1. Canales para teleprotección. El Usuario debe suministrar e instalar los equipos de transmisión, con la capacidad suficiente para permitir el intercambio de toda la información que se origina en el equipo terminal de telecomunicaciones, en el equipo de registro de fallas y en la unidad terminal remota de supervisión, entre el punto de control de la conexión - lado Usuario - y el punto de acceso a la red de telecomunicaciones del Transportador, CND o CRD.

El Transportador, CND o CRD garantizará al Usuario la disponibilidad, calidad y capacidad de tráfico en su propia red de telecomunicaciones, a partir del punto o puntos de acceso que se establezca(n).

El Transportador, CND o CRD especificará en cada caso el medio de transmisión (línea de alta tensión, cable, fibra óptica, radio), el tipo de equipo (PLC, terminal remota de línea, terminal de fibra óptica, radio, etc.), las interfaces y el punto o puntos de conexión considerando el volumen del tráfico, el tipo de información, la localización geográfica del Usuario, la topología, planeación y características técnicas de la red del Transportador, CND o CRD y los factores de tipo económico. Especificará, además, la banda de frecuencias de operación de acuerdo con las normas establecidas por el Ministerio de Comunicaciones.

Los equipos de transmisión deben cumplir con las normas internacionales establecidas por el CCITT y el CCIR, que le sean aplicables y deben tener diligenciados los correspondientes permisos para el uso de las frecuencias, que otorga el Ministerio de Comunicaciones.

El Transportador, CND o CRD establecerá las características técnicas generales de equipos y de los interfaces entre estos y los puntos de acceso a su red de telecomunicaciones.

Las conexiones entre redes de telecomunicaciones del Usuario y del Transportador, CND o CRD entre punto(s) diferente(s) a el(los) de acceso especificado(s), o con interfaz(ces) de acceso diferente(s), podrán acordarse, siempre y cuando redunden en una utilización más eficiente de las redes de telecomunicaciones y no desmejoren la confiabilidad de las mismas.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.3 Num. 6.1)

Equipos de registro de falla

ARTÍCULO 7.1.4.16.7.1. Equipos de registro de falla. Las recomendaciones para las especificaciones de redes de registro de fallas se tienen en el Anexo CC.5. El Usuario debe suministrar el modem con interfaz hacia el registrador (lado datos) de acuerdo con las recomendaciones CCITT V24/V28.

La transmisión de datos se hará a una velocidad mínima de 600 Bd.

Para la transmisión de datos (lado tonos) se utilizará normalmente línea conmutada (dos hilos), abonada a la red telefónica operativa del Transportador, CND o CRD. Se podrá acordar el uso de línea dedicada (cuatro hilos), en los casos en que se encuentre mas conveniente esta opción desde el punto de vista técnico.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.3 Num. 7)

Unidad terminal remota de supervisión

ARTÍCULO 7.1.4.16.8.1. Unidad terminal remota de supervisión. Los requisitos técnicos aplicables a la unidad terminal remota se tienen en el Anexo CC.6. El Usuario debe suministrar e instalar los equipos de telecomunicaciones, incluyendo modems, necesarios para transmitir la información proveniente de la unidad terminal remota hasta el punto de acceso a la red de telecomunicaciones del Transportador, CND o CRD. El Transportador, CND o CRD definirá el tipo de interfaz entre la terminal remota y el modem (lado datos) y el punto de acceso a su red de telecomunicaciones (tonos o datos). La velocidad de transmisión de datos mínima será de 200 Bd.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.3 Num. 8)

Acuerdos

ARTÍCULO 7.1.4.16.9.1. Acuerdos. Todas las definiciones y acuerdos sobre los equipos y servicios de telecomunicaciones mencionados en el presente Anexo, se consignarán en el Contrato de Conexión.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.3 Num. 9)

Requisitos de mantenimiento

ARTÍCULO 7.1.4.16.10.1. Requisitos de mantenimiento. El propietario de los equipos es responsable por su mantenimiento. Sin embargo, el mantenimiento de los equipos de telecomunicaciones suministrados e instalados por el Usuario con el fin de cumplir los requisitos de conexión al STN puede ser realizado por el Transportador en algunos equipos o en la totalidad de ellos, según se convenga entre el Usuario y el Transportador y se consigne en el Contrato de Conexión.

Las condiciones para la ejecución de mantenimiento en cada caso serán:

Si el Transportador se encarga total o parcialmente del mantenimiento de los equipos, en la elaboración del Contrato de Conexión se deben incluir los siguientes puntos:

- El Transportador factura al usuario que se integre el valor de la ejecución (mano de obra, uso de instrumentos de prueba, transporte y administración) y el suministro de los materiales y repuestos utilizados, si son adquiridos por el Transportador.

- Si hay oportunidad, el personal técnico del Transportador participará en la ejecución, supervisión o interventoría del montaje y puesta en servicio de los equipos que quedarán bajo su responsabilidad.

De todas maneras, el Usuario que se integra debe entregar al Transportador Protocolos de prueba en fábrica (FAT), protocolos de prueba en campo, informe de prueba de disponibilidad (si la hay) y acta de entrega del sistema en la que se especifiquen los eventos, los pendientes y/o faltantes.

Se debe hacer entrega al Transportador de los equipos que queden a su cargo a través de un acta en la cual se incluya un inventario completo del sistema, comprendiendo: infraestructura, equipos y módulos, repuestos y materiales.

Se debe entregar al Transportador la documentación completa: Esquemas a nivel del sistema, planos de instalación y cableado, manuales técnicos de los equipos, listados de materiales, procedimientos de mantenimiento y otros.

Si el equipo que queda a cargo del Transportador requiere de instrumentos de prueba o herramientas especiales para su mantenimiento éstos deben ser entregados al Transportador.

El convenio o contrato debe tener una vigencia mínima de dos años, renovable automáticamente por acuerdo entre las partes, con un mecanismo de actualización de tarifa de mantenimiento anual.

Si el Usuario que se integra mantiene los equipos, en la elaboración del Contrato de Conexión se deben considerar los siguientes puntos:

- Durante la fase final de pruebas y puesta en servicio de los equipos se incluirá la actividad de conexión y pruebas de los servicios de telecomunicaciones del Transportador, la cual se adelantará con participación del personal técnico del Transportador.

- El Transportador debe impartir su visto bueno al acta de recibo en operación del sistema y a un inventario de recursos logísticos de que disponga el Usuario que se integra para el mantenimiento del sistema.

El Usuario que se integra al STN fijará un mecanismo ágil y asignará específicamente el personal para:

- Trámite de consignación de equipos ante el CND y CRD para mantenimiento preventivo, correctivo o trabajos especiales.

- Reportes de falla en equipos o servicios por parte del Transportador.

- Solicitudes de modificaciones, traslados, pruebas especiales, etc. de servicios por parte del Transportador.

El Transportador deberá estar informado acerca del programa de mantenimiento preventivo anual que se adopte para los equipos.

- Se debe fijar un tiempo mínimo de atención para las fallas.

En casos especiales en que los servicios de telecomunicaciones sean de gran importancia para la operación del STN o para la operación del sistema se podrán establecer penalizaciones cuando se presenten problemas operativos por causa de fallas en los servicios de telecomunicaciones que estén a cargo del Usuario que se integra a la Red de Transmisión del Transportador.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.3 Num. 10)

CAPÍTULO 17

Requisitos técnicos de protecciones (Anexo cc.4)

Introducción

ARTÍCULO 7.1.4.17.1.1. Introducción. El objetivo de este anexo es presentar los requisitos técnicos de los equipos y esquemas de protección que se deben suministrar en el sitio de conexión, lado Transportador y lado Usuario.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.4 Num. 1)

Consideraciones generales

ARTÍCULO 7.1.4.17.2.1. Consideraciones generales. Los sistemas de protección deben cumplir los siguientes requerimientos generales:

Detectar y reducir la influencia de una falla en el sistema eléctrico de potencia evitando daños sobre los equipos e instalaciones, manteniendo la estabilidad del sistema de potencia, y evitando poner en peligro la vida de personas y animales.

Alta Confiabilidad: Probabilidad de no omitir disparos.

Alta Seguridad: Probabilidad de no tener disparos indeseados.

Selectividad: Desconectar sólo lo fallado, evitando trasladar los efectos de las fallas a otros lugares del STN.

Rapidez: El tiempo de operación debe ser lo suficientemente corto de modo que garantice mantener la estabilidad del sistema.

Las protecciones deben ser preferiblemente de estado sólido de tecnología digital o numérica y deben cumplir la norma IEC 255. Si se seleccionan protecciones basadas en microprocesadores con varias funciones de protección simultánea, éstas deben ser duplicadas para proveer la confiabilidad requerida. En caso de que las funciones de protección posean su propio microprocesador y fuente DC, se definirá si es necesario esta redundancia.

Los relés de disparo deben tener reposición eléctrica local y remota.

Todos los relés deben disponer de contactos suficientes para supervisión local (anunciador), supervisión remota y registro de fallas.

El interesado debe presentar al Transportador, propietario del Punto de Conexión, para aprobación los esquemas a utilizar incluyendo las protecciones propias de sus equipos y debe coordinar con el Transportador los ajustes correspondientes.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.4 Num. 2)

Esquemas de protección de líneas y subestaciones del STN

ARTÍCULO 7.1.4.17.3.1. PROTECCIÓN LÍNEAS. El esquema recomendado para cada circuito de línea de transmisión preferiblemente debe constar de dos protecciones principales con distinto principio de operación y debe ser tal que permita el mantenimiento de uno de los sistemas de protección sin sacar la línea de servicio, conservándose un nivel de protección adecuado. El esquema es el siguiente:

Protección Principal 1: Relé de distancia no conmutado ("full scheme") con unidades independientes fase-fase y fase-tierra, de 3 zonas hacia adelante y 1 zona hacia atrás. Característica de inhibición y disparo para oscilación de potencia (''Power Swing"). Hábil para trabajar con esquemas de teleprotección que utilizan señales permisivas o de bloqueo.

Debe permitir recierres monopolares y tripolares, por lo tanto su lógica de control debe estar habilitada, para disparos monopolares y tripolares. Todas y cada una de las salidas deben tener contactos duplicados para permitir la supervisión remota por el SOE directamente del relé.

Protección Principal 2: Sistema de comparación direccional utilizando un relé direccional instantáneo de falla a tierra, trabajando en esquema de disparo permisivo a través de canal de teleprotección con el extremo remoto, con selección de fase mediante relés de impedancia para permitir disparos y recierres monopolares y tripolares con tiempos de protección primaria. Adicionalmente debe tener una unidad direccional de tierra de tiempo definido o inverso, como respaldo, en caso de problemas en el canal de comunicación. La protección deberá poseer contactos adicionales para supervisión remota con el SOE directamente del relé.

En caso de una línea de doble circuito la protección principal 2, en cada uno de ellos, deberá poseer la lógica inversión de flujo.

Alternativamente la protección principal 2 podrá tener otro principio de operación diferente al de sobrecorriente direccional (ejemplo: superposición, onda viajera, diferencial, hilo piloto, etc.) siempre que las dos protecciones principales incluyan adicionalmente un módulo de sobrecorriente direccional de tierra 67N.

Además tendrá unidades direccionales de sobrecorriente de fases, con características de tiempo definido o inverso, como respaldo para fallas entre fases no detectadas por el relé de distancia.

En los esquemas de protección de líneas existentes equipadas con dos protecciones principales de igual principio de funcionamiento, como distancia - distancia, éstas se complementarán con relés direccionales de falla a tierra, 67N.

Relés de sobretensión: Para proteger los equipos de patio contra sobretensiones sostenidas o temporales de gran magnitud. Deberá tener unidad instantánea y temporizada de tiempo definido.

El esquema se debe complementar con:

- Localizador de fallas de lectura directa, el cual puede ser independiente o hacer parte de una de las protecciones principales. La indicación debe ser dada en unidades métricas (Km).

- En caso de líneas cortas el esquema de protección puede constar de esquema de comparación direccional y esquemas diferenciales de hilo piloto.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.4 Num. 3.1)

ARTÍCULO 7.1.4.17.3.2. PROTECCIÓN SUBESTACIONES (PUNTO DE CONEXIÓN). El esquema de protección de línea anteriormente descrito debe ser complementado en cada subestación con:

- Relés de falla interruptor: Para actuar como respaldo local en caso de falla del interruptor (o interruptores) de línea.

- Relé de Recierre: Debe permitir y controlar los recierres monopolares y tripolares automáticos. En caso de utilizarse en configuración anillo o interruptor y medio se debe disponer de la lógica programable maestro-seguidor.

- Relé de disparo maestro: Para disparos definitivos (bloquea el recierre en caso de fallas aclaradas por las protecciones de respaldo).

- Relés de supervisión circuito de disparo: Para garantizar alarmas en caso de no disponibilidad del circuito o de las bobinas de disparo del interruptor.

- Relé de chequeo de sincronismo: Para supervisar los recierres automáticos y los cierres manuales.

- Equipo de teleprotección para 3 señales como mínimo (dos asociadas a las protecciones 1 y 2 y una para disparos transferidos directos (por sobretensión, falla interruptor, diferencial de barras, etc.).

- Protección de Barras: Serán del tipo de impedancia moderada o porcentual. Deben preverse en este sistema las ampliaciones futuras. El sistema debe dar señalización por fase. Los relés deberán permitir la conexión de CT's de diferente relación de transformación.

- Relés de frecuencia: Son necesarios en puntos estratégicos de la red donde sea necesario implementar deslastres de carga para preservar la estabilidad del sistema. Bajo solicitud del CND, el Transportador dará las instrucciones particulares en los casos donde se requieran.

El tiempo mínimo de supervisión deberá garantizar que la protección opere en forma segura. Si la frecuencia se recupera al menos durante un ciclo antes de terminarse la temporización, el relé debe reponerse automáticamente e iniciar un nuevo ciclo de supervisión.

Adicionalmente debe contar con sistema de medición de rata de cambio de frecuencia cuyo ajuste puede ser independiente o en combinación con los umbrales de frecuencia.

Los rangos de frecuencia están definidos en el Código de Operación.

- Registrador de fallas: Las especificaciones técnicas están consignadas en el Anexo CC.5 "Requisitos Técnicos del Sistema de Registro de Fallas".

- Los relés de recepción / transmisión de disparo transferidos deben ser relés maestros (de bloqueo), con reposición eléctrica.

- Si la subestación tiene una configuración de conexión de interruptores (interruptor y medio, anillo), el Usuario deberá adicionar a las anteriores protecciones, las correspondientes a tramo muerto y zona muerta.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.4 Num. 3.2)

CAPÍTULO 18

Requisitos técnicos del sistema de registro de fallas (Anexo cc.5)

Introducción

ARTÍCULO 7.1.4.18.1.1. Introducción. Este anexo presenta las recomendaciones básicas para la elaboración de las especificaciones técnicas de redes de registro y análisis de fallas.

Los Registradores de Fallas son equipos destinados a monitorear el comportamiento dinámico de la STN durante perturbaciones o maniobras. Dada su importancia en la detección de problemas operativos, de protecciones, de fallas de equipos, se presenta una descripción de las características de dicho sistema de registro.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.5 Num. 1)

Registradores de fallas

Introducción

ARTÍCULO 7.1.4.18.2.1.1. Introducción. Los registradores de fallas deben ser equipos digitales, completamente programables, con capacidad mínima para manejar ocho (8) entradas análogas y dieciséis (16) entradas digitales.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.5 Num. 2)

Activación

ARTÍCULO 7.1.4.18.2.2.1. Activación. El registrador debe ser activado por una o varias de las siguientes alternativas: por un comando externo, por un cambio de estado en una señal digital o una combinación de estas, o por cambios en los valores de las señales análogas (tensiones, corrientes).

El registrador deberá indicar cuál señal inició cada evento y cuáles señales cambiaron de estado, con el tiempo de ocurrencia de cada cambio.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.5 Num. 2.1)

Normas aplicables

ARTÍCULO 7.1.4.18.2.3.1. Normas aplicables. El registrador de fallas deberá cumplir con las secciones aplicables de la recomendación IEC 255 "Electrical Relays".

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.5 Num. 2.2)

Señales de entrada

ARTÍCULO 7.1.4.18.2.4.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES. La conversión análoga/digital para todas las entradas análogas será mínimo de 12 bits.

Los canales deben tener una exactitud mínima del 0,5% a plena escala.

Las señales análogas se cablean desde los secundarios de transformadores de medida o desde salidas de transductores apropiados y las señales digitales desde contactos repetidores de relés de protección e interruptores.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.5 Num. 2.3.1)

ARTÍCULO 7.1.4.18.2.4.2. TENSIÓN. Por cada circuito de línea, transformación o generación se registrarán cuatro señales de tensión: en las fases y en el neutro. Las señales se toman de los secundarios de los transformadores de tensión (generalmente 115/ 3V) y auxiliares respectivos.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.5 Num. 2.3.2)

ARTÍCULO 7.1.4.18.2.4.3. CORRIENTE. Por cada circuito de línea, transformación o generación se registrarán cuatro señales de corriente: en las fases y en el neutro. Las señales se toman de los secundarios de los transformadores de corriente (generalmente 1 o 5 A eficaces). En la selección de los ''shunt'' de corriente, del registrador de fallas se debe garantizar la adecuada resolución de las ondas de corriente en condiciones de carga.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.5 Num. 2.3.3)

ARTÍCULO 7.1.4.18.2.4.4. SEÑALES DIGITALES. Por cada circuito se registrarán señales digitales de arranque y disparo de los relés de protección y del estado de los interruptores del circuito. Estas señales provendrán de contactos libres de potencial directamente de los equipos, es decir, sin la intervención de los relés de interposición.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.5 Num. 2.3.4)

Tiempo de registro

ARTÍCULO 7.1.4.18.2.5.1. Tiempo de registro. Los tiempos de registro de pre-falla y post-falla deben ser programables, típicamente así:

Prefalla: Ajustable desde 0 hasta 600 ms en pasos mínimos de 50 ms.

Post-falla: Ajustable desde 800 ms hasta 3 s.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.5 Num. 2.4)

Almacenamiento de datos

ARTÍCULO 7.1.4.18.2.6.1. Almacenamiento de datos. El registrador tendrá una memoria RAM de capacidad suficiente para almacenar por lo menos toda la información relacionada con veinte (20) eventos registrados con una velocidad de muestreo de 4000 muestras/s y una duración de 1,5 segundos cada uno.

En caso de que los parámetros sean almacenados en memoria RAM, esta memoria deberá ser protegida contra fallas en la alimentación.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.5 Num. 2.5)

Sincronización

ARTÍCULO 7.1.4.18.2.7.1. Sincronización. El reloj interno del registrador deberá sincronizarse periódicamente por medio de una señal externa proveniente de un receptor de señal satélite, el cual si no existe en la subestación, debe incluirse en el suministro de los registradores de fallas.

Para este fin se utiliza por lo general la señal emitida por los satélites GOES (Geostationary Operational Environmental Satellite).

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.5 Num. 2.6)

SUBSECCIÓN 8

Programación, calibración y prueba

ARTÍCULO 7.1.4.18.2.8.1. Programación, calibración y prueba. El registrador debe tener capacidades de autodiagnóstico y autocalibración. Cualquier condición de mal funcionamiento deberá señalizarse localmente en el mismo registrador y remotamente en la unidad maestra.

El registrador de fallas deberá poder ser activado y programado remotamente desde la unidad maestra de análisis.

El registrador deberá poseer medios para evitar accesos no autorizados para su control y programación.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.5 Num. 2.7)

Transmisión de datos

ARTÍCULO 7.1.4.18.3.1. Transmisión de datos. La información del registrador debe transmitirse a una unidad maestra de análisis localizada en el centro de análisis de fallas, la cual interroga a varios registradores o a otras unidades maestras.

- Si durante una transmisión de datos entre un registrador y la unidad maestra ocurre una falla en las líneas supervisadas, la falla deberá ser registrada normalmente sin pérdida o error en los datos que están siendo transmitidos o registrados.

- Debe asegurarse la integridad de los datos a pesar de que sucedan fallas o haya ruido en el canal de comunicación.

- La transmisión de datos se hará a una velocidad mínima de 600 Bd, programable en la subestación y desde la maestra. Deberán tenerse en cuenta las limitaciones de los canales disponibles, en particular los canales de voz por PLC, cuyo ancho de banda usualmente va desde 0,3 a 2,4 kHz.

- Los interfaces entre los modems y los registradores deberán cumplir con las recomendaciones CCITT V.24/V.28.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.5 Num. 3)

Desarrollo de aplicaciones

ARTÍCULO 7.1.4.18.4.1. Desarrollo de aplicaciones. Se deben incluir facilidades para que el usuario pueda configurar los programas de despliegue para adecuarlos a sus propias necesidades y a desarrollos propios. Los programas deben poder producir archivos de datos compatibles con hojas de cálculo, bases de datos comerciales y deben cumplir con el formato COMTRADE para transporte de archivos a los distintos paquetes de análisis de fallas que informe el Transportador.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.5 Num. 4)

CAPÍTULO 19

Requisitos técnicos del sistema de supervisión y control (Anexo cc.6)

Introducción

ARTÍCULO 7.1.4.19.1.1. Introducción. En este anexo se describen los principios generales y las características técnicas de los equipos de supervisión y control que se conectan al Centro Nacional de Despacho (CND) o a los Centros Regionales de Despacho (CRD) y los mecanismos para el intercambio de información de supervisión y control entre el CND y los CRDs y demás agentes.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.6 Num. 1)

Generalidades

ARTÍCULO 7.1.4.19.2.1. Generalidades. De acuerdo con los artículos 34 y 38 de la LEY No. 143 del 11 de julio de 1994, la información requerida para el planeamiento y la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) debe ser suministrada o recibida, en forma oportuna y confiable, por las empresas generadoras de electricidad, las distribuidoras y las encargadas de la operación de las redes de interconexión y transmisión. Así mismo, esta información será canalizada a través del Centro Nacional de Despacho y de los Centros Regionales de Despacho, según corresponda.

Los CRDs requieren la información para la supervisión y control de la operación de las redes, subestaciones y centrales de generación localizadas en uno o más Sistemas de Transmisión Regional (STR) o Sistemas de Distribución Local (SDL). También requieren la información de la porción del STN necesaria para la operación segura y confiable de la red bajo su supervisión.

El CND requiere la información para ejercer la coordinación, supervisión, control y análisis de la operación de las redes, subestaciones del Sistema de Transmisión Nacional (STN) y de las unidades generadoras despachadas centralmente.

Asimismo, el CND está encargado de la planeación y coordinación de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional (SIN), para lo cual requiere el intercambio de información oportuna y confiable con los CRDs.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.6 Num. 2)

Integración de centrales de generación y subestaciones

Cobertura del CND y de los CRDS

ARTÍCULO 7.1.4.19.3.1.1. COBERTURA DEL CND Y DE LOS CRDS. Los requisitos mencionados en el numeral anterior definen la cobertura necesaria para los sistemas SCADA del CND y de los CRDs mediante supervisión directa a través de Unidades Terminales Remotas (RTUs) instaladas en las centrales y subestaciones del SIN, y mediante el intercambio de datos usando los enlaces entre centros de despacho.

Los CRDs directamente reciben información de las RTUs instaladas en las centrales de generación y subestaciones pertenecientes a los Sistemas de Transmisión Regional o a los Sistemas de Distribución Local de los cuales coordina la operación. También, en forma indirecta, reciben del CND la información del STR que le permite operar en forma segura y confiable la red bajo su supervisión. Así mismo, en coordinación con el CND, envían comandos que permiten realizar maniobras sobre los equipos del Operador de la Red de Transmisión Regional, cuando con éste se haya convenido dicho servicio.

Los CND recibe directamente información de las RTUs instaladas en las centrales de generación y subestaciones pertenecientes a los Sistemas de Transmisión Nacional que no forman parte de la supervisión directa de otro CRD. Así mismo, envían comandos que permiten realizar maniobras sobre los equipos de la red de transmisión de ISA.

Para nuevas subestaciones del STN y centrales del SIN el CND supervisará en forma directa cuando no se tenga supervisión de un CRD o cuando el propietario del equipo lo solicite.

La supervisión directa de los sistemas SCADA tanto del CND como de los CRDs se podrá realizar por medio de Unidades Terminales Remotas (RTUs) o por Sistemas de Control Digital que permitan el control distribuido de subestaciones y centrales.

Los generadores despachados centralmente que participan en el Control Automático de Generación (AGC) reciben periódicamente los comandos de regulación de frecuencia enviados desde el CRD o desde el CND, a través de la respectiva RTU, a donde se encuentren conectados.

El CND recibe, por el enlace de intercambio de datos entre centros de despacho, la información de las subestaciones del STN y de las centrales de generación que son supervisadas directamente por los CRDs y que son necesarias para coordinación de la operación del SIN.

De igual manera, los CRDs reciben del CND, por el enlace de intercambio de datos entre centros de despacho, la información de las subestaciones del STN que le permitan mejorar la operación de las partes de la red que está bajo su coordinación y la información necesaria para participar en la regulación de frecuencia.

La información intercambiada por el enlace debe cumplir con los requisitos técnicos del CND o CRD, en cuanto a velocidad de refresco y precisión de los datos.

El intercambio de información entre el CND y los CRDs se hace a través de enlaces entre centros de despacho. Estos enlaces deben utilizar el protocolo de comunicaciones acordado entre el CND y los CRDs. Actualmente se utiliza el protocolo de intercambio de información "Intercentre Data Exchange Protocol NCC-MCC" de Asea Brown Boveri (ABB) basado en X.25.

Si el enlace entre el CND y el CRD no funciona de acuerdo con los siguientes parámetros:

Calidad del canal 1x10-6 bits en error

Disponibilidad promedio semanal mayor del 97 %

Tiempo máximo de desconexión de dos semanas

El CND podrá instalar en el sitio una RTU de su propiedad que le permita la supervisión directa de esa parte de la red.

El protocolo de comunicación usado para el intercambio de información entre el CND y los CRDs puede ser modificado en el futuro, previo acuerdo entre el CND y los CRDs, por otro protocolo que cumpla con estándares internacionales utilizados en la conexión entre centros de despacho.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.6 Num. 3.1)

ARTÍCULO 7.1.4.19.3.1.2. SUPERVISIÓN DE PLANTAS SOLARES FOTOVOLTAICAS Y EÓLICAS. Cuando es el caso de supervisión de plantas solares fotovoltaicas y eólicas, conectadas al STN y STR, se debe cumplir con:

- Contar con supervisión, la cual se podrá realizar desde el CND de manera directa por medio de unidades terminales remotas (RTU), o equivalentes, de manera indirecta utilizando los protocolos de comunicación entre centros de control vigentes al momento de la integración o utilizando protocolos de comunicación sobre la red pública de datos internet que sean soportados por el centro de supervisión y control del CND, que hayan sido avalados previamente por el CND y que garanticen los criterios de seguridad y confiabilidad requeridos para la operación del sistemas interconectado nacional.

- Los datos telemedidos de tiempo real se deben enviar al CND con una periodicidad menor o igual a 4 segundos y con las unidades y cifras decimales definidas por el CND. El agente debe asegurar la correcta sincronización de la estampa de tiempo de las señales enviadas al centro de control y supervisión del CND; el error máximo permitido no podrá exceder +/- 200 m.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.6 Num. 3.1.1) (Fuente: R CREG 060/19, art. 7) (Fuente: R CREG 060/19, ANEXO)

Propiedad, operación y mantenimiento de las RTUS

ARTÍCULO 7.1.4.19.3.2.1. PROPIEDAD, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LAS RTUS. En principio la propiedad de las RTUs deberá ser del propietario del equipo supervisado.

El propietario de equipos que utilice para su supervisión equipos previamente instalados por el CND, acordará con éste las condiciones técnicas y comerciales para su utilización.

El mantenimiento de las RTUs es responsabilidad del propietario, quien podrá contratarlo con un tercero, previa inclusión de este contrato en el acuerdo de conexión.

Cuando por decisión del CND o del CRD se modifique el protocolo de comunicación especificado para las RTUs, el CND o CRD que efectuó la modificación debe informar al propietario del equipo esta modificación. El CND o CRD deben garantizar el soporte del protocolo anterior. En caso de no soportarlo, quien efectuó la modificación debe reemplazar a su costo las RTUs de los afectados por este cambio.

El propietario de RTUs pagará los gastos a que haya lugar cuando efectúe cambios en las mismas debidos a causas no imputables al CND o CRD.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.6 Num. 3.2)

Información de centrales de generación y subestaciones

ARTÍCULO 7.1.4.19.3.3.1. Información de centrales de generación y subestaciones. En los numerales siguientes se describe la información que se requiere para la coordinación de subestaciones y centrales. El resumen de los requisitos que deben cumplir los equipos de supervisión para el CND y para los CRD esta contenido en el documento Requisitos de los Equipos para Supervisión y Control.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.6 Num. 3.3)

ARTÍCULO 7.1.4.19.3.3.2. MEDIDAS. Las medidas que se supervisan, tanto en el CND como en los CRDs son: potencia activa y reactiva de líneas, transformadores y unidades generadoras; potencia reactiva de reactores, potencia reactiva de condensadores y tensión de barras.

En los casos en que sea necesario, estas señales pasan por transductores y se llevan a módulos de entradas analógicas en las RTUs.

1o. De acuerdo con el numeral 3.3.1. del Código de Conexión, Anexo CC.6 y en adición a éste, es obligatoria la remisión de la siguiente información:

a) Potencia activa y reactiva de líneas, transformadores y unidades generadoras;

b) Potencia reactiva de reactores, potencia reactiva de condensadores y demás equipos de compensación y tensión de barras;

c) Potencia activa y reactiva de los enlaces internacionales.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.6 Num. 3.3.1) (Fuente: R CREG 083/99, art. 6)

ARTÍCULO 7.1.4.19.3.3.3. MEDIDAS E INFORMACIÓN DE PLANTAS SOLARES FOTOVOLTAICAS Y EÓLICAS. Es obligatoria la transmisión de sus datos al CND de la siguiente información cada 4 segundos o menos:

a) Valor de potencia activa y reactiva de las plantas generadoras;

b) Tensión línea - línea y corriente de fase.

c) Estado de la función de control de frecuencia.

d) Valor consigna de control de tensión.

e) Valor consigna factor de potencia.

f) Valor consigna potencia reactiva.

g) Modo del control de tensión.

h) Modo del control de frecuencia.

Es obligatoria la transmisión de sus datos al CND cada 5 minutos o menos:

i) Capacidad instantánea máxima posible (MW). Dicha información debe tener en cuenta el porcentaje de la planta disponible para generación, como el número de turbinas, arreglos de paneles solares fotovoltaicos o inversores que se encuentran en operación y/o demás información que el agente considere relevante.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.6 Num. 3.3.1.1) (Fuente: R CREG 060/19, art. 7) (Fuente: R CREG 060/19, ANEXO)

ARTÍCULO 7.1.4.19.3.3.4. ENTRADAS DIGITALES. Las entradas digitales comprenden las indicaciones utilizadas para señalizar la posición de interruptores y seccionadores, las alarmas, los estados Local-Remoto para control automático de generadores, estado de conexión a control conjunto de generadores y la indicación de posición de derivaciones de transformadores con movimiento bajo carga con su indicación de operación remota .

2o. De acuerdo con el numeral 3.3.2. del Código de Conexión, Anexo CC.6 y en adición a éste, es obligatoria la remisión de la siguiente información :

a) Entradas digitales para señalizar la posición de interruptores, seccionadores y alarmas;

b) Entradas digitales para señalizar los estados Local-Remoto para telecomandos;

c) Entradas digitales para indicar la posición de derivaciones de transformadores con movimiento bajo carga con su indicación de operación remota.

d) Entradas digitales necesarias para el control de los equipos que participan en el Control Automático de Voltaje (CAV) con su indicación de operación remota.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.6 Num. 3.3.2) (Fuente: R CREG 083/99, art. 6)

ARTÍCULO 7.1.4.19.3.3.5. INTERFAZ CONTROL AUTOMÁTICO DE GENERACIÓN (AGC). Aquellas centrales generadoras que participan del sistema AGC reciben periódicamente los comandos de regulación enviados desde el CND o desde el CRD al cual estén conectadas a través de su respectiva RTU.

En caso de que en la central exista un sistema de control conjunto de potencia, la RTU debe entregar una señal de referencia ("set-point") o pulsos de subir/bajar al controlador conjunto, el cual distribuye la potencia requerida entre los diversos generadores conectados en ese instante a dicho esquema de control.

En conexiones internacionales el CND realizará el control por desviación de intercambios y frecuencia.

3o. De acuerdo con el numeral 3.3.3. del Código de Conexión, Anexo CC.6 y en adición a éste, es obligatoria la remisión de la siguiente información:

Control Automático de Generación (AGC) sobre unidad o control conjunto:

- Indicación de conexión de la unidad al AGC;

- Indicación del estado local/remoto para AGC;

- Indicación de disponibilidad; estado de interruptores y seccionadores;

- Parámetros de la unidad o del control conjunto para la sintonía del AGC: límite superior e inferior de generación, tipo de máquina, etc;

- Señal de referencia (set-point), o pulsos de subir-bajar al controlador conjunto;

- Indicadores y medidas relacionadas con la unidad o el control conjunto.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.6 Num. 3.3.3) (Fuente: R CREG 083/99, art. 6)

ARTÍCULO 7.1.4.19.3.3.6. TELECOMANDOS (OPCIONAL). Previo acuerdo escrito entre el propietario del equipo y el CND o CRD respectivo, se podrán enviar señales de telecomando a interruptores o cambiadores de toma de transformadores.

4o. De acuerdo con el numeral 3.3.4. del Código de Conexión, Anexo CC.6 y en adición a éste, es posible la remisión de la siguiente información :

Previo acuerdo escrito entre el agente que represente el equipo ante el CND y el CND, se podrán enviar señales de telecomando a interruptores. El CND podrá enviar señales de telecomando a los cambiadores de toma de transformadores y demás equipos que participan en el Control Automático de Voltaje, CAV.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.6 Num. 3.3.4) (Fuente: R CREG 083/99, art. 6)

ARTÍCULO 7.1.4.19.3.3.7. TELECOMANDOS PARA PLANTAS SOLARES FOTOVOLTAICAS Y EÓLICAS. Para el caso de las plantas solares fotovoltaicas y eólicas, conectadas al STN y STR y de acuerdo con la periodicidad definida por el CND, deben estar en capacidad de recibir de forma local o remota consignas de potencia reactiva, tensión, factor de potencia y modo de operación (factor de potencia, tensión y potencia reactiva) y en caso de las consignas de potencia activa sólo de forma local. En todo caso, los operadores de estos equipos serán responsables de la ejecución de estas consignas. El CND realizará un seguimiento mensual del cumplimiento de estas consignas, e informará los resultados de este seguimiento a la CREG cuando esta lo solicite o cuando el CND lo estime necesario.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.6 Num. 3.3.4.1) (Fuente: R CREG 060/19, art. 7) (Fuente: R CREG 060/19, ANEXO)

ARTÍCULO 7.1.4.19.3.3.8. REGISTRO CRONOLÓGICO DE EVENTOS (SOE). De acuerdo con las características del SCADA del CND o de los sistemas utilizados por los CRDs, se debe registrar la información recibida por la RTU sobre la secuencia de eventos, es decir, todo cambio en el estado de interruptores, seccionadores y alarmas relacionadas con estos cambios (actuación de protecciones, etc.).

La información del registro de los eventos se envía desde los CRDs al CND para facilitar el análisis de fallas que debe realizarse después de cualquier operación anormal. Por cada evento que se registre se debe enviar la fecha y hora con resolución de 1 ms, la identificación de la subestación, la identificación del elemento que cambió de estado y el estado final del dispositivo.

5o. De acuerdo con el numeral 3.3.5. del Código de Conexión, Anexo CC.6 y en adición a éste, es obligatoria la remisión de la siguiente información:

a) Registro sobre la secuencia cronológica de eventos. Es decir, todo cambio en el estado de interruptores, seccionadores, alarmas y actuación de protecciones;

b) Por cada evento que se registre se debe enviar la fecha y hora con resolución de un (1) ms, la identificación del elemento que cambió de estado y el estado final del dispositivo.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.6 Num. 3.3.5) (Fuente: R CREG 083/99, art. 6)

ARTÍCULO 7.1.4.19.3.3.9. REQUERIMIENTOS DE MEDICIÓN Y REPORTE DE VARIABLES METEOROLÓGICAS PARA PLANTAS EÓLICAS Y SOLARES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS AL STN Y STR. Para el caso de las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, conectadas al STN y STR, estas deben contar con sistemas de monitoreo de las variables meteorológicas en el sitio de la planta, con capacidad de almacenamiento de estos datos y tener la capacidad de reporte al CND de los mismos. El(los) sistema(s) de medida, el almacenamiento, la resolución de las medidas y de reporte al CND, todos con sus respectivos requisitos, se deben establecer mediante Acuerdo que defina el CNO, para tal fin.

En todo caso, las medidas y el reporte al CND de las variables meteorológicas deben tener frecuencia diezminutal o de mayor frecuencia, es decir, cincominutal, dosminutal o de pocos segundos; de acuerdo con el protocolo del CNO.

Las variables meteorológicas mínimas que se deben monitorear en las plantas eólicas son las siguientes:

Variable	Unidad
Velocidad del viento	Metros por segundo [m/s]
Dirección del viento	Grados relativos al norte geográfico [grados]
Temperatura ambiente	Grados centígrados [^oC]
Humedad relativa	Porcentaje [%]
Presión atmosférica	Hectopascales [hPa]

Las variables meteorológicas mínimas que se deben monitorear en puntos de medición de plantas fotovoltaicas.

Variable	Unidad
Irradiación en el plano del panel fotovoltaico	Vatios por metro cuadrado [W/m2]
Temperatura posterior del panel fotovoltaico	Grados centígrados [^oC]
Irradiación global horizontal	Vatios por metro cuadrado [W/m2]
Temperatura ambiente	Grados centígrados [^oC]

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.6 Num. 3.3.6) (Fuente: R CREG 060/19, art. 7) (Fuente: R CREG 060/19, ANEXO)

ARTÍCULO 7.1.4.19.3.3.10. REQUERIMIENTOS DE MEDICIÓN Y REPORTE DE VARIABLES METEOROLÓGICAS PARA PLANTAS EÓLICAS Y SOLARES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS AL STN Y STR. Dentro de los sesenta (60) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, el C.N.O deberá definir mediante Acuerdo el protocolo de verificación de calidad, confiabilidad de la medición y reporte al CND de las variables meteorológicas de que trata el numeral 3.3.6 del Anexo CC.6 del Código de Conexión que hace parte del anexo general del Código de Redes.

Al siguiente día de la operación, el CND pondrá a disposición del público la información de los datos meteorológicos de las plantas de generación de qué trata el numeral 3.3.6 del Anexo CC.6 del Código de Conexión reportados por los agentes al Centro Nacional de Despacho, con los nombres de las plantas de generación. La información publicada por el CND será el promedio diario de la variable meteorológica.

PARÁGRAFO 1o. El CND deberá adoptar las medidas idóneas y necesarias para asegurar la reserva de los documentos e información que le sean suministrados por los agentes en cumplimiento de la regulación. La información relacionada con el recurso solar o eólico será publicada en las mismas condiciones previstas para las plantas de generación hidráulicas, es decir, se realizará una publicación ex-post del promedio diario.

El CND debe garantizar que la información entregada por los agentes, solo será utilizada para los fines previstos en la ley y la regulación. El uso de esta información con otros propósitos, se entenderá como incumplimiento a las mismas.

PARÁGRAFO 2o. Toda la información que reporten los agentes al CND se realizará por medio electrónico y directamente al sistema de información correspondiente. Para las plantas existentes se define un período de transición de seis (6) meses a fin de dar cumplimiento a lo anteriormente establecido.

(Fuente: R CREG 060/19, art. 23)

ARTÍCULO 7.1.4.19.3.3.11. REQUERIMIENTOS DE CALIDAD Y DISPONIBILIDAD DE LAS MEDIDAS ELÉCTRICAS PARA PLANTAS EÓLICAS Y SOLARES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS AL STN Y STR. El CND hará seguimiento a la calidad y disponibilidad de los datos telemedidos de las plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al STN y STR. En caso de detectarse errores o problemas con las señales, el agente tiene la obligación de realizar las correcciones o los ajustes que se requieran, para garantizar la confiabilidad de la información.

El CNO definirá la metodología de los criterios de calidad y confiabilidad para las medidas de las variables análogas y digitales de acuerdo a estándares internacionales. Las variables análogas son: Potencia Activa, Potencia Reactiva, Corriente y Voltaje.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.6 Num. 3.3.7) (Fuente: R CREG 060/19, art. 7) (Fuente: R CREG 060/19, ANEXO)

ARTÍCULO 7.1.4.19.3.3.12. REQUERIMIENTOS DE CALIDAD Y DISPONIBILIDAD DE LAS MEDIDAS ELÉCTRICAS PARA PLANTAS EÓLICAS Y SOLARES FOTOVOLTAICAS. Dentro de los sesenta (60) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, el C.N.O deberá definir mediante Acuerdo la metodología para el cálculo de la calidad y disponibilidad de las mediciones eléctricas de que trata el numeral 3.3.7 del Anexo CC.6 del Código de Conexión que hace parte del anexo general del Código de Redes y que se amplía en el Anexo de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 060/19, art. 24)

Libre acceso a la información

ARTÍCULO 7.1.4.19.3.4.1. LIBRE ACCESO A LA INFORMACION. Tal como lo ordena el artículo 38 de la Ley 143 de 1994, es obligación de los agentes del SIN respecto del CND, de éste con aquéllos, así como entre los diferentes agentes del Sistema Interconectado Nacional, permitir el libre acceso a la información descrita en el artículo anterior de manera inmediata. De existir restricciones tecnológicas para el acceso inmediato, éste deberá efectuarse en el mínimo tiempo posible. Estos intercambios de información no generarán cargo alguno entre las partes ni tampoco respecto a la información histórica, si la misma corresponde a los últimos veinticuatro (24) meses y se suministra en la forma en que se encuentre disponible.

(Fuente: R CREG 054/96, art. 3) (Fuente: R CREG 083/99, art. 6)

Auditorías de las mediciones

ARTÍCULO 7.1.4.19.3.5.1. El CND podrá realizar auditorías de las mediciones de las variables indicadas en el Artículo No 2 de la presente Resolución, en cualquier parte del SIN donde considere conveniente.

(Fuente: R CREG 054/96, art. 6)

Características de las unidades terminales remotas

ARTÍCULO 7.1.4.19.3.6.1. Características de las unidades terminales remotas. Las RTUs que se conecten directamente al CND o a los CRDs deben tener las características descritas en las tablas C1 a C5 del documento Requisitos de los Equipos para Supervisión y Control.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.6 Num. 3.4)

ARTÍCULO 7.1.4.19.3.6.2. CAPACIDAD Y AMPLIACIONES. Además de las características descritas en el numeral anterior, la RTU deberá tener capacidad de expansión para las señales que surjan con el crecimiento o ampliación de la subestación o central.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.6 Num. 3.4.1)

ARTÍCULO 7.1.4.19.3.6.3. DISPONIBILIDAD. La RTU debe tener una disponibilidad mayor del 98% anual y una calidad del canal de 1x10-5 bits en error. En caso de no cumplir con esta disponibilidad, el CND podrá instalar en el sitio una RTU de su propiedad que le permita la supervisión directa con este grado de disponibilidad.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.6 Num. 3.4.2)

Características de la interfaz RTU - Sistema de potencia

ARTÍCULO 7.1.4.19.4.1. CARACTERÍSTICAS DE LA INTERFAZ RTU - SISTEMA DE POTENCIA. Las RTUs que se conecten directamente al CND o a los CRDs deben hacer la interfaz con el sistema de potencia en la forma descrita en las tablas E1 a E5 del documento Requisitos de los Equipos para Supervisión y Control.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO CC.6 Num 4)

Calidad de la información transferida

ARTÍCULO 7.1.4.19.5.1. Calidad de la información transferida: Para garantizar un nivel adecuado de calidad de la información transmitida a través de los Enlaces, el CND podrá establecer acuerdos con los demás agentes del SIN para el mantenimiento preventivo y correctivo de los equipos y programas de los Enlaces que sean responsabilidad de estos últimos.

(Fuente: R CREG 002/97, art. 2) (Fuente: R CREG 083/99, art. 7)

CAPÍTULO 20

Guías para elaboración y presentación de planos del sitio de conexión (Anexo cc.7)

Introducción

ARTÍCULO 7.1.4.20.1.1. INTRODUCCIÓN. Este anexo presenta las guías sobre la elaboración y presentación de planos, manuales, información sobre pruebas y memorias de cálculo.

Toda la documentación relacionada con el proyecto debe utilizar el sistema internacional de unidades, tal como se estipula en la Publicación IEC 164 ''Recommendations in the field of quantities and units used in electricity''.

En caso de que se presente ambigüedad en la terminología técnica relacionada con el proyecto, prevalecerá la definición que se estipule en la publicación ''IEC multilingual dictionary of electricity'' y en las recomendaciones de la CCITT en los aspectos de comunicaciones.

Los planos se deben elaborar siguiendo las pautas estipuladas en la Publicación ''ISO Standards Handbook 12" y se deben utilizar formatos de la serie ISO-A.

Además de la copia en papel se debe presentar una copia de los planos en medio magnético, en lenguaje y versión que sea aplicable y razonable de disponer en el mercado en el momento de efectuarse el Contrato de Conexión.

La lista de documentos debe incluir como mínimo información sobre los planos, manuales y pruebas, con el contenido que se indica en los siguientes numerales:

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.7 Num. 1)

Planos

Introducción

ARTÍCULO 7.1.4.20.2.1.1. Introducción. Deberá existir un listado general de planos.

Su elaboración se debe realizar de acuerdo con lo estipulado en la última edición de las siguientes normas:

Publicación IEC 27: Letter symbols to be used in electrical technology.

Publicación IEC 113: Diagrams, charts, tables.

Publicación IEC 391: Marking of insulated conductors.

Publicación IEC 416: General principles for the creation of graphical symbols for use on equipment.

Publicación IEC 417: Graphical symbols for use on equipment. Index, survey and compilation of the single sheets.

Publicación IEC 617: Graphical symbols for diagrams.

Publicación IEC 750: Item designation in electrotechnology.

ISO Standards handbook 12.

En la introducción de la documentación se deben incluir la simbología, la nomenclatura, la Información genérica en los planos y las guías para la elaboración e interpretación de diagramas de circuito.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.7 Num. 2)

Planos de equipos de alta tensión

ARTÍCULO 7.1.4.20.2.2.1. Planos de equipos de alta tensión. Los planos o catálogos de cada tipo de equipo deben mostrar al menos la siguiente información:

Dimensiones y masas

Material de los componentes y su ubicación

Máximas fuerzas admisibles sobre los bornes.

Detalles de los bornes de alta tensión y de puesta a tierra.

Detalle de las cajas terminales.

Parámetros eléctricos.

Línea de fuga

Distancia de arco.

Detalle para fijación a la estructura soporte.

Volumen de aceite o SF6.

Dimensiones máximas y mínimas de la porcelana.

Centro de gravedad.

Centro del área proyectada.

Area proyectada.

Detalles de pernos, tuercas y arandelas para fijación a la estructura soporte.

Frecuencia natural.

Amortiguamiento.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.7 Num. 2.1)

Planos de plantas y cortes

ARTÍCULO 7.1.4.20.2.3.1. Planos de plantas y cortes. Los planos de plantas y cortes deben incluir al menos la siguiente información:

Forma de la conexión entre equipos y barrajes.

Verificación de distancias eléctricas.

Localización de cajas terminales y gabinetes de agrupamiento.

Ubicación e identificación de equipos de alta tensión, conectores de alta tensión y de puesta a tierra, conductor, cable de guarda y barraje tubular.

Localización de vías con las distancias de seguridad para circulación.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.7 Num. 2.2)

Planos de obra civil

ARTÍCULO 7.1.4.20.2.4.1. Planos de obra civil. Los planos de obra civil deben incluir al menos la siguiente información:

Plano de localización.

Plano de urbanización del lote.

Plano de adecuación.

Planos de planta y corte de las edificaciones principales y del patio de conexiones.

Planos arquitectónicos.

Planos de instalación hidráulica, sanitaria, eléctrica, aire acondicionado, etc.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.7 Num. 2.3)

Planos eléctricos

ARTÍCULO 7.1.4.20.2.5.1. DIAGRAMAS DE PRINCIPIO. Diagrama unifilar.

Diagrama de protección, incluida la lógica de disparo.

Diagramas esquemáticos de control y protección.

Diagrama de medición.

Diagrama de flujo de secuencias de maniobra.

Diagrama lógico de enclavamientos.

Diagrama unifilar del sistema de registro de fallas.

Diagrama unifilar del sistema de comunicaciones.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.7 Num. 2.4.1)

ARTÍCULO 7.1.4.20.2.5.2. DIAGRAMAS DE CIRCUITO (ESQUEMÁTICOS). Los diagramas de circuito deben tener todos los diagramas de secuencias y diagramas secuenciales en el tiempo que sean necesarios para clarificar la operación del sistema y deben mostrar todos los terminales de reserva, contactos de relé, etc.

Los diagramas de circuito deben elaborarse con las siguientes características:

Sistema de referencia de red, usando referencias con números de hoja y designación de fila (Ver cláusula 5.1.1 de la publicación IEC 113-4).

Representación del circuito desensamblado (Ver cláusula 5-2-3. de la Publicación IEC 113.4).

Diagramas insertados para las partes referenciadas (Ver cláusula 5-4-1 de la Publicación IEC 113.4).

Identificación de ítem de acuerdo con el método 1 y usando la designación funcional (Ver cláusulas 5.1 y 5.1.2 de la Publicación IEC 750, respectivamente).

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.7 Num. 2.4.2)

ARTÍCULO 7.1.4.20.2.5.3. DIAGRAMAS DE DISPOSICIÓN FÍSICA DE ELEMENTOS. Los diagramas de localización deben contener información detallada sobre la localización de componentes del equipo, por ejemplo borneras, unidades enchufables, subconjuntos, módulos, etc. y deben mostrar la designación del ítem que se usa en los diagramas y tablas donde son utilizados.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.7 Num. 2.4.3)

ARTÍCULO 7.1.4.20.2.5.4. TABLAS DE CABLEADO. Las tablas de cableado deben ser elaboradas de acuerdo con la Publicación IEC 391 y deben incluir lo siguiente:

Tabla de alambrado interno: Esta tabla debe mostrar todas las conexiones dentro de una unidad de una instalación.

Tabla de cableado externo: Esta tabla debe representar todas las conexiones entre las diferentes unidades de una instalación.

Tabla de borneras: Esta tabla debe mostrar todas las borneras y bornes (con su disposición física) y los conductores internos y externos conectados a aquellos.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.7 Num. 2.4.4)

ARTÍCULO 7.1.4.20.2.5.5. LISTA DE CABLES. En esta lista se consignará por cada cable, el calibre tipo, sus puntos de conexión, longitud.

Las tablas de cableado deben usar marcación dependiente del extremo local (Ver cláusula 5-1-2 Publicación IEC 391).

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.7 Num. 2.4.5)

Planos de estructuras

ARTÍCULO 7.1.4.20.2.6.1. Planos de estructuras. Los planos de estructuras deben incluir al menos la siguiente información:

Lista de planos.

Planos de las plantillas para colocación de los pernos de anclaje.

Planos de planta y corte.

Arboles de carga.

Planos de detalle de cada tipo de estructura.

Peso en kilogramos y relación de la tornillería utilizada.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.7 Num. 2.5)

Planos de servicios auxiliares y de enfermería

ARTÍCULO 7.1.4.20.2.7.1. Planos de servicios auxiliares y de enfermería. Los planos de servicios auxiliares y de emergencia deben incluir al menos la siguiente información:

Diagrama unifilar.

Planos de disposición.

Planos esquemáticos.

Planos de cableado.

Planos de disposición física de equipos en los tableros.

Lista de materiales y equipo con sus características técnicas.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.7 Num. 2.6)

Manuales

ARTÍCULO 7.1.4.20.3.1. Manuales. Los manuales se deben elaborar en castellano y deben utilizar el léxico de la Publicación "IEC multilingual dictionary of electricity", y en conformidad con la última edición de las siguientes normas:

Publicación IEC 278:Documentation to be supplied with electronic measuring apparatus.

Publicación IEC 694: Common clauses for high-voltaje switchgear and controlgear standards.

Publicación IEC 848: Preparation of function charts for control systems.

Publicación IEC 1082: Preparation of documents used in electrotechnology.

IEC SC 3B (Sec.) 51: Documentation of power and central systems for plants.

ANSI/IEEE C37.1: IEEE Standard definition, specification, and analysis of systems used for supervisory control, data adquisition, and automatic control.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.7 Num. 3)

ARTÍCULO 7.1.4.20.3.2. MANUALES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO. Los manuales de operación y mantenimiento deben contener al menos la siguiente información:

ú Guía de Operación: En esta parte se debe indicar cómo es la operación de la subestación, describiendo sucintamente las pautas de diseño y las acciones remediales cuando se presenten eventos anormales y alarmas.

Información sobre los sistemas de protección y control: Se debe dar una información sucinta de los sistemas de protección y control, incluyendo al menos la siguiente información:

- Diagrama unifilar, diagrama de protección, diagrama de medición y diagrama del sistema de registro de fallas.

- Para los sistemas de control convencional se deben incluir los diagramas de flujo de secuencia de maniobras y diagramas lógicos de enclavamientos.

- Para los sistemas de control basados en tecnología digital o numérica se deben incluir los diagramas de flujo de secuencia de maniobras y diagramas lógicos de enclavamientos. Adicionalmente, se debe incluir el diagrama funcional preparado de acuerdo con la Publicación IEC 848.

Información sobre los sistemas de comunicaciones.

Características técnicas garantizadas.

Información sobre los equipos de alta tensión:

- Información general sobre las características y particularidades del equipo.

- Instrucciones de operación.

- Instrucciones de mantenimiento y reparación.

- Planos e información que se estipula en la sección 3.2.

- Información sobre las medidas de mantenimiento a observar.

- Resultado de las pruebas en fábrica de los equipos.

Información sobre los sistemas de protección, control y comunicaciones:

- Información general sobre las características y particularidades del equipo.

- Instrucciones de operación.

- Instrucción de mantenimiento y reparación.

- Información estipulada en la Publicación IEC-278, incluyendo:

Manual de instrucciones, con todos los suplementos especificados en la cláusula 5 literal o.

Lista de empaque de los repuestos.

Bitácora para mantenimiento.

- Diagramas de circuitos impresos.

- Lista de componentes y sus reemplazos.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.7 Num. 3.1)

ARTÍCULO 7.1.4.20.3.3. MANUALES DE MONTAJE. Los manuales de montaje deben contener al menos la siguiente información:

Guías generales para el montaje.

Instrucciones para transporte, almacenamiento y montaje de los equipos de alta tensión, protección, control, y comunicaciones. Dichas instrucciones deben seguir los delineamientos de las cláusulas 10-2 y 10-3 de la Publicación IEC 694.

Formato para cada equipo en el cual se consignen los resultado de las pruebas en sitio.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.7 Num. 3.2)

ARTÍCULO 7.1.4.20.3.4. MANUALES DE PLANOS ELÉCTRICOS. Los manuales de planos eléctricos deben contener al menos la siguiente información:

Lista de planos.

Diagramas de circuito.

Diagramas de localización.

Tablas de cableado.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.7 Num. 3.3)

Pruebas

ARTÍCULO 7.1.4.20.4.1. PRUEBAS TIPO. Se deben entregar copias de los reportes de pruebas tipo que satisfagan lo estipulado para cada equipo en particular. Para efectos prácticos, las pruebas que de acuerdo con IEC se denominan "Pruebas Tipo" en el IEEE se denominan ""Pruebas de Diseño"", por lo tanto ambas terminologías son equivalentes.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.7 Num. 4.1)

ARTÍCULO 7.1.4.20.4.2. PRUEBAS DE RUTINA Y ACEPTACIÓN. Los equipos se deben ensamblar completamente para someterse a las pruebas de rutina y aceptación, las cuales se deben realizar de acuerdo con las normas que las rigen.

Sólo se aceptarán equipos que cumplan satisfactoriamente las pruebas de rutina y aceptación.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.7 Num. 4.2)

ARTÍCULO 7.1.4.20.4.3. PRUEBAS DE CAMPO Y PUESTA EN SERVICIO. Las pruebas de campo las ejecutará el TRANSPORTADOR en conjunto con el Usuario y el supervisor del fabricante de los equipos. El supervisor debe proponer los formatos para el registro de la prueba de los equipos. El Usuario debe elaborar el protocolo de las pruebas y verificaciones para la puesta en servicio.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.7 Num. 4.3)

ARTÍCULO 7.1.4.20.4.4. PLAN DE PRUEBAS. El plan de pruebas debe incluir al menos, la siguiente información:

Equipo a probar.

Fecha prevista para la ejecución de las pruebas.

Normas que rigen la prueba.

Pruebas a realizar.

Tipo de prueba: rutina, aceptación o prueba de acuerdo con la práctica del fabricante.

Procedimientos, incluyendo formato del fabricante para el registro de la prueba.

Equipos e instrumentos de prueba y criterios de calibración.

Criterios de aceptación de las pruebas.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.7 Num. 4.4)

Memorias de cálculo

ARTÍCULO 7.1.4.20.5.1. Memorias de cálculo. Verificación de las solicitudes sísmicas de los equipos de alta tensión y tableros.

Cargas ejercidas por los equipos de alta tensión sobre la estructura soporte, debidas a:

- Cargas de sismo.

- Cargas de corto circuito calculadas en conformidad con la guía CIGRE WG2/SC23 1987 "The mechanical effects of short-circuit currents in oper air subestations".

- Cargas de viento.

Ajustes de los relés de protección, registradores de fallas y localizadores de fallas, de acuerdo con los criterios y estudios del sistema que el Transportador suministre. Se debe incluir el cálculo de la carga real en los circuitos secundarios de tensión y de corriente incluyendo el consumo del cable.

Cálculos del sistema de comunicaciones.

Cálculo de las tensiones de tendido de las derivaciones y barras, teniendo en cuenta los siguientes parámetros:

- La tracción permanente (every day stress) objetivo es de 10 N/mm2.

- Las tensiones de tendido deben darse desde +10oC a +40oC en pasos de +5oC.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.7 Num. 5)

Código de Operación (Anexo general)

Introducción

ARTÍCULO 7.1.5.1.1. Introducción. El Código de Operación contiene los criterios, procedimientos y requisitos de información necesarios para realizar el planeamiento, el despacho económico, la coordinación, la supervisión y el control de la operación integrada del Sistema Interconectado Nacional (SIN), procurando atender la demanda en forma confiable, segura y con calidad de servicio, utilizando los recursos disponibles de la manera mas conveniente y económica para el país.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 1)

ARTÍCULO 7.1.5.1.2. OBJETIVOS. Establecer los criterios, procedimientos y requisitos de información necesarios para realizar el Planeamiento Operativo, el Despacho Económico, la coordinación, la supervisión y el control de la operación de los recursos del SIN.

Definir los procedimientos para el intercambio de información entre las empresas que participan en la operación del SIN, los CRDs y el CND, destinadas a dar soporte las tareas definidas anteriormente.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 1.1)

ARTÍCULO 7.1.5.1.3. CUBRIMIENTO. El Código de Operación es de obligatorio cumplimiento para todas las empresas que generen, importen, transporten o comercialicen electricidad, así como las empresas que presten el servicio de centros de control. La generación incluye: generadoras, plantas menores, cogeneradores y autoproductores. El transporte incluye: Sistema de Transmisión Nacional (STN), Sistemas de Transmisión Regional (STRïs), Sistemas de Distribución Local (SDLïs) e Interconexiones Internacionales. La comercialización incluye: cubrimiento de demanda doméstica y cubrimiento de demanda internacional. Los centros de control incluyen: CND, CRDïs, CLDïs y CCGïs.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 1.2) (Fuente: R CREG 112/98, art. 14)

ARTÍCULO 7.1.5.1.4. Para efectos de interpretar y/o aplicar la regulación vigente, se entienden como términos equivalentes "Centro Regional de Despacho (CRD)" y "Centro Regional de Control (CRC)".

(Fuente: R CREG 083/99, art. 1)

Planeamiento operativo

Introducción

ARTÍCULO 7.1.5.2.1.1. Introducción. El planeamiento operativo se fundamenta en el siguiente principio:

- La planeación de la operación de los recursos disponibles de generación y transmisión debe hacerse en forma integrada, con el objetivo de minimizar los costos de operación del sistema, y procurando atender la demanda con los niveles de seguridad, confiabilidad y calidad de servicio definidos en este código.

- Para realizar el Planeamiento Operativo se efectúa una descomposición funcional y temporal. La descomposición funcional considera el Planeamiento Operativo Energético y el Planeamiento Operativo Eléctrico. La descomposición temporal establece un Largo Plazo de 5 años, un Mediano Plazo de 5 semanas, un Despacho Económico de 24 horas y un Redespacho de una hora.

El Planeamiento Operativo Energético de largo y mediano plazo tienen carácter indicativo, mientras el Planeamiento Operativo Eléctrico, el Despacho económico y el Redespacho tienen carácter obligatorio.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2)

Planeamiento operativo energético

Introducción

ARTÍCULO 7.1.5.2.2.1.1. Introducción. Consiste en la planeación de la operación de los recursos energéticos hidráulicos, térmicos, solares fotovoltaicos y eólicos para la producción de energía eléctrica.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.1) (Fuente: R CREG 060/19, art. 8)

Planeamiento operativo indicativo de largo plazo

ARTÍCULO 7.1.5.2.2.2.1. Planeamiento operativo indicativo de largo plazo. En este proceso se calculan los costos incrementales para los embalses con períodos de regulación mayor que mensual, el programa coordinado de mantenimientos preventivos y los índices de la evolución esperada de la operación en el horizonte de largo plazo.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.1.1)

ARTÍCULO 7.1.5.2.2.2.2. INFORMACIÓN BÁSICA. Demanda :

Se utilizan pronósticos mensuales de energía y potencia, en forma de curvas de duración, para un horizonte de 6 años, producidos por la UPME y analizados conjuntamente con las empresas involucradas y actualizados el 10 de marzo, el 30 de julio y el 30 de noviembre. El CND utilizara sus pronósticos en caso de no estar disponibles los de la UPME en las fechas antes indicadas.

Las empresas distribuidoras deben suministrar al CND, dentro de los diez (10) primeros días de cada mes, la información de demanda mensual de energía y potencia histórica requerida para efectuar los pronósticos de demanda.

Pérdidas :

Se utilizan pronósticos mensuales de perdidas de energía y potencia, para un horizonte de 6 años, producidos por la UPME y actualizados el 10 de marzo, el 30 de julio y el 30 de noviembre. El CND utilizará sus pronósticos en caso de no estar disponibles los de la UPME en las fechas antes indicadas.

Las pérdidas así obtenidas se adicionan a las demandas mensuales de energía y potencia.

Hidrologías :

Las empresas con generación hidráulica suministran, dentro de los diez (10) primeros días del mes, al CND la información necesaria para actualizar las series históricas mensuales de caudales, irrigación, consumos de acueductos, aportes, bombeos y evaporación.

Se utilizan las series sintéticas de caudales mensuales, condicionadas al último valor histórico, para un horizonte de seis (6) años y actualizados mensualmente.

Los parámetros de las series históricas de caudales mensuales están representados por medias, desviaciones y correlaciones para modelos lognormal y normal, actualizados anualmente por el CND. Adicionalmente, se tendrán en cuenta las tendencias de los parámetros que las afectan, entre otras las variables climáticas.

Niveles mínimos operativos :

El Nivel Mínimo Operativo Inferior se calcula mediante un proceso de simulación que considera los siguientes supuestos :

- información operativa vigente

- hidrología de diferentes probabilidades de ser superada para cada mes

- disponibilidad esperada de las plantas térmicas igual a la que se considere para el Planeamiento Operativo de Largo Plazo

- volumen inicial de los embalses igual a su mínimo físico

- fecha inicial de la simulación el 1 de mayo

Usando en forma iterativa el proceso de simulación, se determina cual es la menor hidrología, con la misma probabilidad de ser superada para todos los ríos, con la cual el sistema no presenta racionamientos ni atrapamientos de agua en los embalses durante todo un año.

Con esta simulación se determina la cantidad de energía que resulta almacenada al comienzo del período de verano. Esta energía se distribuye entre los embalses con capacidad de regulación mayor que diaria (sin incluir los siguientes embalses con prioridad de utilización diferente de la energética: Sisga, Tominé, Neusa, Chuza, Urrá y Salvajina) en proporción al nivel físico máximo afectado por la capacidad de las plantas asociadas, volúmenes de espera, volúmenes mínimos y demás restricciones que afecten las descargas.

Para calcular el Nivel Mínimo Operativo Superior se calculan las reservas adicionales a las del Nivel Mínimo Operativo Inferior, que permitan proteger al sistema contra una contingencia hidrológica definida por la CREG, utilizando los mismos supuestos de información y sin permitir atrapamientos de agua en los embalses. Las reservas obtenidas se distribuyen entre los embalses en proporción al nivel físico máximo teniendo en cuenta las restricciones antes mencionadas además de las reservas representadas por el Nivel Mínimo Operativo Inferior. Las reservas obtenidas como la suma del Nivel Mínimo Operativo Inferior y de las reservas para contingencias corresponden al Nivel Mínimo Operativo Superior.

Para su uso, se definen los costos de los embalses, entre ambos niveles, creciendo linealmente entre el costo de la térmica más costosa y el costo de racionamiento más bajo. Por debajo del Nivel Mínimo Operativo Inferior se definen costos superiores al del primer segmento de racionamiento.

Los Niveles Mínimos Operativos son calculados por el CND estacionalmente o cuando las condiciones del sistema interconectado así lo ameriten.

Los valores de niveles mínimos operativos se presentan en el Documento de Parámetros Técnicos del SIN.

Indices de indisponibilidad:

Los índices de indisponibilidad histórica (IH) e indisponibilidad de Corto Plazo (ICP) de las unidades generadoras son actualizados estacionalmente por el CND con base en la información obtenida del despacho horario, y de acuerdo con la formulación presentada en el Anexo CO-1. Para el planeamiento operativo se podrán utilizar supuestos diferentes de indisponibilidad cuando el CNO lo considere necesario.

Costos de combustible y transporte:

Son los costos estimados para los combustibles y su transporte utilizados por las unidades térmicas. Estos costos serán suministrados por las empresas propietarias de los equipos teniendo en cuenta los contratos de suministro de combustibles que tengan establecidos.

Costos de administración, operación y mantenimiento:

Son los costos índices de administración, operación y mantenimiento para las unidades térmicas, utilizados en el planeamiento de la expansión del STN.

Mantenimientos y/o Desconexiones de los Equipos del SIN:

Se consideran cada uno de los mantenimientos y/o desconexiones requeridos por los equipos del STN, las unidades generadores y, en general, de los equipos del SIN que sean considerados de Consignación Nacional.

Para los equipos de generación, el programa de mantenimientos para los siguientes veinticuatro (24) meses será aquel que se encuentre consignado en el sistema de información descrito en el numeral 2.1.1.3.

Para equipos del STN, las Interconexiones Internacionales de Nivel IV o superior, los Activos de Conexión al STN y los equipos de los STR y/o SDL que sean considerados como Consignación Nacional, el programa de mantenimientos para los siguientes veinticuatro (24) meses será aquel que se encuentre consignado en el sistema de información descrito en el numeral 2.1.1.4.

Fecha de entrada y retiro de elementos:

Las fechas de entrada y retiro de operación de elementos del sistema son actualizados por el CND previa notificación oficial de la empresa propietaria del elemento.

Restricciones eléctricas:

De acuerdo con los resultados del Planeamiento Eléctrico, se incluyen las generaciones mínimas por seguridad de las plantas térmicas e hidráulicas.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.1.1.1) (Fuente: R CREG 065/00, art. 2) (Fuente: R CREG 066/99, art. 1)

ARTÍCULO 7.1.5.2.2.2.3. OPTIMIZACIÓN Y SIMULACIÓN. Optimización a largo plazo:

Se calculan los desembalsamientos mensuales que cumplan con el criterio de minimizar el valor esperado del valor presente de los costos de operación de los recursos de generación del SIN considerados en forma integrada, adicionando los costos de racionamiento. Para esto se usan metodologías de programación matemática. Para las unidades de generación se utilizan los índices de corto plazo (ICP) y el programa de mantenimientos reportados para los primeros doce (12) meses y los índices IH durante el resto del horizonte. Si algunas empresas han reportado mantenimientos para un horizonte de hasta veinticuatro (24) meses, de acuerdo con el numeral 2.1.1.1, estos podrán ser considerados en los análisis energéticos en conjunto con los índices de indisponibilidad respectivos.

Como información de salida de estas metodologías se obtienen los desembalsamientos o costos incrementales a nivel mensual para cada uno de los embalses con período de regulación mayor que mensual.

La frecuencia de utilización de este programa es mensual, el horizonte cinco (5) años y el período de resolución un (1) mes.

Simulación a largo plazo:

Por medio del programa de simulación y a partir de los costos y desembalsamientos obtenidos por los programas de optimización a Largo Plazo se simula la operación de los recursos del sistema para obtener índices de confiabilidad y evolución esperada de la operación a nivel mensual.

La frecuencia de utilización de este programa es mensual, el horizonte cinco (5) años y el período de resolución un (1) mes.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.1.1.2) (Fuente: R CREG 065/00, art. 3)

ARTÍCULO 7.1.5.2.2.2.4. COORDINACIÓN DE MANTENIMIENTOS Y/O DESCONEXIONES DE EQUIPOS DE GENERACIÓN. Las empresas propietarias u operadoras de unidades o plantas generadoras despachadas centralmente o propietarias u operadoras de plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al STN y STR, ingresarán su programa de mantenimientos y/o desconexiones mediante un sistema de información desarrollado por el CND, con el propósito de garantizar la reserva de potencia necesaria para la operación confiable y segura del SIN, de acuerdo con los criterios y parámetros técnicos definidos en este Código de Redes y en los acuerdos del C.N.O.

Es obligatorio para todas las empresas antes mencionadas, la consignación de su programa de mantenimiento y/o desconexiones en este sistema de información.

En cualquier momento las empresas podrán ingresar al sistema de información para consignar y/o modificar, de ser posible, la programación de los mantenimientos de sus unidades generadoras. El horizonte es de veinticuatro (24) meses contados a partir de la fecha de ingreso al sistema de información, para los primeros doce (12) meses es obligatorio el reporte del programa de mantenimiento por parte de las empresas, para el resto del horizonte, doce (12) meses, dicho reporte será opcional.

El CND verificará si con los programas de mantenimiento consignados en el sistema de información se preserva o no la seguridad y confiabilidad del SIN, para lo cual utilizará los modelos de Planeamiento Operativo Energético y Eléctrico, además de considerar los mantenimientos reportados para los equipos de transporte del SIN que se consideren Consignación Nacional.

La programación de los mantenimientos y/o desconexiones de la semana en ejecución y de la siguiente deberá cumplir adicionalmente lo establecido en el numeral 5.5.2 de este Código de Operación.

Si el CND establece que con los programas de mantenimiento reportados no se preservan los márgenes de seguridad y confiabilidad del SIN, el CND informará sobre la ocurrencia de tal circunstancia a los agentes, con el fin de que estos nuevamente programen sus mantenimientos. Si pese a esto, no se logran reestablecer los márgenes de seguridad y confiabilidad del SIN, el CND les informará a los propietarios u operadores respectivos, quienes tendrán cinco (5) días para acordar la modificación de los mantenimientos; para la semana en ejecución y la siguiente el plazo será el que defina el CND, de acuerdo con lo establecido en el Numeral 5.5.2. Si no llegasen a un acuerdo, el CND establecerá el programa de mantenimientos. Para efectuar estas modificaciones el CND respetará, en lo posible, (dependiendo de los resultados del análisis eléctrico) el orden cronológico, desplazando primero aquellos mantenimientos que fueron reportados más recientemente. Igual mecanismo se aplicará para los casos en que cambien los supuestos de demanda o los parámetros y criterios definidos en el sistema de información.

El CND presentará periódicamente ante el CNO los indicadores sobre la gestión de mantenimientos por parte de los agentes generadores. Estos indicadores serán los que apruebe el CNO y deberán ser reportados por el sistema de información.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.1.1.3) (Fuente: R CREG 060/19, art. 9) (Fuente: R CREG 065/00, art. 4)

ARTÍCULO 7.1.5.2.2.2.5. COORDINACIÓN DE MANTENIMIENTOS Y/O DESCONEXIONES DE EQUIPOS DE TRANSPORTE Y ACTIVOS DE CONEXIÓN DEL SIN. Los propietarios u operadores de los equipos del STN, las Interconexiones Internacionales de Nivel IV o superior, los Activos de Conexión al STN y los equipos de los STR y/o SDL que sean considerados como Consignación Nacional, ingresarán su programa de mantenimientos y/o desconexiones mediante un sistema de información desarrollado por el CND, con el propósito de garantizar la operación confiable y segura del SIN, de acuerdo con los criterios y parámetros técnicos definidos en este Código de Redes y en los acuerdos del CNO.

Es obligatorio para todas las empresas responsables de los activos antes mencionados, la consignación de su programa de mantenimiento y/o desconexiones en este sistema de información. Para efectos operativos, el primer programa de mantenimientos y/o desconexiones debe estar consignado en el sistema de información descrito en el numeral 2.1.1.4" a más tardar el día en que entre a regir la presente resolución.

En cualquier momento las empresas podrán ingresar al sistema de información para consignar y/o modificar, de ser posible, la programación de los mantenimientos de sus equipos de transporte. El horizonte es de veinticuatro (24) meses contados a partir de la fecha de ingreso al sistema de información, para los primeros seis (6) meses es obligatorio el reporte del programa de mantenimiento por parte de las empresas, para el resto del horizonte dieciocho (18) meses, dicho reporte será opcional.

La programación de los mantenimientos y/o desconexiones de la semana en ejecución y de la siguiente deberá cumplir adicionalmente lo establecido en el numeral 5.5.2 de este Código de Operación.

Si el CND establece que con los programas de mantenimiento reportados no se preservan los márgenes de seguridad y confiabilidad del SIN, el CND informará sobre la ocurrencia de tal circunstancia a los agentes, con el fin de que estos reprogramen sus mantenimientos. Si pese a esto, no se logran reestablecer los márgenes de seguridad y confiabilidad del SIN, el CND les informará a los propietarios u operadores respectivos, quienes tendrán cinco (5) días para acordar la modificación de los mantenimientos; para la semana en ejecución y la siguiente el plazo será el que defina el CND, de acuerdo con lo establecido en el Numeral 5.5.2. Si no llegasen a un acuerdo, el CND establecerá el programa de mantenimientos. Para efectuar estas modificaciones el CND respetará, en lo posible, el orden cronológico, desplazando primero aquellos mantenimientos que fueron reportados más recientemente. Igual mecanismo se aplicará para los casos en que cambien los supuestos de demanda o los parámetros y criterios definidos en el sistema de información.

El CND presentará periódicamente ante el CNO los indicadores sobre la gestión de mantenimientos por parte de los propietarios u operadores de los activos de transporte a que se refiere la presente norma. Estos indicadores serán los que apruebe el CNO y deberán ser reportados por el sistema de información.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.1.1.4) (Fuente: R CREG 065/00, art. 6)

ARTÍCULO 7.1.5.2.2.2.6. INFORME DE RESULTADOS. <Renumerado. Antes 2.1.1.4>

El CND pondrá a disposición de las empresas, antes del 15 de cada mes el programa coordinado de mantenimientos y el Plan Indicativo de Largo Plazo que contiene:

- Evolución esperada de embalses.

- Generación esperada de plantas.

- Indices de confiabilidad.

- Estimativo de Costos incrementales de las plantas hidráulicas.

- Costos marginales del sistema.

- Tablas de costos futuros de los embalses de largo plazo.

- Análisis de sensibilidad para diferentes escenarios.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.1.1.5) (Fuente: R CREG 065/00, art. 5)

Planeamiento operativo indicativo de mediano plazo

ARTÍCULO 7.1.5.2.2.3.1. Planeamiento operativo indicativo de mediano plazo. En este proceso se calculan los costos incrementales para los embalses con períodos de regulación mayor que diario y los índices de la evolución esperada de la operación en el horizonte de mediano plazo.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.1.2)

ARTÍCULO 7.1.5.2.2.3.2. INFORMACIÓN BÁSICA. Demanda:

Para el Mediano Plazo se utiliza una combinación de las predicciones diarias utilizadas para el Despacho Económico horario y las proyecciones mensuales de Largo Plazo, de la siguiente manera:

Para la primer semana se toman las predicciones utilizadas en el Despacho Económico horario.

Para las 4 semanas restantes, se considera la demanda mensual del mes correspondiente utilizadas en el Largo Plazo, calculando las demandas diarias promedio y agregando para obtener demandas semanales de energía, que son luego utilizadas para construir la curva de duración de demanda semanal.

Pérdidas:

Para el Mediano Plazo se toman las pérdidas mensuales estimadas de energía del STN para el Largo Plazo y se distribuyen a nivel diario en proporción a la demanda de energía diaria del sistema.

Hidrología :

Para la primera semana, se utilizan pronósticos basados en la información real de la última semana.

Para las siguientes cuatro (4) semanas se utilizan los pronósticos mensuales de caudales calculados a partir de: análisis de la información disponible, análisis general de comportamiento climático, la confrontación entre el pronóstico y la información histórica para el último mes, análisis individual de las cuencas, la consistencia de los pronósticos por áreas geográficas y los resultados de los modelos de pronóstico para períodos mensuales o menor que mensual.

Niveles mínimos operativos:

En el Mediano Plazo además se utilizan las dos curvas mensuales de niveles mínimos operativos para cada embalse.

Enlace largo Plazo - mediano Plazo:

Para la transferencia de costos del agua de los embalses desde el Largo Plazo al Mediano Plazo, se toman las tablas de costos totales resultantes de la optimización para cada embalse y para cada mes y se modifican entre el valor del mínimo operativo superior y mínimo operativo inferior, de tal forma que el costo sea el resultante de la interpolación entre el costo máximo térmico y el costo incremental operativo de racionamiento de energía (CRO1).

El costo terminal de embalses para la fecha del fin del horizonte del Mediano Plazo, se obtiene de interpolar los costos de agua para la hidrología de referencia pronosticada, entre los meses correspondientes a la fecha terminal. Para aquellos embalses que no son representados en el Largo Plazo, se derivan sus costos de otro embalse, perteneciente a la misma cuenca o a la misma región, aplicando un factor de escalación que refleje las diferencias en capacidad de regulación y el factor de conversión de las plantas asociadas. En el documento Parámetros Técnicos del SIN se incluyen los factores de escalación.

Mantenimiento y/o Desconexión de Generadores, Equipos de Transporte yconexión del SIN

Para los equipos de generación, de transporte y conexión del SIN que sean considerados de consignación nacional, el programa de mantenimientos será aquel que se encuentre consignado en el sistema de información descrito en los numerales 2.1.1.3 y 2.1.1.4.

Disponibilidad:

Para modelar la disponibilidad de las unidades de generación durante la primera semana del horizonte del Mediano Plazo se considera la reserva rodante estimada del Despacho Económico del día anterior, la capacidad efectiva y los mantenimientos programados. Durante el resto del horizonte se considera capacidad efectiva, mantenimientos programados e índices de indisponibilidad de Corto Plazo de Energía (ICPE).

Restricciones eléctricas:

De acuerdo con los resultados del Planeamiento Operativo Eléctrico, se incluyen las generaciones mínimas por seguridad de las plantas térmicas e hidráulicas y los límites de intercambio de las áreas operativas considerando los mantenimientos en la red de transmisión.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.1.2.1) (Fuente: R CREG 065/00, art. 7)

ARTÍCULO 7.1.5.2.2.3.3. DESPACHO HIDROTÉRMICO A MEDIANO PLAZO. Se utiliza el programa de optimización a Mediano Plazo basado en metodologías de programación lineal para determinar los desembalsamientos y costos incrementales de los embalses con períodos de regulación mayor que un día y las políticas de operación de las unidades térmicas que cumplan con el criterio de minimizar el valor presente de los costos operativos.

La frecuencia de utilización de este programa es dos veces a la semana con horizonte de cinco (5) semanas, períodos de resolución diario durante los primeros siete (7) días con seis (6) subperíodos, y semanal durante las siguientes cuatro (4) semanas.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.1.2.2)

ARTÍCULO 7.1.5.2.2.3.4. INFORME DE RESULTADOS. El CND genera los días miércoles y viernes el informe que constituyen el Plan indicativo de operación energética a Mediano Plazo el cual contiene:

- Evolución esperada de los embalses.

- Generación esperada de las plantas.

- Índices de confiabilidad.

- Costos incrementales de los recursos del agua.

- Costos marginales del sistema.

- Análisis de sensibilidad ante diferentes escenarios.

Adicionalmente, se presenta el programa coordinado de mantenimientos.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.1.2.3)

Planeamiento operativo eléctrico

Introducción

ARTÍCULO 7.1.5.2.3.1.1. Introducción. El objetivo del planeamiento de la operación eléctrica es garantizar que la operación integrada de los recursos de generación y transmisión cubra la demanda de potencia y energía del SIN con una adecuada confiabilidad, calidad y seguridad. Se emplean programas convencionales de flujo de cargas, estabilidad, corto circuito y programas específicos de acuerdo con las necesidades.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.2)

Información básica

ARTÍCULO 7.1.5.2.3.2.1. Información básica. En el Documento de Parámetros Técnicos del SIN se detalla la información usada para los análisis de Planeamiento Operativo Eléctrico.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.2.1)

ARTÍCULO 7.1.5.2.3.2.2. Información básica. En los treinta (30) días hábiles siguientes a la entrada en operación comercial del proyecto, los agentes que representan las plantas de generación que se conecten al STN y STR deben entregar los modelos de simulación RMS detallados en la herramienta de simulación que utiliza el CND, los cuales deben ser validados y parametrizables de acuerdo con los requerimientos técnicos definidos en el numeral 8.2.4 del Código de Conexión y conforme a la metodología de validación definida mediante Acuerdo por el C.N.O.

Los modelos se deben actualizar en los casos en que, en el análisis posoperativo realizado por el CND, se detecte que el modelo no esté de acuerdo a los criterios de calidad definidos por el C.N.O. Para dicha actualización se tendrá un plazo de 6 meses.

PARÁGRAFO. Una vez definidos los requisitos de los modelos de planta de que trata el artículo 5o de la presente resolución, dentro de los sesenta (60) días hábiles siguientes, el C.N.O deberá definir, mediante acuerdo, la metodología para la validación de los modelos de que trata este artículo.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.2.1.1) (Fuente: R CREG 060/19, art. 10)

ARTÍCULO 7.1.5.2.3.2.3. Para la aplicación de los numerales 2.2.2 y 5.1 del Código de Operación que hace parte del Código de Redes, adoptado con la Resolución CREG 025 de 1995, cuando se haga referencia a "las tensiones en barras de 110 kV, 115 kV" se entenderá que para las barras del STR se debe tener en cuenta la posible aplicación de la excepción prevista en los numerales 6.2.1.1.1 y 6.2.1.1.2 del Reglamento de Distribución, adicionados con la presente resolución.

(Fuente: R CREG 153/19, art. 2)

Criterios generales

ARTÍCULO 7.1.5.2.3.3.1. Criterios generales. Los criterios generales del planeamiento de la operación eléctrica son los siguientes:

- En estado estacionario las tensiones en las barras de 115 kV, 110 kV y 220 kV, 230 kV no deben ser inferiores al 90% ni superiores al 110% del valor nominal. Para la red de 500 kV el voltaje mínimo permitido es del 90% y el máximo es del 105% del valor nominal.

- La máxima transferencia por las líneas se considera como el mínimo valor entre el límite térmico de los conductores, máxima capacidad de los transformadores de corriente, el límite de transmisión por regulación de voltaje y el límite por estabilidad transitoria y dinámica.

- La cargabilidad de los transformadores se mide por su capacidad de corriente nominal, para tener en cuenta las variaciones de voltaje de operación con respecto al nominal del equipo.

- La operación del sistema dentro de los límites de carga determinados anteriormente, exceptuando la sobrecarga de transformadores, se consideran como operación normal. Fuera de ellos el sistema se considera que está en estado de alerta o de emergencia.

- En el análisis de estado estacionario se consideran solo contingencias sencillas en las líneas de transmisión y en los bancos de transformadores 230/115 kV ó 220/110 kV.

- Bajo una falla trifásica a tierra en uno de los circuitos del sistema de transmisión, en cercanía a la subestación con mayor nivel de cortocircuito, la cual es aclarada con tiempo de protección principal y asumiendo salida permanente del elemento en falla, el sistema debe conservar la estabilidad.

- En las máquinas, los ángulos del rotor deben oscilar de forma coherente y amortiguada con respecto a una referencia. En el caso de resultar redes aisladas después de un evento, en cada red se escogerá una referencia, que generalmente es la planta de mayor capacidad.

- Las corrientes e impedancias vistas por los relés vecinos, deben ser tales que no ocasionen la salida de elementos adicionales, lo cual originaría una serie de eventos en cascada.

- En las barras principales del sistema de transmisión la tensión transitoria no debe estar por debajo de 0.8( p.u.) durante más de 500 m/seg.

- Al evaluar la estabilidad del sistema de transmisión ante pequeñas perturbaciones, se debe chequear que los valores propios tengan componente de amortiguación. Si no hay amortiguación se deben ajustar apropiadamente los sistemas de control de las unidades de los equipos del SIN y como último recurso, limitar las transferencias por el sistema de transmisión.

- <Aparte adicionado por el artículo 4 de la Resolución CREG- 083 de 1999. El texto es el siguiente:> El CND operará el SIN respetando los límites, tanto en estado normal como de sobrecarga, declarados por los agentes para sus equipos, límites que deberán ser sustentados técnicamente tanto en el momento en que se efectúe la declaración inicial, como en el momento en que se solicite la modificación de estos límites.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.2.2) (Fuente: R CREG 083/99, art. 4)

Funciones

ARTÍCULO 7.1.5.2.3.4.1. Funciones. El Planeamiento Operativo Eléctrico se ha dividido en cuatro etapas denominadas Largo, Mediano, Corto y muy Corto Plazo. En cada una de las etapas se efectúa análisis de estado estacionario, transitorio y dinámico. Para el análisis de estado estacionario se utiliza el programa de flujo de cargas convencional y el programa de flujo de cargas óptimo. Este último se utiliza particularmente para establecer los taps de referencia y los voltajes objetivo en las unidades de generación.

El estado transitorio se analiza mediante el programa clásico de estabilidad, el cual da la respuesta en el tiempo del sistema ante perturbaciones de pequeña o gran magnitud a partir de una condición de operación específica.

Para el análisis de pequeñas perturbaciones se utiliza el programa de estabilidad dinámica en el cual se hace una representación lineal de los elementos en torno a una condición de operación específica, se calculan los valores y vectores propios de la matriz característica. Los valores y vectores propios junto con los factores de participación permiten analizar en forma detallada el comportamiento dinámico del sistema.

Adicionalmente, mediante el programa de cortocircuito se analiza el comportamiento de voltajes y corrientes en el sistema de transmisión como resultado de la ocurrencia de una falla. Estos resultados se complementan con los de estabilidad y flujo de cargas para analizar el comportamiento de las protecciones y recomendar o revisar sus ajustes.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.2.3)

ARTÍCULO 7.1.5.2.3.4.2. LARGO PLAZO Y MEDIANO PLAZO. El objetivo es planear en el Largo Plazo con un horizonte de cinco (5) años y resolución semestral y en el Mediano Plazo con un horizonte de (1) un año y resolución trimestral, la operación eléctrica del SIN para suplir la demanda con los criterios de calidad y seguridad definidos en el Numeral "2.2.2. Criterios Generales".

Mediante evaluaciones de estado estacionario, transitorio y dinámico ante fallas se deben establecer:

- Límites de voltaje en las principales barras del sistema de transmisión.

- Los límites de transferencias por el sistema de transmisión.

- Las áreas operativas.

- Los límites de transferencias para las áreas operativas.

- Generaciones mínimas de seguridad por área.

- Guías para la operación de equipos.

- Necesidades de compensación reactiva.

- Recomendaciones para modificar fechas de entrada de proyectos.

- Tiempos críticos de despeje de fallas en la red de transmisión.

- El esquema de Desconexión Automática de Carga.

- Análisis para la conexión de nuevos equipos al SIN.

- Control de generación para regulación primaria y secundaria de la frecuencia.

- Recomendaciones de ajustes y coordinación al sistema de protecciones.

- Consignas de operación.

- Análisis de mantenimientos de equipos de generación y transmisión del SIN.

Informe de Resultados:

El CND genera cada seis meses para el análisis eléctrico de Largo Plazo y cada tres meses para el Mediano Plazo los siguientes informes:

- Evaluación de límites de intercambios, generaciones mínimas y restricciones eléctricas.

- Evaluación de esquemas de Desconexión Automática de Carga.

- Análisis de estudios específicos que afectan la operación y calidad de servicio del SIN.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.2.3.1)

ARTÍCULO 7.1.5.2.3.4.3. CORTO PLAZO. El objetivo es planear en el horizonte de una semana con resolución diaria y en el horizonte de 24 horas con resolución horaria, la operación eléctrica del SIN para suplir la demanda con los criterios de calidad y seguridad definidos en Numeral 2.2.2.

Mediante evaluaciones de estado estacionario, transitorio y dinámico ante fallas se realizan las siguientes funciones:

- Realizar el análisis eléctrico del plan integrado de mantenimiento de equipos de generación y transmisión del SIN. Para cada caso se deben revaluar los límites de transferencia, las generaciones mínimas de seguridad de las áreas operativas afectadas y los voltajes objetivo en la red de transmisión, en la nueva condición del sistema.

- Definir guías de operación de equipos en régimen de sobrecarga.

- Fijar políticas de operación de taps de transformadores a nivel horario.

- Definir estrategias para control de voltaje.

- Definir guías de racionamiento programado por razones de seguridad.

- Recomendar ajustes por razones eléctricas al Despacho Económico horario.

Informe de resultados:

El CND genera para todos los días un informe del análisis eléctrico de Corto Plazo. La información presentada es:

- Evaluación de límites de intercambios, generaciones mínimas y restricciones eléctricas.

- Consignas operativas.

- Análisis de estudios específicos que afectan la operación del SIN.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.2.3.2)

ARTÍCULO 7.1.5.2.3.4.4. PRONÓSTICOS DE GENERACIÓN DE CORTO PLAZO. Los pronósticos de generación a cargo del CND para las plantas de generación eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al STN y STR se harán de la siguiente forma:

El CND elaborará los pronósticos indicativos de producción de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, con resolución horaria para la semana (lunes a domingo) siguiente a la de operación. Estos pronósticos serán usados en los estudios energéticos y eléctricos de corto plazo y coordinación de mantenimientos. Esta información no será publicada.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.2.3.2.1) (Fuente: R CREG 060/19, art. 25)

ARTÍCULO 7.1.5.2.3.4.5. MUY CORTO PLAZO. El objetivo es analizar la seguridad del programa de redespacho con los criterios de calidad y seguridad definidos en Numeral 2.2.2, por medio de:

- Selección de contingencias de transmisión y generación.

- Evaluaciones de estado estacionario, transitorio y dinámico ante contingencias.

- Toma de acciones correctivas.

- Monitoreo de la reserva rodante del sistema y toma de acciones para mantenerla.

Informe de resultados:

El CND pone a disposición de las empresas información referente al análisis eléctrico de muy Corto Plazo, como respaldo al Despacho Económico horario. Esta información es la siguiente:

- Evaluación de límites de intercambios, generaciones mínimas y restricciones eléctricas.

- Análisis de estudios específicos que afectan la operación del SIN.

- Estrategias para el control de voltaje.

- Recomendaciones de ajustes al Despacho Económico horario.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.2.3.3)

ARTÍCULO 7.1.5.2.3.4.6. PRONÓSTICOS DE GENERACIÓN MUY CORTO PLAZO. Pronósticos de generación por el CND para las plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al STN y STR:

- El CND realizará pronósticos de generación, para las plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al STN y STR, a nivel horario y para las siguientes 40 horas, en el día de la operación.

Esta información no será publicada y su objetivo es determinar y programar las reservas operativas necesarias.

El CND deberá publicar en su página web las reservas operativas utilizadas en el mes de operación m en el mes m+1.

- El CND realizará pronósticos de generación, para las plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al STN y STR, en una ventana móvil de 5 minutos para los siguientes 60 minutos durante el día de la operación.

Esta información no será publicada y su objetivo es ser un insumo para determinar el balance carga/generación en tiempo real.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.2.3.3.1) (Fuente: R CREG 060/19, art. 26)

Desconexión automática de carga por baja frecuencia

ARTÍCULO 7.1.5.2.3.5.1. Desconexión automática de carga por baja frecuencia.

Cuando el SIN enfrente un evento transitorio de frecuencia originado por un desbalance apreciable entre la generación y la carga, por pérdida de unidades generadoras o fraccionamiento de la red, se mantendrá la frecuencia en sus valores operativos con el esquema de Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia. El esquema se diseña de acuerdo con los siguientes criterios:

- El disparo de la unidad de mayor capacidad del sistema no deberá activar la primera etapa de desconexión.

- En ningún momento la frecuencia podrá ser inferior a 57.5 Hz. Esta restricción la establecen las unidades térmicas, las cuales no podrán operar por debajo de esta frecuencia un tiempo superior a 48 segundos durante su vida útil.

- En contingencias se debe minimizar el tiempo que la frecuencia permanezca por debajo de 58.5 Hz, para evitar la pérdida de vida útil de las plantas térmicas. Según recomendación de fabricantes estas plantas pueden operar con esta frecuencia hasta 30 minutos durante toda su vida útil.

- Después de 10 segundos de ocurrido un evento, la frecuencia del sistema deberá estar por encima del umbral de la primera etapa del esquema de Desconexión Automática de Carga.

- Se deberá optimizar la cantidad de carga a desconectar en eventos, evitando al máximo la sobrefrecuencia, es decir, frecuencias superiores a 60 Hz después de ocurrido un evento.

- Diseño del Esquema:

Cada empresa distribuidora habilitará hasta el 60% de su demanda para ser desconectada por relés de baja frecuencia, con el fin de que el SIN pueda soportar la salida de grandes plantas de generación y se eviten, en lo posible, colapsos totales.

Mediante estudios de estabilidad dinámica y aplicando los criterios definidos en este Código, el CND determinará para cada área operativa el número de etapas a implementar, el porcentaje de demanda total a desconectar en cada etapa y la temporización correspondiente. El esquema será sometido a consideración de las empresas a finales de abril de cada año. El CND revisará la propuesta teniendo en cuenta los comentarios de las empresas y colocará a su disposición el informe del esquema definitivo antes del 31 de mayo de cada año. Las empresas deberán tener implantado el esquema antes del 30 de junio del mismo año.

El manejo y distribución de la carga a desconectar será efectuado por áreas operativas, de forma tal que cada una de ellas cumpla con los porcentajes asignados. Asimismo, al interior de cada una de las áreas operativas se asignarán los porcentajes de desconexión por empresa distribuidora, el cual se calculará como la demanda del distribuidor sobre la demanda total del área operativa a que pertenezca.

Cada empresa distribuidora en coordinación con las comercializadoras que operen en su área de influencia, seleccionará los usuarios que estarán en las diferentes etapas de Desconexión Automática de Carga, excluyendo en lo posible a los usuarios no regulados aislables, excepto cuando esté comprometida la seguridad del sistema.

Una vez transcurrido el transitorio y obtenida una condición estable en la frecuencia, el restablecimiento de la carga desconectada por los relés de baja frecuencia se hará bajo coordinación de los CRDïs y el CND. Ante la imposibilidad de reposición de carga por restricciones operativas, se aplicarán las mismas normas establecidas en este Código para la desconexión de carga en casos de emergencia y el estatuto de racionamiento.

En donde el esquema de desconexión nacional sea insuficiente, por ejemplo en áreas radiales o que a pesar de ser enmalladas se prevé su aislamiento del SIN, las empresas que estén localizadas en estas áreas deberán instalar esquemas suplementarios que permitan conservar parte de su carga y generación en condiciones de aislamiento. Estos esquemas suplementarios serán analizados entre el CND, los CRDïs y las empresas involucradas y aprobados por el CNO.

Supervisión del Esquema:

Las empresas informarán al CND y los CRDïs según el caso, sobre los circuitos seleccionados para desconexión automática, especificando la curva de carga horaria del circuito, la etapa a la cual se ajustó el relé y las características del relé (tipo: electrónico o mecánico, marca, precisión; rangos de ajuste: frecuencia y temporización; tiempo de actuación del relé y del interruptor).

Después de un evento de frecuencia, el CND recibirá directamente o a través de los CRDïs, según el caso, la información de las cargas deslastradas (MW). El CND utilizando los registros de telemedida, registro digital de frecuencia y programas computacionales, podrá determinar que área o empresa no cumple con los porcentajes establecidos en el esquema. Esta labor también podrá ser asistida por los CRDïs. La empresa que incumpla el porcentaje establecido, deberá justificarlo en el término de una semana y en caso de no encontrarse una razón técnica, se elevará la reclamación a la entidad correspondiente, quien definirá las acciones a seguir.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.2.4) (Fuente: R CREG 061/96, art. 1)

Ajustes de los relés de frecuencia de las unidades de generación del SIN

ARTÍCULO 7.1.5.2.3.6.1. AJUSTES DE LOS RELÉS DE FRECUENCIA DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN DEL SIN . El CND especifica los rangos entre los cuales cada generador debe ajustar sus relés de frecuencia de acuerdo con los estudios de análisis de seguridad.

En términos generales, los fabricantes de turbinas para plantas térmicas no recomiendan operarlas a bajas frecuencias, para no deteriorar su vida útil. Sin embargo, a este respecto en el SIN se consideran las siguiente dos normas.

- Las unidades térmicas no pueden operar por debajo de 57.5 Hz un tiempo superior a 0.8 minutos (48 segundos) durante su vida útil.

- Las unidades térmicas pueden trabajar con frecuencias de 58.5 Hz hasta 30 minutos durante su vida útil.

Se considera que el esquema de desconexión de carga por baja frecuencia, implementado en el SIN ha sido diseñado teniendo en cuenta estas dos normas y los criterios establecidos en el Numeral "2.2.4 Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia". Por lo tanto, las unidades de generación deben cumplir con los siguientes requisitos para el ajuste de los relés de baja frecuencia:

- No deben tener disparo instantáneo para frecuencias iguales o superiores a 57.5 Hz.

- En el rango de 57.5 Hz a 58.5 Hz se puede ajustar un disparo con una temporización mínima de 15 segundos.

- Para frecuencias superiores a 58.5 Hz y menores a 62 Hz no pueden ajustarse disparos de la unidad.

- Para frecuencias superiores a 62 Hz y menores de 63 Hz puede ajustarse el disparo por sobrevelocidad con una temporización mínima de 15 segundos.

- Para frecuencias superiores a 63 Hz puede ajustarse el disparo instantáneo de la unidad para protección por sobrevelocidad.

Las plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al STN y STR, deben operar normalmente para un rango de frecuencia entre 57.5 Hz y 63 Hz.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.2.5) (Fuente: R CREG 060/19, art. 11)

Despacho económico horario

ARTÍCULO 7.1.5.3.1. Despacho económico horario. Es el proceso mediante el cual se obtiene para un período de 24 horas el programa horario de generación de los recursos del SIN despachados centralmente. Además se obtiene, las transferencias horarias de energía por las interconexiones internacionales. Los pasos a seguir en este proceso son los siguientes:

1) Recopilar la información básica.

2) Evaluar la Reserva Rodante.

3) Realizar el Despacho Económico Horario.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 3)

ARTÍCULO 7.1.5.3.2. INFORMACIÓN BÁSICA. Demanda:

La predicción horaria de la demanda para el Despacho Económico se efectúa por áreas operativas y para cada una de las 24 horas de cada día de la semana. Esta predicción de demanda de potencia la efectúa el CND y la envía a las empresas semanalmente el día miércoles y recibe comentarios o modificaciones hasta el día viernes a las 13:00 horas.

La predicción de la demanda se obtiene al calcular el promedio móvil de las ultimas 15 semanas, suavizado exponencialmente, de los datos de potencia horaria. El promedio de la carga se actualiza con el último valor y el día correspondiente de la semana.

Las empresas generadoras y distribuidoras deben suministrar diariamente al CND la curva de carga diaria con resolución horaria y cada 15 minutos en los periodos de punta.

Pérdidas:

Las pérdidas horarias del STN se calculan como la diferencia entre la energía inyectada y extraída del STN. Las pérdidas así calculadas para cada hora del día (k) son consideradas dentro del despacho horario para la hora correspondiente del día (k + 2).

Declaración de Mantenimiento y/o Desconexiónes de Red

Se deben considerar los mantenimientos y/o desconexiones de los equipos del STN, las Interconexiones Internacionales de Nivel IV o superior, los Activos de Conexión al STN y los equipos de los STR y/o SDL que sean considerados de Consignación Nacional. El programa de mantenimientos y/o desconexiones será aquel que se encuentre consignado y aprobado por el CND en el sistema de información descrito en el Numeral 2.1.1.4, incluidas las Consignaciones de Emergencia.

Tratamiento de Unidades Térmicas como Plantas:

<Aparte adicionado por el artículo 2o. de la Resolución CREG- 113 de 1998.> Para todos los efectos comerciales y a solicitud del agente respectivo, dos o más unidades térmicas podrán ser tratadas como una sola planta de generación, si cumplen los siguientes requisitos:

i) La eficiencia promedio de las unidades deberá ser igual (con un margen de tolerancia del 5%).

ii) El combustible consumido por las unidades deberá ser el mismo.

iii) Los Parámetros Técnicos de las unidades deberán ser similares.

iv) Las unidades deberán estar ubicadas en la misma instalación y contarán con una única frontera comercial.

El agente que se acoja a las disposiciones aquí establecidas, deberá someterlo a consideración del CNO a más tardar el quince (15) de noviembre de cada año. El CNO deberá pronunciarse y comunicarle su pronunciamiento al CND, a más tardar dentro de los tres (3) días hábiles siguientes a la fecha de recibo de la solicitud del agente. Una vez aceptada la solicitud el agente mantendrá esta condición por un período mínimo de un año, contado a partir del inicio de la Estación de Verano.

Oferta de Precios y Precios de Arranque-Parada:

Para el envío de información de ofertas al CND, se usará la transmisión electrónica de datos que haya establecido el CND, como medio principal. El CND y el ASIC aplicarán la confidencialidad para el manejo de la información de ofertas suministradas por este medio por las empresas generadoras.

Como medio alterno, ante fallas o indisponibilidades en los sistemas de comunicaciones o de información, se empleará el envío de información de ofertas por el sistema que defina el CND, que sea verificable y seguro, y de fácil acceso para los agentes del mercado.

Oferta de Precios

Para el Despacho Económico Horario, las empresas generadoras deben informar diariamente al CND antes de las 07:00 horas, una única oferta de precio a la Bolsa de Energía para las veinticuatro (24) horas (expresada en valores enteros de $/MWh) por cada recurso de generación, exceptuando las cadenas hidráulicas: Paraíso y Guaca; Troneras, Guadalupe 3 y Guadalupe 4; Alto Anchicayá y Bajo Anchicayá; que harán ofertas de precio en forma integral por cadena. También se exceptúan los enlaces Internacionales que participen en el Mercado de Energía Mayorista, los cuales podrán hacer ofertas horarias de precio.

Cuando un generador incumpla con lo establecido anteriormente, el CND supondrá como precio de oferta, el menor precio ofertado para cada una de las plantas y unidades según el caso.

Si a las 07:00 horas el CND no ha recibido ofertas de precio a la Bolsa de Energía de uno o más generadores, o ha recibido información incompleta o inconsistente, asumirá las ofertas de precios a la Bolsa de Energía que se presentaron para cada unidad y planta de generación, el día anterior, o la última oferta de precios a la Bolsa de Energía válida, aplicando los criterios establecidos en el presente numeral.

Precios de Arranque-Parada

Las empresas generadoras con plantas y/o unidades térmicas ofertarán en el último día de los meses diciembre, marzo, junio y septiembre de cada año el precio de arranque-parada al CND, antes de las 7:00 horas, expresados en valores enteros de dólares de los Estados Unidos de Norteamérica (US$) por cada recurso de generación.

Para pasar a pesos (Col$) el CND y el ASIC tomarán la TRM del día anterior a la realización del despacho, tomando los valores enteros en esta moneda.

Los precios de arranque-parada se podrán ofertar por tipo de combustible y configuración. Además, diariamente al mismo tiempo que hacen la oferta de precios a la Bolsa de energía deberán informar el combustible y la configuración con que se debe considerar cada recurso de generación en el despacho.

Cuando un generador no oferte los precios de arranque-parada en las condiciones aquí establecidas, el CND asumirá lo siguiente:

- Si no declaran la configuración para la primera vez, se tomará la primera configuración declarada según acuerdos del CN0 para el combustible más económico. Para las siguientes veces se tomará la última declarada.

- De acuerdo con el combustible declarado, según el punto anterior, si no ofertan precios de arranque-parada para la primera vez, se tomará el 80% de los costos reconocidos en la Resolución CREG-034 de 2001. Para las siguientes veces se tomará el último valor ofertado.

Cuando una planta nueva entre en operación comercial o una planta adicione otro combustible principal se podrán ofertar los precios de arranque-parada una vez inicie su operación comercial y continuarán ofertando los precios de arranque-parada en el último día de los meses diciembre, marzo, junio y septiembre de cada año.

PARÁGRAFO. La primera oferta de precios de arranque-parada se hará el día anterior al primer despacho a realizar aplicando la presente resolución y posteriormente se seguirá ofertando en el último día de los meses diciembre, marzo, junio y septiembre de cada año.

Declaración de Disponibilidad:

Para el Despacho Económico Horario, las empresas generadoras deben declarar diariamente al CND antes de las 08:00 horas, la mejor estimación de la Disponibilidad esperada (expresada en valores enteros en MW) a nivel horario, para cada unidad generadora.

La declaración de disponibilidad por unidad de las plantas de generación térmicas debe ser consistente, en términos de las unidades disponibles, con la declaración de la configuración diaria que se realiza conforme a lo definido en el aparte "Precio de Arranque-Parada" del Numeral 3.1. del Código de Operación. La validación de la consistencia la realizará el CND de manera automática, al momento de la declaración de disponibilidad por parte del agente.

Para el envío de la declaración de disponibilidad de generación al CND, se usará la transmisión electrónica de datos que haya establecido el CND, como medio principal. Esta información será de conocimiento público a más tardar a las 9:00 horas del mismo día.

Como medio alterno, ante fallas o indisponibilidades en los sistemas de comunicaciones o de información, se empleará el envío de información de disponibilidad por el sistema que defina el CND, que sea verificable y seguro, y de fácil acceso para los agentes del mercado.

Si a las 08:00 horas el CND no ha recibido la declaración de disponibilidad de uno o más generadores, o ha recibido información incompleta o inconsistente, asumirá las declaraciones que se presentaron para cada unidad de generación o planta el día anterior a la misma hora, o la última declaración válida.

Representación para ofertas:

Cualquier empresa generadora puede conferir mandato a otra empresa generadora para efectúe por él la oferta de precios y declaración de disponibilidad de cualquiera de sus plantas.

Generación de menores:

Antes de las 11:00 horas, las empresas suministran el programa horario de generación para las plantas del sistema que no son despachadas centralmente.

Otra información:

Otra información requerida para realizar el despacho económico es la siguiente:

- Resultados del plan operativo eléctrico de corto plazo.

- Generación de unidades de generación en pruebas (MW).

- Parámetros técnicos de las unidades generadoras definidos en el numeral 5.

Las empresas deben declarar la información anterior de acuerdo a los formatos presentados en el Anexo CO-3.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 3.1) (Fuente: R CREG 034/20, art. 1) (Fuente: R CREG 034/20, art. 2) (Fuente: R CREG 055/11, art. 27) (Fuente: R CREG 065/00, art. 8) (Fuente: R CREG 113/98, art. 2)

ARTÍCULO 7.1.5.3.3. RESERVA RODANTE Y DE AGC. Se utiliza el programa de reserva rodante, basado en métodos probabilísticos, para determinar a nivel horario la magnitud de la reserva rodante mínima requerida por el sistema integrado, para cumplir el criterio de confiabilidad de suministro de la demanda definido como el límite adoptado de Valor Esperado de Racionamiento de Potencia a Corto Plazo (VERPC).

Cuando la suma de las disponibilidades declaradas para generación en el sistema integrado menos la demanda horaria modificada, incluyendo pérdidas, sea menor que la reserva rodante requerida, se programa el nivel de reserva que resulte de esta y se informa a la CREG, al CON y a las empresas su incumplimiento.

El valor calculado de reserva rodante se reparte entre las plantas consideradas disponibles para reserva rodante, incluidas en el Documento de Parámetros Técnicos del SIN en la siguiente forma:

a) La reserva requerida para mantener la frecuencia del sistema dentro del rango de operación normal se distribuye entre las plantas participantes en el Control Automático de Generación (AGC) de acuerdo con la regla presentada en el Anexo CO-4.

b) Se determina para las áreas operativas operando cerca al límite de transferencias, la reserva rodante mínima requerida en esas áreas y se distribuye entre las plantas consideradas disponibles para reserva rodante del área correspondiente, de acuerdo con la regla presentada en el Anexo CO-4.

c) El resto de la reserva rodante requerida por el sistema integrado se distribuye entre las plantas consideradas disponibles para reserva rodante, de acuerdo con la regla presentada en el Anexo CO-4.

El valor de la reserva de regulación hacia arriba requerida para el AGC, será definido por el CND.

La frecuencia de utilización del programa de reserva rodante es diaria, el horizonte un día y el período de resolución una (1) hora.

Generación mínima para AGC

Para permitir la regulación de frecuencia hacia abajo, el AGC requiere una generación mínima equivalente a la máxima variación de generación que soporta el sistema sin salirse de la banda tolerable de frecuencia. Esta cantidad se calcula como el producto entre la banda tolerable de frecuencia y la característica de regulación combinada del sistema. La generación mínima para AGC se reparte entre las plantas participantes en esta regulación de acuerdo con la regla presentada en el Anexo CO-4.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 3.2) (Fuente: R CREG 083/99, art. 3)

ARTÍCULO 7.1.5.3.4. CALCULO DEL DESPACHO ECONÓMICO. Para cada una de las horas del día el CND establece el programa horario de generación de tal forma que se cubra la demanda total esperada con los recursos de generación disponibles más económicos ofertados por las empresas, cumpliendo las restricciones técnicas y eléctricas de las unidades generadoras, de las áreas operativas y del SIN, y la asignación de la reserva de generación.

Cuando dos o más recursos tengan precio de oferta igual al Costo Marginal, la generación se asigna en forma proporcional a la disponibilidad remanente de cada planta, teniendo en cuenta las restricciones técnicas y eléctricas.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 3.3) (Fuente: R CREG 112/98, art. 17)

ARTÍCULO 7.1.5.3.5. OPERACIÓN DEL SIN EN CONDICIONES ANORMALES DE ORDEN PUBLICO. En condición de alerta de orden público el CNO declara el grado de seguridad con el cual se debe operar el SIN. Las Consignas generales de operación en Condiciones Anormales de Orden Público (CAOP) se presentan en el documento ISA CND 94.074.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 3.5)

ARTÍCULO 7.1.5.3.6. INFORME DE RESULTADOS. Antes de las 17:00 horas de cada día y para cada período de 24 horas, el CND pondrá a disposición de cada una de las empresas de generación, CRDs, empresas comercializadoras y demás agentes del mercado, por algún medio electrónico, los siguientes resultados:

- El despacho de los recursos generación.

- El costo marginal horario del Despacho Económico de la operación del sistema.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 3.6)

Redespacho

ARTÍCULO 7.1.5.4.1. Redespacho. El Despacho Económico puede ser modificado durante la ejecución del mismo con el fin de tener en cuenta cambios en las condiciones de operación de los recursos del sistema.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 4)

ARTÍCULO 7.1.5.4.2. CAUSAS DEL REDESPACHO.

- Indisponibilidad total de alguna de las unidades de generación despachadas.

- Aumento en la disponibilidad declarada por un agente generador por solicitud del CND, cuando este incremento se requiera para aumentar la seguridad en la operación del SIN. En estos casos se considerará toda la disponibilidad para generación de la planta hidráulica o unidad térmica, con el precio de oferta declarado inicialmente por el respectivo agente. Cuando la disponibilidad declarada inicialmente sea igual a cero, el agente correspondiente deberá efectuar una oferta de precios para la disponibilidad adicional que eventualmente requiera el CND, dentro de los plazos establecidos para la oferta de precios en el mercado mayorista.

La anterior información la suministra cada empresa de generación mediante el formato de "Modificación de disponibilidad o de parámetros de generación" (Anexo CO-3).

- Cambios topológicos que impliquen cambios en los límites de transferencias de las áreas operativas.

- Cambios en los valores de la demanda mayores de 20 MW ocasionados por eventos fortuitos.

- Intervención de precios de oferta de los embalses, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG-018 de 1998, o las disposiciones que la modifiquen o sustituyan.

- Cuando las condiciones de ejecución real de las pruebas autorizadas a desviarse de una o varias unidades requiera una disponibilidad menor a la declarada en el despacho económico.

Adicionales a las causales establecidas en el Código de Operación, serán causales de redespacho para las exportaciones internacionales de Corto Plazo, las siguientes:

"i) Cambios Topológicos. Cambios topológicos en los sistemas interconectados de los países integrados regulatoriamente que afecten por razones de calidad, seguridad y confiabilidad en la prestación del servicio, la capacidad de exportación.

"ii) Indisponibilidad de Recursos de Generación. Cuando el sistema Colombiano presente indisponibilidad de recursos de generación tal que su balance entre demanda y generación, le impida cumplir con el programa de exportación definido.

"iii) Variación en el Precio Nodal de Oferta para Exportación. Cuando por indisponibilidad de recursos de generación, por intervención de Embalses, o cambios topológicos que se presenten en el SIN Colombiano, varíe el Precio Marginal en el Nodo Frontera de Redespacho del mercado Colombiano, situación que será informada al país importador, con el fin de que su operador decida el redespacho respectivo.

"iv) Indisponibilidad Parcial o Total del Enlace Internacional. Cuando se informe al CND de la Indisponibilidad parcial o total del Enlace Internacional.

"v) Incumplimiento Comercial Reportado por el ASIC. El CND procederá a realizar el Redespacho, limitando la exportación, durante los períodos restantes del día de despacho, cuando el ASIC informe los siguientes eventos:

i) Por el incumplimiento total en el depósito del pago anticipado requerido por parte del mercado importador para atender las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo;

ii) Por mora en el pago de las facturas por parte del administrador del mercado importador;

"vi) Variación en el Precio Máximo de Importación del país importador. Cuando se presenten eventos en los Sistemas de los otros países integrados regulatoriamente que varíen el Precio Máximo de Importación de los mismos, el operador del sistema importador podrá solicitar el redespacho respectivo al Centro Nacional de Despacho, CND, informando las nuevas cantidades a importar.

Adicionales a las causales establecidas en el Código de Operación, serán causales de redespacho para las importaciones internacionales de Corto Plazo, las siguientes:

"ii) Variación en el Precio Nodal de Oferta para Exportación del país exportador. Cuando por cambios topológicos o indisponibilidad de recursos de generación en el país exportador, se informe al Centro Nacional de Despacho, CND, de un incremento en el precio de Oferta Nodal para Exportación del mercado exportador, el Centro Nacional de Despacho, CND, de acuerdo con el artículo 10 de la presente resolución, procederá a solicitar el redespacho respectivo;

"iii) Indisponibilidad Parcial o total del enlace internacional. Cuando se informe al CND de la Indisponibilidad parcial o total del Enlace Internacional.

"iv) Variación en el Precio Máximo de Importación. Cuando se presenten eventos en el Sistema Interconectado Colombiano que varíen el Precio Máximo de Importación, calculado estimando el nuevo precio de bolsa resultante de un predespacho ideal, el Centro Nacional de Despacho podrá solicitar el redespacho respectivo al operador del país exportador, informando las nuevas cantidades a importar.

"v) Indisponibilidad de Recursos de Generación. Cuando el sistema del país exportador presente indisponibilidad de recursos de generación, que le impida cumplir con el programa de exportación definido, el operador del sistema exportador podrá solicitar el redespacho respectivo al Centro Nacional de Despacho, CND.

"vi) Incumplimiento Comercial Reportado por el Operador del País Exportador. El CND procederá a realizar el Redespacho por incumplimiento comercial, limitando la importación, durante los períodos restantes del día de despacho, cuando el operador del mercado exportador lo solicite.

- Programación de Pruebas de Disponibilidad.

-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.

- Redespacho solicitado por el agente que represente la Cadena, Planta y/o Unidad bajo Prueba de Disponibilidad, debida 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 ésta no fue satisfactoria.

Si por las condiciones de seguridad y confiabilidad del SIN, incluida la intervención de embalses, durante la operación el CND procede a cancelar la ejecución de la prueba reglamentada en la presente resolución o la misma no fue realizada completamente debido a Fuerza Mayor como se establece en el artículo 6o. de 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 artículo 7o. de la presente resolución.

El redespacho solicitado por el agente que represente la Cadena, Unidad o Planta de Generación, cuando bajo su responsabilidad considere que finalizó la prueba de disponibilidad, antes de finalizar el período de las doce (12) horas de que trata el artículo 2o de la presente resolución.

- Cuando el CND identifique que un recurso térmico de generación en operación tiene previsto finalizar el día apagado, pero que este deba mantenerse generando, para reducir el costo de operación del SIN del Despacho Programado del día siguiente, procederá a efectuar el redespacho para los últimos cuatro (4) períodos del día en curso, programando la menor generación posible según las características técnicas de la planta y/o unidad de generación térmica a ser redespachada.

Esta causal de redespacho solo aplica para plantas térmicas con un tiempo mínimo fuera de línea mayor a 12 horas.

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) Solicitud de Redespacho efectuada por el agente que represente la Cadena, Planta y/ Unidad bajo Prueba de Disponibilidad, debido al incumplimiento de la misma;

d) Terminación anticipada de la prueba de disponibilidad por parte del generador.

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

Si por condiciones de seguridad y confiabilidad del SIN, durante la operación el CND procede a cancelar la ejecución de la prueba de disponibilidad, la energía generada durante los períodos en que se efectuó la prueba será liquidada como se establece en el Numeral 1 del artículo 19 de la presente resolución.

Pruebas de disponibilidad de las plantas o unidades de generación que respaldan Obligaciones de Energía Firme, reglamentadas en la Resolución CREG-177 de 2008. Las pruebas se programarán con la disponibilidad real y en el caso de las plantas que operan con gas natural, estas se podrán redespachar por las pruebas de las que trata la Resolución CREG 177 de 2008, hasta las 6:00 horas.

Aumento en disponibilidad de una planta de generación térmica de forma parcial en alguna unidad o en todas sus unidades de generación, declarada por un agente generador, sin que se limite a requerimientos de seguridad eléctrica del SIN. En estos casos también se considerará aumento de disponibilidad de una unidad o todas sus unidades de generación si estas hubieran estado indisponibles y se considerará el precio de oferta declarado inicialmente al Despacho Económico por el respectivo agente. El agente deberá informar al CND si modifica la configuración declarada inicialmente al Despacho Económico.

PARÁGRAFO. Para el caso en que un agente haya informado como causal de redespacho la indisponibilidad total de alguna unidad o de varias unidades de generación de la planta térmica, podrá aumentar parcialmente la disponibilidad de dichas unidades de acuerdo con la anterior causal.

- Redespacho solicitado por el agente que represente la planta de generación variable, debido a un aumento o reducción de disponibilidad de la planta. Esta causal podrá ser invocada para la misma planta de generación variable hasta cuatro (4) veces durante el día de operación.

- El agente que represente una planta filo de agua que se encuentre aguas abajo de una planta hidráulica con embalse de regulación de caudales mayor a un día, y los agentes que representen las dos plantas no tienen vinculación económica, podrá solicitar redespacho de la planta filo de agua debido a un aumento o reducción de disponibilidad, sin estar sujeto a los cuatro (4) redespachos previstos para las plantas de generación variable.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 4.1) (Fuente: R CREG 060/19, art. 34) (Fuente: R CREG 228/15, art. 1) (Fuente: R CREG 014/14, art. 4) (Fuente: R CREG 014/14, art. 3) (Fuente: R CREG 148/10, art. 5) (Fuente: R CREG 101/07, art. 10) (Fuente: R CREG 085/07, art. 21) (Fuente: R CREG 121/05, art. 1) (Fuente: R CREG 004/04, art. 1) (Fuente: R CREG 017/02, art. 9) (Fuente: R CREG 122/98, art. 2)

ARTÍCULO 7.1.5.4.3. CRITERIO PARA EFECTUAR EL REDESPACHO. Para efectuar el Redespacho se aplica el mismo criterio y los mismos procedimientos que se usan en el Despacho Económico horario.

Toda modificación al programa de despacho horario mayor o igual a 5 MW es efectuada por el CND con base en la información suministrada por las empresas generadoras o distribuidoras por intermedio del CRD respectivo o directamente al CND.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 4.2)

ARTÍCULO 7.1.5.4.4. PERÍODOS DE TIEMPO PARA EL ENVÍO Y PROCESAMIENTO DE LA INFORMACIÓN PARA EFECTUAR EL REDESPACHO. La información para redespacho la suministran los agentes al menos una hora y media (1/1/2 horas), antes de iniciar la vigencia de la modificación.

El CND informa a las empresas generadoras y CRD, al menos con media hora (1/2 hora) de anticipación, a través de la transmisión electrónica de datos que este haya establecido como medio principal, las modificaciones al programa de generación de las unidades, y si se presentan, los cambios en los límites de transferencias de las áreas operativas.

El CND definirá el medio alterno en caso de falla o indisponibilidad del medio principal.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 4.3) (Fuente: R CREG 060/19, art. 35)

Coordinación, supervisión y control de la operación del SIN

Introducción

ARTÍCULO 7.1.5.5.1.1. Introducción. El CND supervisa en tiempo real las tensiones en barras del STN y de los STR a nivel IV de tensión, los flujos de potencia activa y reactiva por las líneas del STN y de los Activos de Conexión a dicho Sistema, las Interconexiones Internacionales a niveles de tensión iguales o superiores al IV, la generación activa y reactiva de todas las plantas y/o unidades despachadas centralmente, y las no despachadas centralmente que a su criterio requiera y la frecuencia del SIN. Adicionalmente, coordina las maniobras y acciones para garantizar la seguridad y la calidad de la operación del SIN. Cuando alguna de las variables se encuentra por fuera de los rangos de operación establecidos, el CND coordina en forma directa con los diferentes agentes del SIN, las acciones necesarias para llevar al sistema a un punto de operación seguro, usando los recursos disponibles y los servicios asociados a la generación y transporte de energía.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5) (Fuente: R CREG 083/99, art. 5)

Criterios generales

ARTÍCULO 7.1.5.5.2.1. Criterios generales. - La frecuencia objetivo del SIN es 60.00 Hz y su rango de variación de operación está entre 59.80 y 60.20 Hz, excepto en estados de emergencia, fallas, déficit energético y períodos de restablecimiento.

- En condiciones de operación normal, las tensiones en las barras de 110 kV, 115 kV, 220 kV y 230 kV no deben ser inferiores al 90% ni superiores al 110% del valor nominal. Para la red de 500 kV el voltaje mínimo permitido es del 90% y el máximo es del 105% del valor nominal.

- Los transformadores deben operar sin sobrecarga en condiciones normales. En condiciones de emergencia se pueden fijar límites de sobrecarga sin disminuir la vida útil de los equipos.

- Los generadores deben operar de acuerdo con el programa de generación de las unidades resultante del Despacho Económico Horario o Redespacho. El CND supervisa su cumplimiento.

- El CND y los demás agentes del SIN son los responsables de coordinar la ejecución de maniobras en los equipos para una operación segura y confiable del SIN. Los prestadores del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN, los prestadores del Servicio de Conexión al STN, los Operadores de Red y los Generadores, son los responsables por efectuar correctamente el procedimiento (secuencia de pasos) para ejecutar las maniobras de los equipos, así como de tomar las medidas necesarias para asegurar la integridad física de las personas y de los equipos.

- Los criterios utilizados para la programación de mantenimientos en equipos de las redes de transmisión son los siguientes:

- Reducir el impacto sobre la operación del SIN.

- Los mantenimientos en equipos del SIN no deben ocasionar, en lo posible, desconexión de carga.

- La información operativa de tiempo real intercambiada entre el CND y los demás agentes del SIN a través de los enlaces de telecomunicaciones, principal y de respaldo, debe cumplir con los criterios de confiabilidad y calidad establecidos en el Anexo CC.6 del Código de Conexión.

- <Aparte adicionado por el artículo 5 de la Resolución CREG- 083 de 1999. El texto es el siguiente:> El CND operará el SIN respetando los límites, tanto en estado normal como de sobrecarga, declarados por los agentes para sus equipos, límites que deberán ser sustentados técnicamente tanto en el momento en que se efectúe la declaración inicial, como en el momento en que se solicite la modificación de estos límites.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5.1) (Fuente: R CREG 083/99, art. 5)

ARTÍCULO 7.1.5.5.2.2. INFORMACIÓN Y PROCEDIMIENTO DE ENTRADA EN OPERACIÓN COMERCIAL DE PLANTAS SOLARES FOTOVOLTAICAS Y EÓLICAS. Dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente Resolución, el C.N.O establecerá, mediante Acuerdo la información, procedimiento de entrada en operación comercial y los parámetros que los generadores eólicos y solares fotovoltaicas conectados al STN y STR, deben cumplir para la entrada en operación comercial de sus plantas. En caso de que las plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al STN y STR no cumplan todos los términos y plazos establecidos en esta Resolución, los Acuerdos del C.N.O, circulares UPME y Procedimientos XM, la planta no puede ser declarada en operación comercial.

(Fuente: R CREG 060/19, art. 27)

Coordinación de la operación en tiempo real

ARTÍCULO 7.1.5.5.3.1. Coordinación de la operación en tiempo real.

-- El CND realizará la coordinación en tiempo real de la operación de los recursos de generación y transmisión del SIN, incluyendo las interconexiones internacionales. Para ello el CND coordinará la ejecución de las maniobras directamente o a través de los demás agentes del SIN.

-- El CND realizará la supervisión de los Activos de Uso del STN y de Conexión al STN, de las interconexiones internacionales a nivel de tensión igual o superior al IV y de las unidades de generación del SIN despachadas centralmente, y las no despachadas centralmente que se requieran, según su criterio.

-- Las empresas generadoras operarán sus unidades siguiendo el Despacho Económico horario o el Redespacho si se presentan modificaciones.

Cuando se presenta un desbalance entre la carga y la generación del sistema, el AGC corregirá la desviación de frecuencia dentro de su margen de regulación.

Posteriormente, el CND determinará si hay unidades o plantas que presentan desviaciones del programa. Si es así y estas pueden volver al programa, el CND solicitará a las unidades o plantas ajustarse al mismo. Si con estas acciones el margen de regulación no se restablece, el CND solicitará variación en la generación de unidades o plantas para que asuman la desviación, teniendo en cuenta los precios ofertados a la Bolsa de Energía de las plantas despachadas en el proceso de optimización, iniciando con la de menor precio, si existe disponibilidad en estas plantas, la disponibilidad adicional se seleccionará de acuerdo con el precio ofertado a la Bolsa de Energía, iniciando con la de menor precio no despachada. La instrucción dada por el CND a los generadores contiene explícitamente la hora a partir de la cual se debe modificar la generación, la nueva generación en MW y la causa por la cual se modifica el programa de generación. La unidad o planta se señala como reguladora.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5.2) (Fuente: R CREG 076/09, art. 7)

Coordinación de maniobras

Introducción

ARTÍCULO 7.1.5.5.4.1.1. Introducción.

Las maniobras en Activos de Uso del STN y Conexión al STN, en Interconexiones Internacionales de nivel IV o superior, son coordinadas por el CND mediante las instrucciones a las empresas que prestan los servicios correspondientes en forma directa.

El CND coordina a través de los Operadores de Red las maniobras en los equipos de los STRs y/o SDL, cuando estas afectan los límites de intercambio de áreas operativas o implican variaciones de generación en plantas y/o unidades centralmente despachadas.

- El CND coordina en forma directa con las empresas generadoras, la entrada y salida de operación de las plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente.

- El CND coordina la operación y mantenimiento de las Interconexiones Internacionales, según los acuerdos establecidos para tal efecto.

- Cualquier comunicación entre el personal del CND, y los demás agentes del SIN debe contener, en forma explícita, la siguiente información: el nombre de la persona que emite la comunicación, la identificación del equipo al cual se le va a modificar alguna de sus condiciones operativas, la instrucción operativa, la hora en la cual se imparte la instrucción y la hora en la cual se debe ejecutar la misma. La persona que recibe la instrucción repetirá la misma para asegurar a quien la emitió que ella fue entendida claramente. Toda información operativa se emitirá a través de teléfono con grabación permanente y deberá quedar una constancia escrita.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5.3) (Fuente: R CREG 083/99, art. 5)

Secuencia de maniobras de apertura de líneas

ARTÍCULO 7.1.5.5.4.2.1. DE LÍNEAS BAJO COBERTURA DEL CND. Para la apertura de una línea de transmisión del STN entre las subestaciones A y B, el CND luego de adecuar las condiciones operativas del SIN para efectuar las maniobras, imparte la siguiente secuencia de instrucciones a los operadores de las subestaciones:

1) Efectuar la apertura en la subestación A del campo de la línea a la subestación B. El CND espera confirmación de la ejecución de esta maniobra.

2) Efectuar la apertura en la subestación B del campo de la línea a la subestación A. El CND espera confirmación de la ejecución de esta maniobra.

3) Despejar campos de la línea en las subestaciones A y B. El CND espera confirmación de la ejecución de estas maniobras.

4) Conectar a tierra la línea en las subestaciones A y B. El CND espera confirmación de la ejecución de estas maniobras.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5.3.1.1)

ARTÍCULO 7.1.5.5.4.2.2. DE LÍNEAS BAJO COBERTURA DE UN CRD. Se cumple la siguiente secuencia:

1) El CRD informa al CND que se va a efectuar la apertura de la línea.

2) De ser necesario, el CND adecúa las condiciones operativas del SIN para la apertura correspondiente e informa al CRD que puede iniciar maniobras.

3) Se realiza la secuencia descrita en 5.3.1.1 sólo que quien imparte las instrucciones es el CRD correspondiente.

4) El CRD informa al CND que fue realizada la apertura de la línea.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5.3.1.2)

ARTÍCULO 7.1.5.5.4.2.3. DE LÍNEAS BAJO COBERTURA PARCIAL DEL CND. Esta situación se presenta cuando uno de los extremos de la línea no está bajo cobertura del CND. En este caso, se realiza la secuencia descrita en 5.3.1.1 para el extremo bajo cobertura del CND. Las maniobras en el otro extremo se coordinan a través del CRD correspondiente.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5.3.1.3)

Secuencia de maniobras de cierre de líneas

ARTÍCULO 7.1.5.5.4.3.1. DE LÍNEAS BAJO COBERTURA DEL CND. Para el cierre de una línea de transmisión del STN entre las subestaciones A y B, el CND luego de adecuar las condiciones operativas del SIN para efectuar las maniobras, imparte la siguiente secuencia de instrucciones a los operadores de las subestaciones:

1) Desconectar de tierra en las subestaciones A y B la línea correspondiente. El CND espera confirmación de la ejecución de estas maniobras.

2) Preparar campos de la línea en las subestaciones A y B. El CND espera confirmación de la ejecución de estas maniobras.

3) Efectuar el cierre en la subestación A del campo de la línea a la subestación B. El CND espera confirmación de la ejecución de esta maniobra.

4) Efectuar el cierre en la subestación B del campo de la línea a la subestación A. El CND espera confirmación de la ejecución de esta maniobra.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5.3.2.1)

ARTÍCULO 7.1.5.5.4.3.2. DE LÍNEAS BAJO COBERTURA DE UN CRD. 1) El CRD informa al CND que se va a efectuar el cierre de la línea.

2) De ser necesario, el CND adecúa las condiciones operativas del SIN para el cierre correspondiente e informa al CRD que puede iniciar maniobras.

3) Se realiza la secuencia descrita en 5.3.2.1 sólo que quien imparte las instrucciones es el CRD correspondiente.

4) El CRD informa al CND que fue realizado el cierre de la línea.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5.3.2.2)

ARTÍCULO 7.1.5.5.4.3.3. DE LÍNEAS BAJO COBERTURA PARCIAL DEL CND. Esta situación se presenta cuando uno de los extremos de la línea no está bajo cobertura del CND. En este caso, se realiza la secuencia descrita en 5.3.2.1 para el extremo bajo cobertura del CND. Las maniobras en el otro extremo se coordinan a través del CRD correspondiente.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5.3.2.3)

Coordinación del restablecimiento en caso de eventos

ARTÍCULO 7.1.5.5.5.1. Coordinación del restablecimiento en caso de eventos. Cuando se presenta un evento que afecta total o parcialmente el SIN, el CND y los CRDs determinan las acciones de restablecimiento de acuerdo con el siguiente esquema:

a) El CND y los CRDs determinan, con la información recibida de sus correspondientes equipos de supervisión, la topología y el estado de la red después del evento.

b) Los operadores de las Subestaciones del STN en las cuales se verifique ausencia total de tensión, proceden a aislar los barrajes mediante la apertura de los interruptores que se encuentran aún cerrados e informan de esta acción al CND y al CRD correspondiente.

c) Los operadores de las Subestaciones de los STRs o Sistemas de Distribución Local en las cuales se verifique ausencia total de tensión, proceden a aislar todas las cargas con la apertura de sus interruptores y aislar sus barras del STN o STR, e informan de esta acción al CRD correspondiente.

d) Los CRDs establecen comunicación inmediata con el CND e informan acerca de la topología y el estado de la red.

e) El CND define el plan de restablecimiento con base en las Consignas Operativas acordadas entre el CND y los CRDs. El plan se desarrolla manteniendo una comunicación continua entre los CRDs y el CND.

f) Los CRDs coordinan las maniobras a su cargo según el plan definido e informan al CND, a través del canal de comunicación que se haya establecido, sobre las maniobras que se realicen hasta concluir el restablecimiento.

g) Para la reconexión de carga la frecuencia debe regularse manualmente dentro del rango de 59.8 Hz a 60.1 Hz. El CND en coordinación con el CRD correspondiente informa a las empresas la magnitud de demanda que debe ser reconectada. Una vez se normalice la demanda, la empresa informa a través de los CRDs al CND, la magnitud de la demanda efectivamente reconectada.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5.4)

Coordinación de consignación de equipos

ARTÍCULO 7.1.5.5.6.1. CONSIGNACIÓN DE EQUIPOS.

Cualquier intervención sobre los equipos listados a continuación, por su incidencia en la confiabilidad del SIN, debe ser considerada como Consignación Nacional:

- Los sistemas de recierres de líneas del STN.

- Los reactores de línea, barras y terciarios asociados a la red del STN.

- Las protecciones y sistemas de control y disparo asociados a generadores despachados centralmente .

- Los sistemas de Telecomunicaciones del CND.

- Las líneas de Interconexión Internacionales de nivel de tensión igual o superior al IV.

- Los equipos de STR y/o SDL que a criterio del CND se requieran.

- Los componentes del sistema de Supervisión y Control del CND.

- Los sistemas de telecomunicaciones que afectan el recibo de datos operativos en el CND o teleprotecciones de circuitos de la red del STN.

Durante la Consignación, el equipo se considera indisponible y queda bajo la completa responsabilidad de la empresa correspondiente. El jefe de trabajos en sitio es el responsable de la seguridad física de las personas y los equipos a intervenir. Las Consignaciones Nacionales son estudiadas y aprobadas por el CND. Los mantenimientos de cualquier generador despachado centralmente son considerados como Consignación Nacional.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5.5.1) (Fuente: R CREG 083/99, art. 5)

ARTÍCULO 7.1.5.5.6.2. COORDINACIÓN SEMANAL DE MANTENIMIENTOS Y/O DESCONEXIONES DE EQUIPOS.

1. Los generadores, propietarios u operadores de los equipos del STN, las Interconexiones Internacionales de Nivel IV o superior, los Activos de Conexión al STN y los equipos de los STR y/o SDL que sean considerados como Consignación Nacional, ingresarán su solicitud formal de consignación en el sistema de información descritos en los Numerales 2.1.1.3 y 2.1.1.4 A menos que se trate de una Consignación de Emergencia, los mantenimientos a realizar deben ser los incluidos para la semana siguiente, a partir del lunes a las 00:00 horas. El CND tomará la información disponible en el Sistema de Información el martes de cada semana a las 08:00 horas"

2. El CND estudia las solicitudes y verifica la información de los equipos con categoría de Consignación Nacional.

3. El CND coordina los programas de mantenimiento de acuerdo con los análisis eléctricos.

4. El CND ingresa en el sistema de información descrito en los Numerales 2.1.1.3 y 2.1.1.4, las Consignaciones Nacionales aprobadas para la semana siguiente, a más tardar el jueves de la semana en curso a las 16:00 horas, las cuales deberán ser consultadas directamente por los agentes.

5. Si el CND, determina que por las condiciones de seguridad y confiabilidad del SIN es necesario suspender o aplazar algunas de las consignaciones aprobadas, incluidas las de la semana en ejecución, informará sobre la ocurrencia de tal circunstancia a los agentes con el fin de que estos programen nuevamente dichos mantenimientos y/o desconexiones, los cuales podrán ser programados, de ser posible, en la misma semana de ejecución o en la siguiente. En este caso, los agentes deberán informar al CND sobre la nueva programación antes de que venza el plazo definido por el CND en la respectiva solicitud. Si pese a esto, no se logran restablecer los márgenes de seguridad y confiabilidad del SIN, el CND suspenderá y/o aplazará los mantenimientos y/o desconexiones que considere necesarios. En la programación de mantenimientos, el CND dará prioridad a los mantenimientos y/o desconexiones que ha ordenado aplazar, siguiendo, en la medida de lo posible, el orden cronológico en que fueron registrados en el sistema de información.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5.5.2) (Fuente: R CREG 065/00, art. 9)

ARTÍCULO 7.1.5.5.6.3. EJECUCIÓN DE CONSIGNACIONES NACIONALES. El procedimiento para la ejecución es el siguiente:

- El personal ejecutor del mantenimiento se presenta al sitio de los trabajos e informa al personal encargado de la operación acerca del equipo que requiere ser consignado presentando el correspondiente permiso debidamente diligenciado y aprobado por el CND.

- El personal de operación del sitio se comunica con el CND, en forma directa o a través del CRD según cobertura, y solicita el inicio de la consignación correspondiente.

- El CND coordina directamente o a través de los CRDs las acciones y maniobras necesarias para retirar de servicio el equipo solicitado y una vez las concluya entrega dicho equipo al personal de operación del sitio autorizando el inicio de los trabajos.

- Cuando el personal ejecutor del mantenimiento concluya sus labores, entrega el equipo al personal de operación del sitio e informa el estado del mismo.

- El personal de operación del sitio entrega al CND o al CRD, según el caso, el equipo disponible para operación informando acerca del estado del mismo.

- El CND coordina directamente o a través de los CRDs las acciones y maniobras necesarias para colocar en servicio el equipo, concluyendo así la consignación nacional correspondiente.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5.5.3)

Control de frecuencia

ARTÍCULO 7.1.5.5.7.1. OBLIGATORIEDAD DEL SERVICIO DE REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA. Todas las plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente, están en la obligación de prestar el Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia.

(Fuente: R CREG 023/01, art. 2)

ARTÍCULO 7.1.5.5.7.2. RESERVA RODANTE, BANDA MUERTA Y ESTATISMO DE PLANTAS DESPACHADAS CENTRALMENTE Y CARACTERÍSTICAS ADICIONALES PARA EL CONTROL DE FRECUENCIA/POTENCIA DE PLANTAS SOLARES FOTOVOLTAICAS Y EÓLICAS. Todas las plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente, deben estar en capacidad de prestar el servicio de Regulación Primaria de Frecuencia, equivalente al 3% de su generación horaria programada. Para dar cumplimiento a lo anterior, las plantas y/o unidades de generación deben estar habilitadas para incrementar o decrementar su generación, incluso cuando sean despachadas con la disponibilidad máxima declarada o en su mínimo técnico, durante los tiempos de actuación definidos en la presente Resolución para la Reserva de Regulación Primaria. Se exceptúa de lo aquí dispuesto, el decremento cuando las plantas y/o unidades operan en su mínimo técnico.

Para una adecuada calidad de la frecuencia, las unidades generadoras deberán tener una Banda Muerta de respuesta a los cambios de frecuencia menor o igual a 30 mHz. Este valor podrá ser revaluado por el CND cuando lo considere conveniente.

El Estatismo de las unidades generadoras despachadas centralmente, excepto las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, debe tener un valor entre el 4% y el 6%, el cual deberá ser declarado por el agente al CND.

Las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, conectadas al STN y STR, deben tener un control de potencia activa/frecuencia que incluya una banda muerta y un estatismo permanente ajustable, permitiendo su participación en la regulación primaria de frecuencia del sistema. La respuesta de Regulación primaria se debe verificar en el punto de conexión acorde al Artículo 5o de la Resolución CREG 023 de 2001 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. El control debe tener la capacidad de recibir al menos una consigna de potencia activa de forma local. El control de potencia activa/frecuencia de las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, conectadas al STN y STR, debe cumplir con los siguientes requerimientos:

- Ser estable: las señales de salida del control deben ser amortiguadas en el tiempo ante señales de entrada escalón, para todos los modos y condiciones operativas.

- El estatismo debe ser configurable en un rango entre el 2% y el 6%.

- La banda muerta debe ser configurable en un rango entre 0 y 120 mHz. Inicialmente deberán tener una Banda Muerta de respuesta a los cambios de frecuencia menor o igual a 30 mHz.

- El ajuste de la función de control de frecuencia para eventos de subfrecuencia y sobrefrecuencia debe ser reportado al CND por el agente que representa la planta antes de las pruebas para entrada en operación comercial. La función de control de frecuencia para eventos de subfrecuencia y sobrefrecuencia debe ser reajustada en caso de que en la operación se identifiquen riesgos a la seguridad del SIN.

- Los parámetros de ganancia y constantes de tiempo deben poder ser modificados para cumplir con criterios de estabilidad y velocidad de respuesta del SIN, teniendo en cuenta las características técnicas de las tecnologías disponibles.

El CND definirá mediante estudio, análisis y seguimiento posoperativo, los parámetros de ganancia y constantes de tiempo para cumplir con criterios de estabilidad, velocidad de respuesta del SIN.

- Cumplir con los siguientes parámetros: tiempo de respuesta inicial máximo (Tr) de 2 segundos y tiempo de establecimiento máximo (Te) de 15 segundos.

- El CND dentro de los rangos establecidos, definirá el valor de estatismo y banda muerta de acuerdo con las necesidades del SIN.

PARÁGRAFO 1o. Las plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al STN y STR deben estar en capacidad de prestar el servicio de regulación primaria para eventos de sobrefrecuencia y subfrecuencia. Para ser declaradas en operación comercial, deben realizar pruebas de respuesta primaria ante eventos de sobrefrecuencia y subfrecuencia como se establece en el numeral 7.7 del Código de Operación.

PARÁGRAFO 2o. Transitoriamente, las plantas solares fotovoltaicas y eólicas, conectadas al STN y STR, se excluyen de la obligatoriedad de la prestación del servicio de respuesta primaria para eventos de subfrecuencia. Cuando la CREG lo decida se deberá prestar este servicio.

(Fuente: R CREG 023/01, art. 4) (Fuente: R CREG 060/19, art. 12)

ARTÍCULO 7.1.5.5.7.3. EVALUACIÓN DEL SERVICIO DE REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA. Con base en la información que obtenga el CND de la operación de las plantas y/o unidades del SIN, y/o de la obtenida de las pruebas de campo que se efectúen a las mismas, el CND determinará la prestación efectiva del Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia.

A más tardar un mes después de la entrada en vigencia de la presente Resolución, el CND informará al CNO el mecanismo que utilizará para determinar la prestación efectiva o no del Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia por parte de los agentes generadores.

(Fuente: R CREG 023/01, art. 5)

ARTÍCULO 7.1.5.5.7.4. RECONCILIACIÓN POR LA NO PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA. Un mes después de informado el CNO, sobre el mecanismo que utilizará el CND para determinar la prestación efectiva o no del Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia, las plantas y/o unidades de generación que no estén prestando efectivamente el Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia, según lo establecido en la presente Resolución, serán sujetos de Reconciliación por cada día de incumplimiento, de acuerdo con el siguiente esquema de reconciliación:

Donde:

REC:	Reconciliación por la no prestación del Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia.
PR:	Precio de Reconciliación según lo establecido en la reglamentación vigente.
Gr_i:	Generación real en la hora i
RRP:	Porcentaje de Reserva para Regulación Primaria de

Se considera que una planta y/o unidad de generación incumple en un día su obligación de prestar el Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia, si no lo presta en cualquier momento de las 24 horas del respectivo día.

Cada vez que el CND detecte que una planta y/o unidad de generación está incumpliendo con el Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia, informará sobre el hecho al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) y al agente incumplido, y realizará una nueva evaluación del desempeño de la planta y/o unidad de generación a partir de las 00:00 horas del siguiente día de operación.

(Fuente: R CREG 023/01, art. 6)

ARTÍCULO 7.1.5.5.7.5. DISTRIBUCIÓN DEL RECAUDO POR NO PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA. El ASIC distribuirá diariamente la cantidad liquidada según lo establecido en el artículo 6o. de la presente Resolución, entre las plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente que no hayan sido objeto de Reconciliación por este concepto durante el respectivo día. Dicha asignación se hará a prorrata de la generación real del día.

(Fuente: R CREG 023/01, art. 7)

ARTÍCULO 7.1.5.5.7.6. REGULACIÓN PRIMARIA. Todas las unidades y plantas de generación del Sistema Interconectado Nacional están en obligación de operar con el regulador de velocidad en modalidad libre. Las unidades y plantas del Sistema deben garantizar el valor de estatismo declarado al Centro Nacional de Despacho (CND). Se debe efectuar la prueba de estatismo especificada en el Numeral '7.5.2 Prueba de Estatismo' con la periodicidad establecida y procedimientos establecidos por el CNO. Los costos de esta prueba serán asumidos por el respectivo generador.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5.6.1) (Fuente: R CREG 023/01, art. 3)

ARTÍCULO 7.1.5.5.7.7. REGULACIÓN SECUNDARIA. Todos las empresas de generación deben participar en la regulación secundaria de frecuencia con sus propias unidades o por medio de plantas de otras empresas.

La regulación secundaria del SIN es efectuada por el (AGC) bajo el esquema llamado jerárquico. El CND distribuye la reserva rodante de acuerdo al Numeral "3.2 Reserva Rodante".

Cuando no se disponga del sistema AGC, la regulación secundaria se hace mediante esquemas descentralizados a través de los CRDs o manualmente con una planta del SIN. Esta operación se coordina desde el CND.

Cuando el SIN opera interconectado con un sistema de otro país, se controlan los intercambios internacionales y la frecuencia objetivo. En este caso el SIN se opera bajo el esquema jerárquico a nivel nacional.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5.6.2) (Fuente: R CREG 060/19, art. 36)

ARTÍCULO 7.1.5.5.7.8. RESPUESTA RÁPIDA EN FRECUENCIA PARA PLANTAS EÓLICAS. Las plantas eólicas, conectadas al STN y STR, deben tener la funcionalidad de respuesta rápida de frecuencia a través de la modulación transitoria de la potencia de salida, cumpliendo con los siguientes requisitos:

- La funcionalidad debe activarse cuando la frecuencia alcance un valor igual o inferior a 59.85 Hz, contribuyendo con un aporte en potencia proporcional a la caída de frecuencia en razón a 12% de la potencia nominal de la planta de generación por cada Hertz. Este aporte deberá ser retirado automáticamente del sistema si la frecuencia entra al rango definido por la banda muerta del control frecuencia/potencia. En caso de que al cabo de 6 segundos la frecuencia no haya regresado al rango mencionado anteriormente se debe retirar el aporte adicional de potencia activa.

- El aporte adicional de potencia activa debe ser limitado a 10% de la potencia nominal del generador.

- Ante desviaciones de frecuencia mayores a 0.15 Hz y menores o iguales a 0.83 Hz con respecto a la frecuencia nominal, el generador deberá alcanzar el aporte adicional en un tiempo igual o menor a 2 segundos, contabilizados a partir de que se supere el umbral de activación de la funcionalidad, y mantenerse máximo 4 segundos aportando la potencia máxima requerida de acuerdo con el evento de frecuencia. Esta característica deberá ser verificada en las pruebas de puesta en servicio y notificada al CND.

- La función de respuesta rápida de frecuencia debe cumplir con los requisitos establecidos anteriormente mientras la planta opere al menos al 25% de su potencia nominal. Cuando opere por debajo de este nivel, debe reportar el valor de contribución y los tiempos de respuesta.

Los parámetros de esta funcionalidad: umbral de activación, velocidad de subida, tiempo de sostenimiento y tiempo de subida podrán ser reevaluados por el CND de acuerdo a las condiciones operativas del sistema.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5.6.3) (Fuente: R CREG 060/19, art. 13)

Control de voltaje

ARTÍCULO 7.1.5.5.8.1. CONTROL DE VOLTAJE. - Los voltajes objetivo en los nodos de generación se determinarán según los resultados de las metodologías del Planeamiento Operativo Eléctrico.

- Los movimientos de taps en los transformadores con cambio bajo carga, se hacen según los resultados del Planeamiento Operativo Eléctrico de Corto y muy Corto Plazo.

- La disminución de voltaje se hace siguiendo las instrucciones del CND o del CRD, según el siguiente orden de prioridades:

1. Ajuste de voltajes objetivo de generadores.

2. Cambio de posición de los taps de transformadores.

3. Desconexión de condensadores.

4. Conexión de reactores.

5. Desconexión de líneas de transmisión o distribución en horas de baja carga.

- El aumento de voltaje se hace siguiendo las instrucciones del CND o del CRD, según el siguiente orden de prioridades:

1. Conexión de líneas de transmisión o distribución.

2. Desconexión de reactores.

3. Conexión de condensadores.

4. Cambio de posición de los taps de transformadores.

5. Ajuste de voltajes objetivo de generadores.

Todas las plantas del SIN están obligadas a participar en el control de tensión, por medio de la generación o absorción de potencia reactiva según la curva de capacidad declarada.

La generación o absorción de potencia reactiva de las centrales se establece en los análisis eléctricos de estado estacionario para las diferentes condiciones de demanda.

La frecuencia con la que deben realizarse las pruebas de potencia reactiva se establecen en el numeral 7.4.1 Prueba de Potencia Reactiva del Reglamento de Operación.

Las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, conectadas al STN y STR, deberán cumplir lo siguiente:

a) Tener la capacidad de controlar la tensión en forma continua en el rango operativo normal del punto de conexión, por medio de la entrega o absorción de potencia reactiva de acuerdo con su curva de carga declarada y según las consignas de operación definidas por el CND, para esto, se deberán cumplir los siguientes requisitos:

- El regulador de tensión deberá contar con los siguientes modos de control: tensión, potencia reactiva y factor de potencia.

- El regulador de tensión deberá disponer de un estatismo configurable.

- El control de potencia reactiva/tensión, debe ajustarse de tal manera que sea estable y que, ante cualquier cambio en lazo abierto tipo escalón en la consigna de tensión, potencia reactiva o factor de potencia, la potencia reactiva de la planta tenga un tiempo de respuesta inicial menor a 2 segundos y un tiempo de establecimiento menor a 10 segundos.

El control debe tener la capacidad de recibir al menos una consigna de potencia reactiva, de tensión o factor de potencia de forma local o remota.

b) Para tensiones dentro del rango normal de operación en el punto de conexión, deberá operar dentro de los límites establecidos por la curva de capacidad de plantas eólicas y solares fotovoltaicas que se muestra a continuación.

Donde:

P y Q son la potencia activa y reactiva y Pn es la potencia activa nominal.

Cuando una planta de generación eólica y solar fotovoltaica, conectada al STN y STR, esté operando en valores de potencia inferiores al 10% de la potencia activa nominal no habrá exigencia de entrega o absorción de potencia reactiva para control de tensión. Sin embargo, en esa condición la planta no debe exceder el 5% en aporte o absorción de potencia reactiva respecto a la capacidad de potencia activa nominal de la planta (5 % Q/Pn).

Antes de la entrada en operación comercial, se realizarán pruebas para verificar las curvas de capacidad y, posterior a la entrada en operación, el CND realizará seguimiento posoperativo para verificar que se conserve su cumplimiento.

Para la aplicación de la curva P-Q anterior el C.N.O., con apoyo del CND, deberá determinar mediante simulaciones de la operación del sistema una curva de potencia reactiva en función de la tensión (Q-V) o equivalente en el punto de conexión, que conjuntamente con la curva P-Q permitan determinar los requisitos que deben cumplir las plantas en el punto de conexión. Lo anterior debe expedirse mediante Acuerdo del C.N.O.

Adoptar la Curva Q-V o su equivalente será opcional; en todo caso, de no optar por la curva Q-V o su equivalente, la planta deberá cumplir las disposiciones respecto a la curva P-Q en el punto de conexión. En caso de adoptarse la curva Q-V o su equivalente, la curva P-Q en el punto de conexión debe entenderse como una curva ajustada en función de los requisitos operativos de potencia reactiva y tensión resultantes de aplicar la curva Q-V o su equivalente.

c) Cuando se presenten fallas simétricas o asimétricas deben poder operar dentro de los límites establecidos por las curvas de comportamiento de depresiones de tensión (LVRT) y sobretensiones (HVRT) para plantas eólicas y solares fotovoltaicas.

La Característica de depresiones de tensión y sobretensiones para plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al STN y STR, que no incluye red de 500 kV, es la que se muestra a continuación:

La Característica de depresiones de tensión y sobretensiones para fuentes no síncronas conectadas a la red en el nivel de tensión de 500 kV es la que se muestra a continuación:

Adicional a lo anterior, estas plantas deben ser capaces de superar depresiones de tensión sucesivas así:

- Para plantas eólicas, si la energía disipada durante las depresiones de tensión es menor a la capacidad nominal del recurso de generación durante 2 segundos, contabilizada en una ventana móvil de 30 minutos.

- Para plantas solares fotovoltaicas, deben soportar depresiones sucesivas separadas por 30 segundos entre depresión y depresión.

El CND realizará seguimiento del cumplimiento de este requisito ante eventos en el SIN.

d) Deben priorizar la inyección de corriente reactiva de forma que alcance un 90% del delta de cambio esperado en menos de 50 ms, con una tolerancia del 20%, ante desviaciones de tensión que excedan los límites operativos de la tensión nominal en la planta de generación. Los 50 ms consideran el tiempo necesario para detectar la falla.

El valor del delta de cambio de inyección de corriente reactiva, en el punto de conexión, se calcula de acuerdo con la siguiente figura:

Para la figura anterior, se deben tener en cuenta los siguientes criterios:

es el valor de la siguiente relación:

Donde:

	es la variación de corriente reactiva respecto al valor de corriente reactiva que tenía antes del evento.
In:	es la corriente nominal.
	es la variación de tensión respecto al valor de tensión que tenía antes del evento.
Un:	es la tensión nominal.
k:	valor de la pendiente de respuesta. Debe ser ajustable con valores entre 0 y 10.

- El aporte de potencia reactiva adicional se limitará al 100% de la corriente nominal del generador.

- El CND determinará el valor de k a ser usado en el punto de conexión, después de realizar los estudios eléctricos con el modelo suministrado por cada planta de generación. Cada planta de generación solar fotovoltaica y eólica debe determinar el valor de k a utilizar en cada inversor para cumplir con el valor de k definido por el CND en el punto de conexión, para lo cual se debe tener en cuenta una k parametrizable entre 0 y 10 en cada inversor y el valor máximo declarado para el generador.

- La banda muerta de tensión corresponde al rango de tensión de operación normal en el punto de conexión definido en el numeral 5.1 del Código de Operación y en el cual no operará el control de respuesta rápida de corriente reactiva definido en este literal.

- El aporte de potencia reactiva adicional se debe mantener siempre que la tensión esté por fuera del rango normal de operación.

- Se debe mantener un aporte de potencia reactiva por 500 ms después de que la tensión entre a la banda muerta de tensión manteniendo un aporte adicional proporcional a la desviación de la tensión con respecto al valor de referencia (1 p.u).

Ante eventos simultáneos de frecuencia y tensión, el CND deberá evaluar según el estado del sistema que prioridad da a la corrección de las variables de balance de frecuencia o tensión.

El CND deberá realizar evaluaciones periódicas del funcionamiento de este servicio teniendo en cuenta las condiciones del SIN.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5.7) (Fuente: R CREG 229/21, art. 1) (Fuente: R CREG 060/19, art. 14) (Fuente: R CREG 135/13, art. 1)

Rampa operativa para arranque y parada

ARTÍCULO 7.1.5.5.9.1. RAMPA OPERATIVA PARA ARRANQUE Y PARADA. Las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, conectadas al STN y STR, deben tener una rampa operativa para arranque y parada ajustable. Inicialmente se define una rampa máxima del 14 % de la potencia nominal de la planta, en MW/min, para lo cual:

- Este requerimiento de arranque y parada aplica siempre que esté disponible el recurso primario de generación.

- El agente debe reportar la rampa máxima de la planta.

- Este parámetro debe poder ajustarse dependiendo de las condiciones del sistema, considerando la rampa máxima reportada.

- El valor inicial de la rampa máxima del 14% podrá ser revaluado por el CND, considerando la rampa máxima reportada.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5.8) (Fuente: R CREG 060/19, art. 15)

Suministro de información adicional

ARTÍCULO 7.1.5.6.1. PARÁMETROS DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN. Los parámetros de las unidades de generación descritos a continuación deben ser declarados por las empresas de generación al CND, al inicio de cada período estacional o cuando se presenten modificaciones:

- Descripción de restricciones operativas especiales de las unidades.

- Generación mínima por unidad.

- Capacidad efectiva de la unidad.

- Velocidad de toma de carga o descarga de unidades (MW/minuto).

- Máxima generación y absorción de potencia reactiva (MVARs).

- Tiempo mínimo en operación (horas).

- Tiempo mínimo de apagado (horas).

- Tiempos de arranque en frío de unidades térmicas (horas).

- Información de ciclos combinados.

La información de parámetros debe ser suministrada de acuerdo con el formato "Declaración de parámetros de unidades de generación". Anexo CO-3.

Las modificaciones de parámetros se deben enviar al CND, de acuerdo con el formato "Modificación de parámetros de unidades de generación". Anexo CO-3.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 6.1)

ARTÍCULO 7.1.5.6.2. DECLARACIÓN DE DATOS HIDROLÓGICOS. Las empresas de generación, propietarias de plantas hidráulicas deben informar diariamente al CND antes de las 06:00 horas de cada día los siguientes datos para cada embalse:

- Nivel del embalse a las 05:00 horas del día en curso, especificando la cota leída en el embalse en metros sobre el nivel del mar (m.s.n.m.), y los millones de metros cúbicos (mm3) correspondientes a esa cota.

- El agua turbinada por la planta en el período de las 05:00 horas del día anterior y las 05:00 horas del día en curso expresada en mm3.

- El agua vertida por el embalse en el período de las 05:00 horas del día anterior y las 05:00 horas del día en curso expresada en mm3.

- El agua descargada del embalse por compuertas de fondo o cualquier otro sistema, en el período de las 05:00 horas del día anterior y las 05:00 horas del día en curso, expresada en mm3.

- El promedio de aportes al embalse en el período de las 05:00 horas del día anterior y las 05:00 horas del día en curso expresados en metros cúbicos por segundo (m3/seg).

- Relación de mantenimientos o indisponibilidades previstas para el día siguiente en el sistema hidráulico asociado al embalse, tal que se afecte la operación del mismo. Se debe especificar el período de mantenimiento y las restricciones correspondientes.

Las empresas de generación propietarias de las plantas hidráulicas filo de agua deben informar diariamente al CND antes de las 06:00 horas de cada día los aportes naturales de todos los ríos que entran al embalse expresados en m3/seg.

La anterior información debe ser enviada al CND de acuerdo con el formato "Declaración de datos hidrológicos". Anexo CO-3.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 6.2)

ARTÍCULO 7.1.5.6.3. DECLARACIÓN DE PARÁMETROS DE LOS EMBALSES. Las empresas de generación propietarias de las plantas hidráulicas deben enviar al CND al inicio de cada período estacional o cuando se presenten modificaciones, los parámetros de los modelos hidráulicos de acuerdo a lo especificado en el Anexo CO-3.

Los parámetros declarados son los siguientes:

- Nivel mínimo físico del embalse.

- Capacidad máxima de almacenamiento en Mm3.

- Curva de volumen en Mm3 v/s cota en m.

- Curva de área en m2 v/s cota en m.

- Especificaciones del sistema de vertimiento (descargas de fondo, turbinados, vertederos libres o por compuertas).

- Restricciones de vertimiento máximo que pueden ocasionar alguna catástrofe o problema local en Mm3/Seg.

- Volumen de espera en Mm3.

La anterior información debe ser enviada al CND de acuerdo con el formato "Declaración de parámetros de los embalses". Anexo CO-3.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 6.3)

ARTÍCULO 7.1.5.6.4. DISPONIBILIDAD DEL STN, STR Y SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN LOCAL. Las empresas transportadoras y distribuidoras de energía deben suministrar la siguiente información al CND todos los días antes de las 11:00 horas:

- Las desconexiones programadas de equipos que afecten los límites de transferencias o la atención de la demanda de las áreas operativas del SIN, debe especificarse el período de las desconexiones o el estimativo de la carga a racionar.

La información descrita debe ser suministrada al CND, de acuerdo con el formato "Restricciones de los equipos del STN, STR y Sistema de Distribución Local". Anexo CO-3.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 6.4)

ARTÍCULO 7.1.5.6.5. SUMINISTRO DE INFORMACIÓN DEL CND A LAS EMPRESAS. El CND pondrá a disposición de las empresas generadoras, comercializadoras, transportadoras, distribuidoras y CRDs la información operativa del día anterior en forma consolidada. Asimismo, actualizará estacionalmente el documento Parámetros Técnicos del SIN, a partir de la información básica recibida.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 6.5)

Pruebas y verificación de parámetros

Introducción

ARTÍCULO 7.1.5.7.1.1. Introducción. Este código de operación especifica los procedimientos se deben seguir para llevar a cabo las pruebas y verificación de parámetros de:

- Las plantas de generación que son incluidas en el despacho central con el objeto de verificar los parámetros registrados para la Planificación Operativa Indicativa y el Despacho Económico.

- El cumplimiento de los usuarios del Reglamento de Operación.

- El suministro de servicios complementarios de energía que se han convenido.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 7)

Solicitud de prueba

ARTÍCULO 7.1.5.7.2.1. Solicitud de prueba. El CND y los organismos de control pueden solicitar en cualquier momento a cualquier empresa generadora y a costo de esta última, pruebas de la capacidad efectiva de potencia activa o reactiva, estatismo, arranque rápido, restablecimiento, disponibilidad o parámetros de operación para demostrar que cumple con los parámetros declarados.

Las pruebas se hacen de acuerdo con los procedimientos establecidos en los numerales 7.4 a 7.6. La certificación se obtiene mediante prueba ante una empresa de auditoría técnica, debidamente registrada ante las autoridades competentes. La prueba deberá ser realizada antes de 96 horas después de realizada la solicitud. No se podrán solicitar más de dos pruebas para una misma unidad en cada año calendario, excepto cuando el generador haya fallado en las dos primeras pruebas.

La solicitud para realizar una prueba solo cubre generadores despachados centralmente desde el CND.

La solicitud de la prueba de los parámetros de operación, de cualquiera de las unidades que son centralmente despachadas, puede provenir de cualquiera de las empresas de generación, comercialización u organismos de control. En caso de que se verifique un incumplimiento, los costos de la prueba son sufragados por el dueño de la planta, pero en caso de que la prueba sea satisfactoria, los costos son asumidos por el o los generadores solicitantes. Estas solicitudes son independientes a las dos que pueden solicitar el CND o los organismos de control, durante un año, sin ningún costo.

Todas las mediciones de las pruebas se hacen en los terminales de alto voltaje del transformador elevador del generador.

La solicitud para realizar una prueba cubre a plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al STN y STR.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 7.1) (Fuente: R CREG 060/19, art. 16)

Falla de la prueba

ARTÍCULO 7.1.5.7.3.1. Falla de la prueba. Si el generador no pasa la prueba debe suministrar al CND dentro de los tres días hábiles siguientes un reporte escrito detallado en donde se ilustren técnicamente las causas de la falla.

La falla de la prueba será reportada por el CND al CNO y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. La Superintendencia tomará las acciones económicas, administrativas y legales a que haya lugar, según el caso.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 7.2)

Modificación de parámetros

ARTÍCULO 7.1.5.7.4.1. Modificación de parámetros. Si un generador falla la prueba se modifican los parámetros que se están comprobando conforme a los resultados que se hayan obtenido en la prueba. Posteriormente, la empresa generadora una vez haya hecho las respectivas correcciones y cuando lo estime conveniente puede realizar una segunda prueba.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 7.3)

Pruebas de conexión

ARTÍCULO 7.1.5.7.5.1. PRUEBA DE POTENCIA REACTIVA. La prueba es iniciada dentro del lapso mencionado anteriormente con el objeto de verificar todos los parámetros que la empresa generadora declara según el Anexo CO-2. La duración de la prueba es hasta de 60 minutos, período durante el cual el voltaje en el punto frontera es sostenido por el generador al voltaje especificado según se declara en el Anexo CO-2 mediante el ajuste de la potencia reactiva y si es necesario de otros generadores conectados a la red.

La generación de potencia de la unidad de generación es grabada en un registrador y las mediciones son tomadas en los terminales del estator con la presencia de representantes de la empresa auditora y de la empresa generadora. La prueba debe tener un margen de tolerancia del ± 1%.

La empresa auditora deberá ser seleccionada de una lista de empresas que realice el Consejo Nacional de Operación (CNO). Estas empresas deberán cumplir con los criterios de experiencia y estándares de ingeniería que defina el CNO. Mediante Acuerdos CNO posteriores se podrá modificar el listado de firmas auditoras autorizadas. El CND podrá sugerir firmas de ingeniería o de auditoría que cumplan los requisitos mencionados, para que el CNO las considere al elaborar la lista.

Las pruebas de potencia reactiva deben realizarse cada diez (10) años o antes, en caso de que el Centro Nacional de Despacho (CND) las requiera para una operación segura y confiable del SIN. Mediante acuerdos CNO se debe establecer claramente la metodología y cronogramas para realizar las pruebas de potencia reactiva, con el fin de que tengan el menor impacto posible en la operación económica del sistema.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 7.4.1) (Fuente: R CREG 135/13, art. 2)

ARTÍCULO 7.1.5.7.5.2. PRUEBA DEL ESTATISMO. La prueba de este parámetro debe realizarse como parte del monitoreo rutinario de las plantas de generación que se incluyen en el programa de Despacho Económico para verificar la respuesta de la regulación primaria ante cambios de frecuencia en el SIN.

El funcionamiento de la máquina es registrado en sitio, mediante señales de voltaje y corriente suministradas por la empresa generadora en los terminales del estator de la unidad. A falta de medición en los terminales del estator de la máquina, pueden utilizarse las señales de alta tensión del transformador elevador del generador. La frecuencia del sistema es registrada en la sala de control de la empresa generadora en presencia de uno de sus representantes y uno de la empresa auditora. La frecuencia del sistema también es registrada en la sala de control del CND. Las mediciones incluyen la posición de la válvula piloto del Gobernador.

El procedimiento de prueba a seguir es el siguiente:

- Cargar la unidad a un valor Po con el limitador de apertura al 100%. El valor de Po puede ser igual a la mitad de la capacidad efectiva de la unidad pero siempre debe ser superior a la generación mínima técnica.

- Con el limitador de apertura bajar la carga de la unidad a cero, sin modificar la referencia de velocidad.

- Desconectar la unidad del SIN.

- Abrir el limitador al 100%.

- Tomar la lectura de sobrevelocidad medido como variación de frecuencia f en estado estacionario.

- El valor del estatismo (R), es dado por:

f = fref - fo

fo = Frecuencia del sistema.

fref = Frecuencia de referencia correspondiente a la sobrevelocidad de la unidad.

Pn = Capacidad nominal de la unidad.

El generador pasa la prueba si la respuesta primaria o secundaria a cambios de frecuencia en el SIN medida en MW/Hz, está dentro de un +/- 1% de tolerancia del valor especificado por la empresa generadora y si la posición de la válvula piloto indica que los parámetros del Gobernador están dentro de los criterios establecidos en el Anexo CO-2.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 7.4.2)

ARTÍCULO 7.1.5.7.5.3. PRUEBA DE ARRANQUE RÁPIDO. El CND en cualquier momento puede solicitar a cualquier empresa generadora que certifique los parámetros declarados de tiempos de arranque, sincronización o toma de carga. La prueba es iniciada dentro del lapso mencionado en la Numeral 6.1, con el objeto de verificar todos los parámetros que la empresa generadora declara de acuerdo al Anexo CO-2.

Los parámetros y variables que indiquen la velocidad de la sincronización y toma de carga de la unidad son grabados en un registrador con la presencia de un representante de la empresa auditora y otro de la empresa de generación. La unidad de generación pasa la prueba si el tiempo de sincronización y toma de carga cumple con los parámetros declarados ante el CND con una tolerancia positiva del 5 %. La empresa generadora debe demostrar a satisfacción del CND la confiabilidad de los registros y la precisión de los equipos de medición.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 7.4.3)

ARTÍCULO 7.1.5.7.5.4. PRUEBA DE RESTABLECIMIENTO. a) El generador en referencia debe estar sincronizado y suministrando energía al SIN.

b) Todas las máquinas diésel u otras máquinas asociadas al proceso de restablecimiento deben estar desenergizadas. Los servicios auxiliares de estas máquinas también deben estar desenergizados.

c) Se procede a bajar la generación de la unidad o planta en prueba hasta que esté completamente descargada y se desconecta del SIN. También se desconectan todos los suministros de corriente alterna y servicios auxiliares de la unidad o planta en prueba.

d) Se arranca la máquina diésel o aquella que esté designada para iniciar el restablecimiento. Se energizan los servicios auxiliares de la unidad en prueba y se arranca hasta alcanzar la velocidad sincrónica.

e) Se sincroniza la unidad al SIN pero se deja girando en vacío durante un lapso de cinco minutos y se procede a restablecer la generación que indique el programa de despacho a menos que el CND de la orden de tomar carga.

El generador incumple la prueba de restablecimiento si la unidad no está sincronizada al sistema en el tiempo declarado al CND, con una tolerancia positiva del 10 %.

Las plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al STN y STR no están sujetas a la prueba de restablecimiento, dada las características propias de la tecnología.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 7.4.4) (Fuente: R CREG 060/19, art. 17)

Prueba de disponibilidad

ARTÍCULO 7.1.5.7.6.1. Prueba de disponibilidad. El CND puede solicitar en cualquier momento a las empresas generadoras que están incluidos en el programa de Despacho Económico, que certifique la disponibilidad, si la unidad está siendo despachada por debajo de la disponibilidad declarada. La certificación se hace mediante prueba ante una empresa auditora debidamente reconocida por el CND.

La prueba de disponibilidad se hace como se describe a continuación:

a) En el tiempo de toma de carga declarado por la empresa generadora contados a partir de la orden de iniciación de la prueba, el generador debe estar entregando a la red la potencia disponible declarada.

b) Transcurrido el tiempo de toma de carga, se toma la lectura de contadores, dando así inicio a la prueba, la cual tiene una duración de 60 minutos.

c) Al finalizar los 60 minutos se toma nuevamente la lectura de contadores y se contabiliza la energía generada, se toma como potencia disponible la energía generada durante los 60 minutos.

El generador incumple la prueba de disponibilidad si la unidad tiene una potencia disponible inferior en un 1% a la disponibilidad declarada.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 7.5)

Prueba de los parámetros para el planeamiento operativo

ARTÍCULO 7.1.5.7.7.1. Prueba de los parámetros para el planeamiento operativo. El CND en cualquier momento puede solicitar a cualquier empresa generadora que certifique los parámetros utilizados en el Planeamiento Operativo con el fin de demostrar que cumple con los declarados. La prueba es iniciada dentro del lapso mencionado en la Numeral 6.1, con el objeto de verificar todos los parámetros que la empresa generadora declara de acuerdo al Anexo CO-2.

Los parámetros y variables a verificar son los declarados para el día en que la prueba sea realizada y deben ser grabados en un registrador con la presencia de un representante de la empresa auditora y otro de la empresa generadora. La duración de la prueba debe ser consistente y suficiente con los parámetros que se estén verificando. El generador debe demostrar a satisfacción del CND la confiabilidad de los registros y la precisión de los equipos de medición. El éxito de la prueba depende del parámetro que se este verificando, como:

a) Tiempo de Sincronización al SIN: La prueba es satisfactoria si el tiempo de sincronización es igual al registrado con una tolerancia positiva del 5%.

b) Rapidez de toma de carga: La prueba es exitosa si la unidad sube de 0 MW a la capacidad efectiva en el tiempo especificado al CND con tolerancia del 5%.

c) Capacidad Efectiva: El procedimiento para esta prueba es igual al de disponibilidad y se efectúa siempre y cuando esta se haya declarado igual a la capacidad efectiva. La empresa generadora cumple con la capacidad declarada si esta es igual a la declarada con una tolerancia del 1%.

d) Rapidez de rechazo de carga: La prueba es exitosa si la unidad baja de la capacidad efectiva a 0 MW en el tiempo especificado al CND con tolerancia del 5%.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 7.6)

Pruebas para plantas solares fotovoltaicas y eólicas

ARTÍCULO 7.1.5.7.8.1. Pruebas para plantas solares fotovoltaicas y eólicas. Antes de declararse en operación comercial, las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, conectadas al STN y STR, deben realizar y remitir los resultados de las siguientes pruebas al CND, de acuerdo con los términos y plazos establecidos mediante Acuerdo C.N.O:

- Pruebas de la curva de capacidad de que trata el literal b del numeral 5.7 del Código de Operación que hace parte del anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995.

- Pruebas de las características del control de potencia activa/frecuencia de que trata el artículo 4o de la Resolución CREG 023 de 2001.

- Pruebas de rampa operativa de entrada y salida de qué trata el numeral 5.8 del Código de Operación que hace parte del anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995.

- Pruebas de las características del control de potencia reactiva/tensión de que trata el literal a) del numeral 5.7 del Código de Operación que hace parte del anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995.

- Pruebas de desempeño de respuesta rápida en frecuencia de que trata el numeral 5.6.3 del Código de Operación que hace parte del anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995.

- Pruebas a las características de operación ante depresiones de tensión y sobretensiones para plantas eólicas y solares fotovoltaicas de que trata el literal c) del numeral 5.7 del Código de Operación que hace parte del anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995. El C.N.O definirá mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de certificados de laboratorio o fábrica de esta prueba. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso.

- Pruebas a los requerimientos de priorización en la inyección rápida de corriente reactiva de que trata el literal d del numeral 5.7 del Código de Opera ción que hace parte del anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995. El C.N.O definirá mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de certificados de laboratorio o fábrica de esta prueba. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso.

Lo anterior, sin perjuicio de las pruebas de puesta en servicio propias que debe realizar un proyecto de generación para entrar en operación, las pruebas requeridas por el TN, TR u OR que entrega el punto de conexión y las demás pruebas establecidas en la regulación vigente.

Adicional a las pruebas establecidas anteriormente, el CND realizará seguimiento posoperativo para verificar el cumplimiento de los requerimientos técnicos establecidos en la presente Resolución.

La solicitud para realizar una prueba cubre generadores solares fotovoltaicos y eólicos conectados al STN y STR.

PARÁGRAFO. Dentro de los sesenta (60) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, el C.N.O deberá definir mediante Acuerdo los términos y plazos para la realización de las pruebas, de que trata este artículo, que deben realizar las plantas solares fotovoltaicas y eólicas.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 7.7) (Fuente: R CREG 060/19, art. 18)

Cálculo índices de indisponibilidad de generación (Anexo co1)

ARTÍCULO 7.1.5.8.1. Cálculo índices de indisponibilidad de generación (Anexo co1).

- Indisponibilidad Histórica (IH)

(ACO1-1)

donde:

IH:	Indisponibilidad histórica
HI:	Horas de indisponibilidad forzada o programada
HO:	Horas de operación o en línea
HD:	Horas equivalentes de indisponibilidad por derrateos calculadas como:

(ACO1-2)

donde:

CE:	Capacidad efectiva de la unidad o planta
CDI:	Capacidad disponible durante la hora i
H:	Constante de conversión de unidades (1 hora)

- Indisponibilidad por mantenimientos programados (IMP)

(ACO1-3)

donde:

HM:	Horas de mantenimiento programado de la unidad. En el caso de plantas hidráulicas se promedian las horas de mantenimiento programado de las unidades. Incluye mantenimientos de fin de semana y mantenimientos mayores a cuatro días.

- Indisponibilidad de Corto Plazo (ICP)

Se calcula a partir de los índices IH e IMP como:

despejando se obtiene:

También puede expresarse, reemplazando en (ACO1-5) las ecuaciones (ACO1-1) y (ACO1.3), como:

- Indisponibilidad de Plantas y/o Unidades de Generación con Información Insuficiente o Nuevas.

a) Plantas y/o Unidades de Generación con Información Insuficiente

Se consideran como unidades con información insuficiente aquellas cuyas horas de operación, más horas de indisponibilidad, no superen el 20% de las horas de los tres (3) años contemplados para su cálculo.

En el caso de unidades con información insuficiente, el índice se calculará con la información correspondiente a las estaciones de verano involucradas en los tres (3) años considerados.

b) Plantas y/o Unidades de Generación Nuevas

Toda unidad que tenga menos de 36 meses de operación con la misma configuración con la que se está evaluando, será considerada una unidad nueva. Cuando por decisión del agente, se configuren diferentes unidades como una sola planta, la historia de la misma se tomará a partir de la fecha de entrada en operación de la última unidad del grupo.

El IH de una unidad nueva, se determina de acuerdo con su tiempo de operación, consultando directamente la siguiente tabla:

Tipo Planta	1er. Año (1era. Columna)	2do. Año (2da. Columna)	3er. Año (3ra. columna)
Gas	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	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

La cual se aplicará para efectos de su uso de la siguiente forma:

- 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 12 meses, los IHïs a utilizar son: a) primer año de operación de la unidad, el valor que aparece en la primera columna; b) 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.

- Si una unidad se encuentra en operación desde hace más de 12 meses, pero su operación no ha completado 24 meses, los índices a utilizar son: para todo el horizonte, desde la entrada en operación de la unidad, el valor resultante de la segunda columna.

- Si una unidad se encuentra en operación desde hace más de 24 meses, pero su operación no ha completado 36 meses y tiene información suficiente (entendiendo como información suficiente: si las horas de operación, más horas de indisponibilidad de la unidad en cuestión, superan el 20% de las horas totales del período en mención), los índices a utilizar son: para todo el horizonte, desde la entrada en operación de la unidad, el valor resultante de la tercera columna.

- Si una unidad se encuentra en operación desde hace más de 24 meses, pero su operación no ha completado 36 meses y tiene información insuficiente (entendiendo como información insuficiente: si las horas de operación, más horas de indisponibilidad de la unidad en cuestión, no superan el 20% de las horas totales del período en mención), el índice se calculará con la información correspondiente a las estaciones de verano involucradas en el período considerado.

Estos índices se adaptarán a los modelos de planeamiento indicativo energético.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.1) (Fuente: R CREG 073/00, art. 1)

ARTÍCULO 7.1.5.8.2. CÁLCULO DE LOS INDICES DE INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA. En los casos en que se produzca una declaración de racionamiento programado por parte del Ministerio de Minas y Energía en los términos del artículo 5o del Decreto 1484 de 2005, en virtud de la cual se señalen sectores de consumo más prioritarios y mientras esté vigente esta declaratoria, el generador térmico a gas deberá declarar al CND su disponibilidad horaria de conformidad con la reglamentación vigente, en cuyo caso la indisponibilidad total o parcial por dicho evento no será considerada para efectos de la determinación de los índices de indisponibilidad histórica de que trata la reglamentación vigente, ni para efectos de la determinación de la Capacidad Remunerable Real para las plantas o unidades de generación térmicas a gas, que cumplan con las siguientes condiciones:

- Tengan celebrados contratos firmes de suministro y transporte de gas natural.

- Que en la respectiva hora no tenga previamente programados mantenimientos.

- Destinen el gas contratado al sector prioritario definido por el Ministerio de Minas y Energía.

PARÁGRAFO. El transportador y 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, siempre que este cuente con contratos firmes de suministro y transporte de gas natural.

(Fuente: R CREG 087/05, art. 1)

Planeamiento eléctrico de la operación información básica (Anexo co2)

Diagrama unifilar

ARTÍCULO 7.1.5.9.1.1. Diagrama unifilar. Empresa:

Fecha:

Período de declaración:

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.2 Num. 1)

Barras

ARTÍCULO 7.1.5.9.2.1. Barras. Empresa:

Fecha:

Período de declaración:

La información es relacionada de acuerdo al siguiente modelo.

.	FACTOR DE DISTRIBUCIÓN EN DEMANDA MÁXIMA	FACTOR DE DISTRIBUCIÓN EN DEMANDA MEDIA	FACTOR DE DISTRIBUCIÓN EN DEMANDA MINIMA
BARRA	POTENCIA ACTIVA	POTENCIA REACTIVA	POTENCIA ACTIVA	POTENCIA REACTIVA	POTENCIA ACTIVA	POTENCIA REACTIVA
.	.	.	.	.	.	.

Modelo de carga:

BARRA	VOLT. BASE	VOLT. MINIMO	VOLT. MAXIMO	EVP	EVQ	E.F.P	E.F.Q
.	.	.	.	.	.	.	.

Donde,

EVP,	Exponente para dependencia de la potencia activa del voltaje,
EVQ,	Exponente para dependencia de la potencia reactiva del voltaje,
EFP,	Exponente para dependencia de la potencia activa de la frecuencia,
EFQ,	Exponente para dependencia de la potencia reactiva de la frecuencia.

El modelo de carga está dado por:

P = P₀ ( V / V₀ ) EVP + ( f / f₀ ) EFP

Q = Q₀ ( V / V₀ ) EVQ + ( f / f₀ ) EFQ

Donde,

V₀,	Voltaje Nominal,
f₀,	Frecuencia Nominal,
P,	Potencia activa,
Q,	Potencia reactiva.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.2 Num. 2)

Generadores

ARTÍCULO 7.1.5.9.3.1. Generadores. Empresa:

Fecha:

Periodo De Declaracion:

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.2 Num. 3)

ARTÍCULO 7.1.5.9.3.2. DATOS DE ESTADO ESTACIONARIO.

UNIDAD	Capacidad efectiva MW	Capacidad nominal MW	Factor de Potencia nominal	QMAX MVAR	QMIN MVAR	Vnom kV	Vmin kV	Vmax kV
.	..	.	.	.	.	.	.	.

Donde,

UNIDAD,	Nombre del generador,
QMAX,	Límite superior de reactivos (MVAR),
QMIN,	Límite inferior de reactivos (MVAR),
Vnom,	Voltaje nominal del generador (kV),
Vmin,	Voltaje mínimo del generador (kV),
Vmax,	Voltaje máximo del generador (kV).

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.2 Num. 3.1)

ARTÍCULO 7.1.5.9.3.3. DATOS DINÁMICOS.

UNIDAD	H	Td1	Tq1	Td11	Tq11-	Xd	Xd1	Xd11	Xq
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

UNIDAD	Xq1	Xq11	Rs	Xpot	SG1.0	SG1.2	X2	R2	X0
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

UNIDAD	R0	Xe	Re	Tipo	Xdsat	Xdsat11
.	.	.	.	.	.	.

Donde,

H,	Constante de inercia de la unidad ( Seg. o MW-Seg.),
Td1,	Constante de tiempo transitoria de eje directo de cortocircuito (Seg.),
Tq1,	Constante de tiempo transitoria de eje en cuadratura de cortocircuito (Seg.),
Td11,	Constante de tiempo subtransitoria de eje directo de cortocircuito (Seg.),
Tq1,	Constante de tiempo transitoria de eje en cuadratura de cortocircuito (Seg.),
Xd,	Reactancia sincrónica de eje directo ( o p.u.),
Xd1,	Reactancia transitoria de eje directo ( o p.u.),
Xd11,	Reactancia subtransitoria de eje directo ( o p.u.),
Xq,	Reactancia sincrónica de eje en cuadratura ( o p.u.),
Xq1,	Reactancia transitoria de eje en cuadratura ( o p.u.),
Xq11,	Reactancia subtransitoria de eje en cuadratura ( o p.u.),
Rs,	Resistencia del estator ( o p.u.),
Xpot,	Reactancia de Potier ( o p.u.),
SG1.0,	Saturación de la máquina a voltaje nominal (p.u.),
SG1.2,	Saturación de la máquina a 1.2 voltaje nominal (p.u.),
X2,	Reactancia de secuencia negativa ( o p.u.),
R2,	Resistencia de secuencia negativa ( o p.u.),
X0,	Reactancia de secuencia cero ( o p.u.),
R0,	Resistencia de secuencia cero ( o p.u.),
Xe,	Reactancia de tierra ( o p.u.),
Re,	Resistencia de tierra ( o p.u.),
Tipo,	Tipo de Generador de acuerdo a norma IEC 909 (Fig 17 y 18),
Xdsat,	Reactancia sincrónica saturada de eje directo ( o p.u.),
Xdsat11,	Reactancia sincrónica subtransitoria saturada de eje directo ( o p.u.).

Nota: Si los datos se dan en p.u. éstos deben estar en los kV y Capacidad nominal de la unidad.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.2 Num. 3.2)

ARTÍCULO 7.1.5.9.3.4. SISTEMA DE EXCITACION.

A continuación se muestran vários modelos que representan diferentes sistemas de excitación.

vco - tipo 1: Sistema Rectificador Controlado con fuente independiente de tensión terminal

Tvm	Vspp	Tspi	Urmax	Urmin	Terr	Vkst	Tst	Efdmx	Efdmn
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

vco - tipo 2: Sistema Rectificador Rotórico (sin escobillas) con saturación de excitación.

Tvm	Vspp	Tspi	Tvs	Urmax	Urmin	Vss	Ts1	Ts2	Kerr
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

Terr	Aerr	Berr
.	.	.

vco - tipo 3: Sistema Rectificador Controlado con fuente de tensión terminal proporcional a la tensión terminal del generador.

Tvm	Vspp	Tvs	Vss	Tst	Urmax	Urmin
.	.	.	.	.	.	.

vco - tipo 4: Sistema Rectificador Controlado con fuente de tensión terminal; tensión de cielo en función de la tensión terminal del generador y la corriente de la excitatriz.

Tvm	Vspp	Tvs	Vkst	Tst	Urmx1	Urmx2	Urmin	Curmx
.	.	.	.	.	.	.	.	.

vco - tipo 5: Sistema Rectificador Controlado con fuente independiente de tensión terminal; dos reguladores estabilizadores.

Tvm	Vsp1	Vsp2	Tr2	Vsp3	Tr3	Verr	Terr	Vss2	Ts2
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

Vss1	Ts1	Vsp2	Ur1mx	Ur1mn	Ur2mx	Ur2mn	Ur3mx	Ur3mn	Efdmx	Efdmn
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

vco - tipo 6: Sistema Rectificador Controlado con fuente de tensión terminal; tensión de cielo en función de la tensión terminal del generador y la corriente de la excitatriz.

Tvm	Ta	Tb	Vspp	Terr	Urmax	Urmin
.	.	.	.	.	.	.

vco - tipo 7: Sistema Rectificador Controlado con fuente y saturación fija; tensión de cielo en función de la tensión terminal del generador y la corriente de la excitatriz.

Tvm	Tc	Tb	Ta	Vspp	Terr	Kerr	se
.	.	.	.	.	.	.	.

Vss	Ts1	Urmax	Urmin
.	.	.	.

vco - tipo 8: Sistema Rectificador Controlado con fuente de tensión terminal; tensión de cielo en función de la tensión terminal del generador y la corriente de la excitatriz.

Tvm	Terr	Tb	Tc	Verr	Vss	Ts1	Urmax
.	.	.	.	.	.	.	.

Urmin	Efdmx	Efdmn	Kc
.	.	.	.

vco - tipo 9: Sistema de excitación estático con fuente de tensión y corriente terminal.

Tvm	Vspp	Vsp2	Ta	Terr	Kerr	Vss	Ts1	kp	ki
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

kc	F1	F2	F3	F4	F5	F6	F7	F8	Typ	Urmax
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

Urmin	Efdmx	Efdmn
.	.	.

vco - tipo 10: BBC - Unidad de control (Unitrol) del Sistema de excitación estático con fuente de tensión terminal.

Tvm	Tb	Tc	Vspp	Vss	Tss	Ts1	Serr	Kerr	Terr
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

Ur1mx	Ur1mn	Ur2mx	Ur2mn	Efdmx	Efdmn	Kk1
.	.	.	.	.	.	.

vco - tipo 11: Sistema de excitación con reóstato (no continuo) como los modelos Westinghouse BJ30 o G.E. GFA4.

Tvm	Vspp	Ta	Kv	Urmax	Urmin	Terr	Serr	Kerr
.	.	.	.	.	.	.	.	.

Efdmx	Efdmn
.	.

vco - tipo 12: Sistema de excitación estático con fuente de tensión terminal.

Tvm	Vspp	T1	T2	T3	T4	Tvr1	Kerr	Terr
.	.	.	.	.	.	.	.	.

Ur1mx	Ur1mn	Ur2mx	Ur2mn	Efdmx	Efdmn
.	.	.	.	.	.

vco - tipo 13: Sistema rectificador controlado con fuente de tensión independiente; dos reguladores estabilizadores.

Tvm	Vsp1	Tr1	Vsp2	Tr2	Vsp3	Tr3	Verr	Terr	Vss2	Ts2
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

Vss1	Ts1	Ur1mx	Ur1mn	Ur2mx	Ur2mn	Ur3mx	Ur3mn	Efdmx	Ufdmn
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

vco - tipo 14: Sistema rectificador controlado con fuente de tensión independiente.

Tvm	Vspp	Tsp	Urmax	Urmin	Kerr	Terr	Aerr	Berr	Vss
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

Ts1	Efdmx	Efdmn
.	.	.

Donde,

Ta,	Constante de tiempo del regulador (seg),
Tb,	Constante de tiempo del regulador (seg),
Tc,	Constante de tiempo del regulador (seg),
T1,	Constante de tiempo del regulador (seg),
T2,	Constante de tiempo del regulador (seg),
T3,	Constante de tiempo del regulador (seg),
T4,	Constante de tiempo del regulador (seg),
Tr2,	Constante de tiempo amplificado del Regulador (segundo circuito) (seg),
Tr3,	Constante de tiempo amplificado del Regulador (tercer circuito) (seg),
Tst,	Constante de tiempo del circuito estabilizador (seg),
Ver,	Ganancia de la excitatriz,
Kc,	Coeficiente de voltaje de cielo del Regulador con relación al voltaje terminal (p.u),
Kc,	Ganancia de tensión thevenin (p.u),
Kp,	Ganancia de tensión de la fuente en paralelo de autoexcitación (p.u),
Ki,	Ganancia de corriente de la fuente en paralelo de autoexcitación (p.u),
Kc,	Ajuste de constante de rapido incremento/disminución (p.u),
F1,	parámetro adicional de la función N.L,
F2,	parámetro adicional de la función N.L,
F3,	parámetro adicional de la función N.L,
F4,	parámetro adicional de la función N.L,
F5,	parámetro adicional de la función N.L,
F6,	parámetro adicional de la función N.L,
F7,	parámetro adicional de la función N.L,
F8,	parámetro adicional de la función N.L,
Aerr,	1. Constante de saturación de la excitatriz,
Berr,	2. Constante de saturación de la excitatriz,
Kerr,	Constante de excitatriz,
Tvs,	Constante de tiempo amplificado del Regulador (seg),
Terr,	Constante de tiempo de la excitación (seg),
Terr,	Constante de tiempo de la excitatriz,
Ts1,	Constante de tiempo del circuito estabilizador 1 (seg),
Ts2,	Constante de tiempo del circuito estabilizador 2 (seg),
Tss,	Constante de tiempo del circuito estabilizador del regulador (seg),
Tvm,	Constante de tiempo del filtro de entrada al Regulador (seg),
Tvr1,	Constante de tiempo del regulador (seg),
Tspi,	Constante de tiempo integral del Regulador (seg),
Curmx,	Corriente máxima de la excitatriz,
Vss1,	Ganancia del circuito estabilizador 1 del Regulador(p.u.),
Vss2,	Ganancia del circuito estabilizador 2 del Regulador(p.u.),
Vkst,	Ganancia del circuito estabilizador del Regulador(p.u),
Vss,	Ganancia del circuito estabilizador del Regulador(p.u.),
Vsp1,	Ganancia del Regulador (primer circuito),
Vsp2,	Ganancia del Regulador (segundo circuito),
Vsp3,	Ganancia del Regulador (tercer circuito),
Vspp,	Ganancia del Regulador,
Verr,	Ganancia del Regulador,
Typ,	Interruptor de la función N.L,
Kk1,	Interruptor del ESP,
Urmax,	Limitación maxima de señal de tensión interna del Regulador (p.u),
Ur1mx,	Limitación maxima de señal de tensión interna del Regulador (p.u),
Ur2mx,	Limitación maxima de señal de tensión interna del Regulador (p.u),
Ur3mx,	Limitación maxima de señal de tensión interna del Regulador (p.u),
Urmx1,	Limitación maxima de señal de tensión interna del Regulador (p.u),
Urmx2,	Limitación maxima de señal de tensión interna del Regulador (p.u),
Urmin,	Limitación mínima de señal de tensión interna del Regulador (p.u),
Ur1mn,	Limitación mínima de señal de tensión interna del Regulador (p.u),
Ur2mn,	Limitación mínima de señal de tensión interna del Regulador (p.u),
Ur3mn,	Limitación mínima de señal de tensión interna del Regulador (p.u),
Urmin,	Limitación mínima de señal de tensión interna del Regulador (p.u),
Efdmx,	Máximo valor de tensión de campo (p.u),
Serr,	Saturación de la excitatriz (actualmente fijo).

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.2 Num. 3.3)

ARTÍCULO 7.1.5.9.3.5. ESTABILIZADOR DE POTENCIA. Pss - tipo 1: Estabilizador con señal de entrada derivada de la velocidad, la frecuencia, la potencia eléctrica y tensión terminal.

Kaom	Taom	Kafe	Tafe	Kape	Tape	Kaui	Taui	Kpss	T1ss
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

T2ss	T3ss	T4ss	T5ss	T6ss	Upsmx	Upsmn
.	.	.	.	.	.	.

Pss - tipo 2: Estabilizador con señal de entrada derivada de la velocidad, la frecuencia, la potencia eléctrica, potencia mecánica, posición de la válvula y tensión terminal.

Kaom	Taom	Kafe	Tafe	Kape	Tape	Ktrq	Kayt	Tayt	Tw1
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

Tw2	Kaui	Taui	T1ss	T2ss	T3ss	T4ss	Kpss	T5ss
.	.	.	.	.	.	.	.	.

T6ss	Upsmx	Upsmn
.	.	.

Pss - tipo 3: Estabilizador con señal de entrada derivada de la potencia eléctrica.

Vps	Ts1	Ts2	Ts3	Ts4	Vp	Upsmx	Upsmn
.	.	.	.	.	.	.	.

Donde,

Tafe,	Constante de tiempo de la medida de la frecuencia eléctrica (seg),
Tayt,	Constante de tiempo de la medida de la posición de la válvula (seg),
Tape,	Constante de tiempo de la medida de la potencia eléctrica (seg),
Taui,	Constante de tiempo de la medida de la tensión terminal (seg),
Taom,	Constante de tiempo de la medida de la velocidad mecánica (seg),
T1ss,	Constante de tiempo del estabilizador (seg),
T2ss,	Constante de tiempo del estabilizador (seg),
T3ss,	Constante de tiempo del estabilizador (seg),
T4ss,	Constante de tiempo del estabilizador (seg),
T5ss,	Constante de tiempo del estabilizador (seg),
T6ss,	Constante de tiempo del estabilizador (seg),
Ts1,	Constante de tiempo del estabilizador (seg),
Ts2,	Constante de tiempo del estabilizador (seg),
Ts3,	Constante de tiempo del estabilizador (seg),
Ts4,	Constante de tiempo del estabilizador (seg),
Tw1,	Constante de tiempo del filtro del chorro del agua en la válvula (seg),
Tw2,	Constante de tiempo del filtro del chorro del agua en la válvula (seg),
Kafe,	Ganancia de la señal de entrada derivada de la frecuencia eléctrica(p.u),
Kayt,	Ganancia de la señal de entrada derivada de la posición de la válvula (p.u),
Kape,	Ganancia de la señal de entrada derivada de la potencia eléctrica(p.u),
Vps,	Ganancia de la señal de entrada derivada de la potencia eléctrica(p.u),
Ktrq,	Ganancia de la señal de entrada derivada de la potencia mecánica (p.u),
Kaui,	Ganancia de la señal de entrada derivada de la tensión terminal (p.u),
Kaom,	Ganancia de la señal de entrada derivada de la velocidad mecánica (p.u),
Kpss,	Ganancia del ESP de estado estable (seg),
Vp,	Ganancia del ESP de estado estable (seg),
Upsmx,	Límite máximo de la magnitud de la señal de salida (p.u),
Upsmn,	Límite mínimo de la magnitud de la señal de salida (p.u).

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.2 Num. 3.4)

ARTÍCULO 7.1.5.9.3.6. GOBERNADOR DE VELOCIDAD.
pco - tipo 2: Controlador mecánico de velocidad para turbinas hidráulicas.

btf	Tdf	ippco	bpy	bty	Tdy	Tro	Trc	Tyo	Tyc
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

Ty	yyt1	yyt2	yyt3	Ytmax	Ytmin
.	.	.	.	.	.

pco - tipo 3: Controlador de velocidad con caida transitoria y estática

bp	bt	Td	Tr	Tyo	Tyc	Ty	Dband	Ytmax	Ytmin
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

pco - tipo 4: Controlador de velocidad con caida transitoria y estática

bp	bt	Tf	Tr	Tyo	Tyc	Ty	Dband	Ytmax	Ytmin
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

pco - tipo 6: Controlador de velocidad / potencia para turbinas de gas con caida transitoria y estática y limitación de temperatura.

Tm	bp	Tr1	bt	Td1	Td2	Tp	Kp	Tip	alft	Tvr
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

Kt	Tit	Tr2	Tyo	Tyc	Yt1mx	Yt1mn	Ytmax	Ytmin
.	.	.	.	.	.	.	.	..

pco - tipo 7: Controlador de velocidad / potencia para turbinas de gas con caida transitoria y estática y limitación de temperatura.

bp	Tr	Tt1	Tt2	Tt3	Tt4	Kr	Kro	Ft1	Ft2	Ft3
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

Ft4	Ft5	Ft6	Ft7	Ft8	Ft9	Tr1	Tr2	Ytmax	Ytmin
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

Pco - tipo 8: Controlador de velocidad / potencia para turbinas de gas con caida transitoria y estática y limitación de temperatura.

bp	T1	T2	Vr1	Tn	Vr2	Td	Tt	alft	Tvr	Kt
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

Tit	Yt1mx	Yt1mn	Yt2mx	Yt2mn	Tehuo	Tehuc	Tyo	Tyc	Ty
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

Donde,

Dband,	Banda muerta del servomotor principal (p.u),
bpy,	Caida estática del controlador de velocidad (%),
bp,	Caida estática del controlador de velocidad (%),
btf,	Caida transitoria del cambiador de frecuencia del controlador de potencia (%),
bty,	Caida transitoria del controlador de velocidad (%),
bt,	Caida transitoria del controlador de velocidad (%),
Yyt1,	Característica de la válvula (%),
Yyt2,	Característica de la válvula (%),
Yyt3,	Característica de la válvula (%),
Tdf,	Constante de tiempo (seg),
Tdy,	Constante de tiempo (seg),
Td,	Constante de tiempo (seg),
Tf,	Constante de tiempo (seg),
Tr1,	Constante de tiempo (seg),
Td1,	Constante de tiempo (seg),
Td2,	Constante de tiempo (seg),
Tvr,	Constante de tiempo de entrada del filtro de temperatura (seg),
T1,	Constante de tiempo de entrada del filtro de velocidad (seg),
T2,	Constante de tiempo de entrada del filtro de velocidad (seg),
Tp,	Constante de tiempo de entrada del filtro del controlador de potencia (seg),
Tm,	Constante de tiempo de entrada del filtro del controlador de velocidad (seg),
Tr2,	Constante de tiempo de la válvula piloto (seg),
Tt1,	Constante de tiempo del controlador de temperatura (seg),
Tt2,	Constante de tiempo del controlador de temperatura (seg),
Tt3,	Constante de tiempo del controlador de temperatura (seg),
Tt4,	Constante de tiempo del controlador de temperatura (seg),
Ty,	Constante de tiempo del servomotor principal (seg),
Tip,	Contante de tiempo de integración del controlador de potencia (seg),
Tit,	Contante de tiempo de integración del controlador de temperatura (seg),
Tn,	Contante de tiempo del controlador velocidad / potencia (seg),
Td,	Contante de tiempo del controlador velocidad / potencia (seg),
Tt,	Contante de tiempo del controlador velocidad / potencia (seg),
Kp,	Ganancia del amplificador del controlador de potencia (p.u),
Kt,	Ganancia del amplificador del controlador de temperatura (-),
Kr,	Ganancia del amplificador del controlador de temperatura (p.u),
Kro,	Ganancia del amplificador del controlador de temperatura (p.u),
Vr1,	Ganancia del amplificador velocidad / potencia (p.u),
Vr2,	Ganancia del amplificador velocidad / potencia (p.u),
Ytmax,	Máxima posición del servomotor principal (p.u)
Ytmin,	Mínima posición del servomotor principal (p.u)
ippco,	Posición del interruptor para la señal de entrada frecuencia eléctrica / velocidad ( - ),
alft,	Temperatura - dependencia de velocidad (-),
Tro,	Tiempo de apertura de la válvula piloto (seg),
Tr,	Tiempo de apertura de la válvula piloto (seg),
Tehuo,	Tiempo de apertura de la válvula piloto (seg),
Trc,	Tiempo de cierre de la válvula piloto (seg),
Tehuu,	Tiempo de cierre de la válvula piloto (seg),
Tyo,	Tiempo máximo de apertura del servomotor principal (seg),
Tyc,	Tiempo máximo de cierre del servomotor principal (seg).

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.2 Num. 3.5)

ARTÍCULO 7.1.5.9.3.7. TURBINA. pmu - tipo 1: Turbina térmica doble recalentamiento con almacenamiento de vapor.

Thp	Tip	Tlp	alfhp	alflp	Tspi
.	.	.	.	.	.

pmu - tipo 2: Turbina térmica doble recalentamiento con almacenamiento de vapor y control de quemador con transferencia de calor (Control de presión fijo).

Thp	Tip	Tlp	alfhp	alflp	Tspi	Tkes1	Tkes2	Kmbr	Timbr
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

pmu - tipo 6: Modelo turbina hidráulica no lineal sin la dinámica de la tuberia de conducción.

pmu - tipo 8: Modelo turbina de gas con pequeña señal.

Tb	Tn	fal	fa2	fa3
.	.	.	.	.

pmu - tipo 10: Modelo turbina de gas con pequeña señal.

Vt	T1	Tb	Td	Ps,o	Pv,o
.	.	.	.	.	.

Donde,

Tip,	Constante de tiempo del primer recalentamiento (seg),
Tlp,	Constante de tiempo del segundo recalentamiento (seg),
Tw,	Constante de tiempo de comienzo del agua (seg),
Tb,	Constante de tiempo del quemador (seg),
Tn,	Constante de tiempo (seg),
fa1,	Parámetro función Turbina / Compresor (p.u),
fa2,	Parámetro función Turbina / Compresor (p.u),
fa3,	Parámetro función Turbina / Compresor (p.u),
Vt,	Amplificación (Compresor) (p.u),
T1,	Constante de tiempo del tubo de gas (seg),
Td,	Constante de tiempo del volumen completo de presión (seg),
Kmbr,	Amplificación del controlador de combustible (p.u),
Thp,	Constante de tiempo de alta presión de la turbina. (seg),
Tspi,	Constante de tiempo de capacidad de Boiler (seg),
Timbr,	Constante de tiempo de integración del controlador de combustible (seg),
Tkes1,	Constante de tiempo de transferencia de calor (seg),
Tkes2,	Constante de tiempo de transferencia de calor (seg),
Ps,o	Potencia de remolque a velocidad nominal y Pel = 0 (p.u),
Pv,o	Potencia del compresor a velocidad nominal y Pel = 0 (p.u),
alfhp,	Relación de alta presión de la turbina (p.u),
alflp,	Relación de baja presión de la turbina (p.u).

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.2 Num. 3.6)

ARTÍCULO 7.1.5.9.3.8. COMPENSADOR ESTATICO DE REACTIVOS (SVS).

SVS tipo 1: sistema de compensación estática.

Slopp	t1	T2	Tc	Ti	Usmx	Usmn
.	.	.	.	.	.	.

donde,

T1,	Constante de tiempo (seg),
T2,	Constante de tiempo del controlador del SVS (seg),
Tc,	Constante de tiempo del controlador del SVS (seg),
Ti,	Constante de tiempo integral del controlador del SVS (seg),
Sloop,	Ganancia del controlador del SVS (p.u),
Usmx,	Límite máximo de la señal del controlador del SVS (p.u),
Usmn,	Límite mínimo de la señal del controlador del SVS (p.u).

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.2 Num. 3.7)

Líneas y cables

ARTÍCULO 7.1.5.9.4.1. PROPIOS.

BARRA1	BARRA2	R	X	B	R0	X0	B0	LONG	LAMP
.	.	.	.	.	.	.	.	.	.

Donde,

R,	Resistencia de secuencia positiva (/Km o p.u.),
X,	Reactancia de secuencia positivia (/Km o p.u.),
B,	Susceptancia de secuencia positiva (S/Km o p.u.),
R0,	Resistencia de secuencia cero (/Km o p.u.),
X0,	Reactancia de secuencia cero (/Km o p.u.),
B0,	Susceptancia de secuencia cero (S/Km o p.u.),
LONG,	Longitud,
LAMP,	Límite térmico.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.2 Num. 4.1)

ARTÍCULO 7.1.5.9.4.2. PARÁMETROS MUTUOS.

EMI1	REC1	EMI2	REC2	RMUT	XMUT	BMUT
.	.	.	.	.	.	.

RMUT0	XMUT0	BMUT0
.	.	.

Donde,

EMI1,	Nodo emisor de la línea 1,
REC1,	Nodo receptor de la línea 1,
EMI2,	Nodo emisor de la línea acoplada con la línea 1,
REC2,	Nodo receptor de la línea acoplada con la línea 1,
RMUT,	Resistencia mutua de secuencia positiva ( /Km o p.u. ),
XMUT,	Reactancia mutua de secuencia positiva (/Km o p.u. ),
BMUT,	Susceptancia mutua de secuencia positiva ( S/Kmo p.u. ),
RMUT0,	Resistencia mutua de secuencia cero ( /Km o p.u. ),
XMUT0,	Reactancia mutua secuencia cero (/Km o p.u. ),
BMUT0,	Susceptancia mutua de secuencia cero ( S/Kmo p.u. ).

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.2 Num. 4.2)

Transformadores

ARTÍCULO 7.1.5.9.5.1. Transformadores.

EMI	REC	R	X	R0	X0	MVA	LADTP	TPNOM
.	.	.	.	.	.	.	.	.

TPMAX	TPMIN	TPNOM	NPARR	NPABA	VOLPAS	TIPOA	TIPOB
.	.	.	.	.	.	.	.

Donde,

EMI,	Nodo emisor,
REC,	Nodo receptor,
R,	Resistencia de secuencia positiva (/Km o p.u.),
X,	Reactancia de secuencia positiva (/Km o p.u.),
R0	Resistencia de secuencia cero (/Km o p.u.),
X0,	Reactancia de secuencia cero (/Km o p.u.),
MVA,	Capacidad del transformador en MVA,
LADTP,	Lado del tap del transformador ( Alta o Baja Tensión ),
TPNOM,	Posición nominal del tap (kV ),
TPMAX,	Límite superior del tap ( kV ),

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.2 Num. 5)

Elementos de derivación

ARTÍCULO 7.1.5.9.6.1. Elementos de derivación.

NODO	R	X	R0	X0	CX	NTRO	RAT	XAT
.	.	.	.	.	.	.	.	.

Donde,

NODO,	Nombre del nodo del elemento en derivación,
R,	Resistencia de secuencia positiva (/Km o p.u.),
X,	Reactancia de secuencia positiva (/Km o p.u.),
R0,	Resistencia de secuencia cero (/Km o p.u.),
X0,	Reactancia de secuencia cero (/Km o p.u.),
CX,	Tipo de conexión,
	0: Estrella solidamente aterrizada
	1: Estrella con neutro aterrizado a través de impedancia
	2: Estrella con neutro sin aterrizar
	3: Delta,
NTRO,	Nombre del nodo de neutro ( cuando no es tierra ),
RAT,	Resistencia a tierra del neutro (/Km o p.u.),
XAT,	Reactancia a tierra del neutro (/Km o p.u.).

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.2 Num. 6)

Relés

ARTÍCULO 7.1.5.9.7.1. RELE DE DISTANCIA CIRCULAR.

Esta información se requiere para el sistema de voltaje nominal igual ao superior a 220 kV

EMI	REC	TIPO	RZO	XZO	RAZO
.	.	.	.	.	.

Donde,

EMI,	Nodo donde se ubica el relé,
REC,	Nodo receptor de la línea donde se encuentra el relé,
TIPO,	Tipo de relé,
	1: Relé de fase tipo MHO (21)
	2: Relé de fase tipo reactancia (21)
	3: Relé de tierra tipo reactancia (21N),
RZO,	Coordenadas R de las zonas 1, 2 y 3 del relé (/Km o p.u.),
XZO,	Coordenadas X de las zonas 1, 2 y 3 del relé (/Km o p.u.),
	RZO y XZO son las coordenadas del centro para cada zona,
RAZO,	Radio de las zonas 1, 2 y 3 del relé (/Km o p.u.).

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.2 Num. 7.1)

ARTÍCULO 7.1.5.9.7.2. RELE DE DISTANCIA DE FASE POLIGONAL.

EMI	REC	TIPO	RVZO	XVZO
.	.	.	.	.

Donde,

EMI,	Nodo donde se ubica el relé,
REC,	Nodo receptor de la línea donde se encuentra el relé,
TIPO,	Tipo de relé,
RVZO,	Coordenadas R de los vértices, ordenadas por cuadrantes ( primero, segundo, tercero y cuarto) para cada zona (1, 2 y 3 ) del relé (/Km o p.u.),
XZO,	Coordenadas X de los vértices, ordenadas por cuadrantes ( primero, segundo, tercero y cuarto) para cada zona (1, 2 y 3 ) del relé (/Km o p.u.).

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.2 Num. 7.2)

ARTÍCULO 7.1.5.9.7.3. RELE DE SOBRECORRIENTE.

EMI	REC	TIPO	VIAR	ANGSM
.	.	.	.	.

Donde,

EMI,	Nodo donde se ubica el relé,
REC,	Nodo receptor de la línea donde se encuentra el relé,
TIPO,	Tipo de relé
	1: Relé direccional de fase ( 67 ) 2: Relé direccional de tierra ( 67N),
VIAR,	Valor de la corriente de arranque de protección,
ANGSM,	Angulo se sensibilidad máxima ( Grados ).

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.2 Num. 7.3)

Declaración de parámetros (Anexo co3)

Declaración de parámetros de los embalses

ARTÍCULO 7.1.5.10.1.1. Declaración de parámetros de los embalses. Fecha envío de información:_____________ ___ Hora:
Empresa de generación:
Periodo de declaración:

EMBALSE	MÍNIMO FÍSICO (Mm3)	CAPACIDAD MÁXIMA (Mm3)	VERTIMIENTO MÁXIMO (m3/seg)	TIPO DE VERTEDERO
.	.	.	.	.
.	.	.	.	.
.	.	.	.	.

Batimetría del embalse:

Responsable de envío de la información: _______________
Vía de recibo: ______________________ Hora: _______________
Responsable de recibo de la información _______________

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.3 - DECLARACIÓN DE PARÁMETROS DE LOS EMBALSES)

Declaración de parámetros de unidades de generación

ARTÍCULO 7.1.5.10.2.1. Declaración de parámetros de unidades de generación. Fecha envío de información:_____________ ___ Hora:

Empresa de generación:
Periodo de declaración:

Planta:__________________ Tipo ________________________

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.3 - DECLARACIÓN DE PARÁMETROS DE UNIDADES DE GENERACIÓN)

ARTÍCULO 7.1.5.10.2.2. PARÁMETROS BÁSICOS.

UNIDAD	CAPACIDAD NOMINAL (MW)	CAPACIDAD EFECTIVA (MW)	GENERACIÓN MÍNIMA (MW)	RAMPA AUMENTO MW/min	RAMPA DISMINUCIONMW/min	MÁXIMA GENERACIÓN REACTIVA(MVARS)	MÁXIMA ABSORCIÓN REACTIVA (MAVARS)	COMBUSTIBLES USADOS
.	.	.	.	.	.	.	.	.
.	.	.	.	.	.	.	.	.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.3 - PARÁMETROS BÁSICOS)

ARTÍCULO 7.1.5.10.2.3. OTROS DATOS DE INTERÉS.

UNIDAD	M.T.O.E.L	M.T.F.L.	TIEMPO ARRANQUE EN FRIO	TIEMPO ARRANQUE EN NO FRIO	ESTATISMO	POSEE EQUIPOS AGC	PARTICIPA EN REG.PRIMARIA (S/N)
.	.	.	.	.	.	.	.
.	.	.	.	.	.	.	.

M.T.O.E.L.: Mínimo período de tiempo que debe permanecer en línea la unidad, una vez entra en operación

M.T.F.L.: Mínimo período de tiempo que debe permanecer fuera de operación la unidad, una vez salga de operación

DECLARACIÓN DE PARÁMETROS DE UNIDADES DE GENERACIÓN.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.3 - OTROS DATOS DE INTERÉS)

ARTÍCULO 7.1.5.10.2.4. OTRAS RESTRICCIONES OPERATIVAS. Curva de generación vs.tiempo

Curva de cargabilidad
Notas

Responsable de envío de la información: _______________

Vía de recibo: _______________________ Hora: _____________

Responsable de recibo de la información: ______________

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.3 - OTRAS RESTRICCIONES OPERATIVAS)

Declaración de disponibilidad

ARTÍCULO 7.1.5.10.3.1. Declaración de disponibilidad.

Fecha envío de información:_____________ ___ Hora:

Empresa de generación:
Periodo de declaración:

PLANTA (NOMBRE)	UNIDAD (NUMERO)	PERIODO HORA INICIAL-HORA FINAL	DISPONIBILIDAD (MW en valor entero)	TIEMPO DE ARRANQUE (horas) (LUEGO DE NOTIFICADA LA CENTRAL)	TIEMPO DE PARADA (horas) (LUEGO DE NOTIFICADA LA CENTRAL)	NUMERO MÁXIMO DE MANIOBRAS ARRANQUE PARADA POR DÍA
.	.	.	.	.	.	.
.	.	.	.	.	.	.

Responsable de envío de la información: _______________
Vía de recibo: __________________ Hora: __________________
Responsable de recibo de la información: ______________

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.3 - DECLARACIÓN DE DISPONIBILIDAD)

ARTÍCULO 7.1.5.10.3.2. Con el fin de asegurar la confiabilidad y seguridad del servicio de energía, a partir de la vigencia de la presente Resolución, toda la información concerniente a la Disponibilidad o Indisponibilidad de los activos del Sistema de Transmisión Nacional y de los Sistemas de Transmisión Regional (Nivel de Tensión IV), se manejará con carácter reservado, hasta que la CREG decida lo contrario. Además de las autoridades competentes, solamente podrán tener acceso a dicha información, el Centro Nacional de Despacho, el LAC y los agentes involucrados, en los términos de la Resolución CREG-080 de 1999.

(Fuente: R CREG 026/01, art. 3)

ARTÍCULO 7.1.5.10.3.3. Todos los días, antes del cierre de las ofertas, el Centro Nacional de Despacho pondrá a disposición de todos los agentes la información correspondiente al embalse agregado y caudal agregado del SIN.

(Fuente: R CREG 027/01, art. 2)

Modificación de disponibilidad o de parámetros de generación

ARTÍCULO 7.1.5.10.4.1. Modificación de disponibilidad o de parámetros de generación.
Fecha envío de información:_____________ ___ Hora:
Empresa de generación:
Periodo de modificación:

UNIDAD	INFORMACIÓN A MODIFICAR	PERIODO	NUEVO VALOR
.	.	.	.
.	.	.	.
.	.	.	.

Responsable de envío de la información: _______________
Vía de recibo: _____________________ Hora: ________________
Responsable de la información: __________________________

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.3 - MODIFICACIÓN DE DISPONIBILIDAD O DE PARÁMETROS DE GENERACIÓN)

Declaración de datos hidrológicos

ARTÍCULO 7.1.5.10.5.1. Declaración de datos hidrológicos.
Fecha envío de información:_____________ ___ Hora: __________
Empresa de generación:
Periodo de declaración:

.EMBALSE	COTA m.s.n.m.	NIVEL 06:00 HORAS Mm3	AGUA TURBINADA 06:00 A 06:00 Mm3	AGUA VERTIDA 06:00 A 06:00 Mm3	AGUA DESCARGADA 06:00 A 06:00 Mm3	APORTES CONTROLADOS AL EMBALSE m3/seg
.	.	.	.	.	.	.
.	.	.	.	.	.	.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.3 - DECLARACIÓN DE DATOS HIDROLÓGICOS)

Mantenimientos que afectan la operación del embalse

ARTÍCULO 7.1.5.10.6.1. Mantenimientos que afectan la operación del embalse.
Responsable de recibo de la información: _______________
Vía de recibo: ________________ Hora: _____________________
Responsable de recibo de la información: _______________

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.3 - MANTENIMIENTOS QUE AFECTAN LA OPERACIÓN DEL EMBALSE)

Restricciones de los equipos del STN, STR y sistemas de distribución local

ARTÍCULO 7.1.5.10.7.1. Restricciones de los equipos del STN, STR y sistemas de distribución local.
Fecha envío de información:_____________ ___ Hora: _____________
Empresa:
Periodo de declaración:

Descripción de la desconexion programada:

Variación en limites de intercambio de áreas eléctricas

ÁREA	L. IMP.	L. EXP.	PERIODO	DIA	MES	PERIODO	DIA	MES
.	.	.	.	.	.	.	.	.

Variación en generaciones de seguridad

UNIDAD	PERIODO	DÍA	MES	PERIODO	DÍA	MES	MW
.	.	.	.	.	.	.	.

Responsable de envío de la información: ________________
Vía de recibo: ________________ Hora: _____________________
Responsable de recibo de la informacion:________________

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.3 - RESTRICCIONES DE LOS EQUIPOS DEL STN, STR Y SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN LOCAL)

Plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al STN y STR

ARTÍCULO 7.1.5.10.8.1. Plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al STN y STR.

Los agentes deberán reportar al CND, con la entrega de los modelos, una curva donde se relacione la velocidad de toma de carga en función la potencia de salida con la siguiente información: i) nombre de la planta; ii) tipo de planta; iii) empresa; iv) responsable de la información y v) fecha de envío.

El C.N.O en el mismo acuerdo donde define la metodología de validación de Modelos definirá las características y parámetros de la curva de que trata este artículo.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.3 - PLANTAS SOLARES FOTOVOLTAICAS Y EÓLICAS CONECTADAS AL STN Y STR) (Fuente: R CREG 060/19, art. 19)

Criterios para participar en la reserva de regulación (Anexo co4)

ARTÍCULO 7.1.5.11.1. CRITERIOS PARA PARTICIPAR EN LA REGULACION SECUNDARIA DE FRECUENCIA.

Cualquier planta y/o unidad, para participar en la Regulación Secundaria de Frecuencia, debe cumplir con los siguientes requisitos:

a) Ser telecomandada desde el Centro Nacional de Despacho CND;

b) Realizar pruebas de integración a la función AGC propia de su planta;

c) Realizar pruebas de estatismo y velocidad sostenida de toma de carga, cumpliendo con los parámetros calculados desde el CND, para ajustarse a los valores aprobados por el CNO;

d) Realizar pruebas de integración al control jerárquico del CND de acuerdo con los documentos que sobre el tema, sean aprobados por el CNO. Las reglas actualmente vigentes están contenidas en el documento ISA-CND-96-239 "Entrada en Operación de nuevas plantas al Esquema AGC Nacional".

Las plantas y/o unidades que cumplan con estos requisitos y pasen las pruebas establecidas para este propósito, quedan habilitadas para prestar el Servicio y se denominarán Elegibles.

Las plantas y/o unidades de generación que actualmente participan en la Regulación Secundaria de Frecuencia y no cuentan con los equipos requeridos para el telecomando desde el CND, tendrán como plazo máximo el 30 de junio del año 2000 para ajustarse a las disposiciones establecidas en el presente Numeral. Cumplido este plazo, si los ajustes necesarios no han sido llevados a cabo, la planta y/o unidad correspondiente no percibirá remuneración por este servicio

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.4 Num. 1) (Fuente: R CREG 083/99, art. 2)

ARTÍCULO 7.1.5.11.2. CRITERIOS DE SEGURIDAD Y CALIDAD DEL CONTROL INTEGRADO SECUNDARIO DE FRECUENCIA. a) Velocidad de Toma de Carga: Las unidades que presten el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, deben tener una velocidad de toma de carga mayor a la máxima velocidad de variación de demanda y cambio de generación esperado en el sistema para condiciones normales.

Se establecen como condiciones normales para este servicio las variaciones que se presentan en el rango de ( 500 mHz.

b) Número de Unidades: Con el fin de garantizar los parámetros de calidad del SIN, se requiere un número mínimo de unidades participando en el AGC.

c) Reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia: El CND establecerá la cantidad de potencia a nivel horario, requerida para garantizar el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia.

Los valores de los parámetros a que se refiere el presente Numeral, para las diferentes condiciones de operación del sistema y períodos horarios, serán determinados al menos una vez al año por el CND y deberán ser sujetos a aprobación por parte del CNO.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.4 Num. 2) (Fuente: R CREG 198/97, art. 1)

ARTÍCULO 7.1.5.11.3. OFERTAS DE DISPONIBILIDAD PARA LA PRESTACION DEL SERVICIO DE REGULACION SECUNDARIA DE FRECUENCIA. Las plantas y/o unidades de generación Elegibles, podrán libremente Ofertar para cada día y período horario su Disponibilidad para prestar el Servicio. La Oferta de Disponibilidad para la prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, se hará bajo las condiciones del esquema actual de Ofertas en la Bolsa de Energía y deberá cumplir las siguientes condiciones:

a) La preoferta (día inmediatamente anterior a la entrada en vigencia de la presente reglamentación) de disponibilidad para Regulación Secundaria de Frecuencia de las plantas y/o unidades que a la fecha sean elegibles, será la resultante de restar de la capacidad nominal de generación, el mayor valor entre la inflexibilidad técnica y la generación mínima por seguridad eléctrica.

Este valor se constituye en la última oferta conocida para esa planta y/o unidad y será modificado por el agente de allí en adelante.

Para plantas y/o unidades que entren a ofrecer el Servicio en fecha posterior a la entrada en vigencia de la presente reglamentación, se aplicará el mismo procedimiento. Esto es, el día anterior a su entrada en operación como regulador de frecuencia, se le calcula la preoferta de disponibilidad.

b) La Oferta de Disponibilidad para Regulación Secundaria de Frecuencia, se hará por planta y/o unidad en el siguiente formato:

Identificador	Tipo	Disponibilida d AGC Hora 01	Disponibilidad AGC Hora 02	Disponibilidad AGC Hora …	Disponibilidad AGC Hora 24
Nombre_Planta	A	Valor 01	Valor 02	Valor …	Valor 24

Identificador: Nombre de la Planta. Se debe utilizar el mismo nombre de la Oferta de Precios.

Tipo: Identificador del Tipo de Oferta. Se utiliza una A para identificar la Oferta de AGC.

Disponibilidad: Números enteros que representan la disponibilidad en MW para Regulación Secundaria de Frecuencia.

c) Si no se efectúa Oferta de Disponibilidad para Regulación Secundaria de Frecuencia, se entiende que este agente no desea participar en la prestación del Servicio. Es decir, equivale a Ofertar una disponibilidad de cero (0) y se aplicará lo establecido en casos de Ofertas insuficientes.

d) En caso de Ofertas insuficientes, la última Oferta mayor que cero (0) que haya efectuado la planta y/o unidad, será asumida como Oferta.

e) Son causales de invalidez de Oferta de Disponibilidad para el Servicio de regulación Secundaria de Frecuencia las siguientes:

- Errores de sintaxis en la Oferta (p.e. Identificador, Tipo).

- Oferta Incompleta. Debe contener 24 valores incluyendo el cero (0).

- Oferta de Disponibilidad mayor que la diferencia entre la Disponibilidad total declarada y el mayor valor entre la inflexibilidad técnica y la generación mínima por seguridad eléctrica.

- Cuando la Oferta de Disponibilidad que se efectúe por planta y/o la suma de Ofertas de Disponibilidad que se efectúen por unidad, resulte inferior al porcentaje de la Reserva de Regulación Secundaria de Frecuencia requerida para el período horario, el cual será definido por el CNO).

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.4 Num. 3) (Fuente: R CREG 198/97, art. 1)

ARTÍCULO 7.1.5.11.4. ASIGNACION DE LA RESERVA DE REGULACION. El CND distribuirá los requerimientos de reserva entre las plantas y/o unidades Elegibles, previo al despacho económico, teniendo en cuenta los siguientes criterios:

a) El precio a considerar para asignar la regulación entre las plantas y/o unidades Elegibles, es el mismo precio de oferta a la Bolsa de energía y los precios de arranque-parada que hayan efectuado los agentes para dichas plantas y/o unidades en la Bolsa.

b) La asignación de la reserva necesaria se hará por un proceso de optimización que minimice los precios para cubrir las necesidades del SIN en las 24 horas, tal que:

Sujeto a:

Restricciones Operativas

donde:

i:	Indexa a los generadores
t:	Indexa las Horas del Día
Pof:	Oferta de Precio en la Bolsa de Energía
Par:	Oferta de Precio de arranque-parada de plantas térmicas que arrancan por asignación de holgura
DAGC:	Holgura para regulación secundaria de frecuencia
RAGC:	Reserva de regulación requerida

c) En caso de oferta insuficiente para cubrir los requerimientos de reserva de regulación requerida, el CND acudiendo al esquema de "Coordinación de la Operación en Tiempo Real" (Numeral 5.2 del Código de Operación), designará a la o las plantas y/o unidades Elegibles hasta llenar los requerimientos de reserva, teniendo en cuenta la minimización de costos.

En este caso se verifica la disponibilidad actual y la última oferta para regulación de frecuencia, con el fin de establecer la disponibilidad para regulación que se considerará.

d) Si la utilización de una planta y/o unidad, no permite cumplir con las condiciones técnicas establecidas en el Numeral 2 del presente Anexo, en condiciones de oferta suficiente, se hará una optimización con los siguientes recursos y se le asignará el mínimo técnico de regulación (definido por el CNO), reasignándose los requerimientos de la reserva rodante restante, entre los primeros que minimizan los precios, ordenados de acuerdo con las ofertas de precio a la Bolsa de Energía. Este proceso se realizará en forma iterativa hasta cubrir los requerimientos técnicos y de reserva.

e) Si durante la operación el CND detecta, que uno o varios de los recursos de regulación, no cumplen los niveles de calidad establecidos, podrá retirar temporalmente el recurso en cuestión del esquema de regulación, mientras se realizan los correctivos necesarios. El CND informará al CNO sobre las causas que motivaron la decisión de retiro temporal.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - ANEXO CO.4 Num. 4) (Fuente: R CREG 076/09, art. 6) (Fuente: R CREG 051/09, art. 13)