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DUDAS POR RESOLVER

Dudas contenidas en el proyecto de resolución, “Por medio de la cual se expide la Resolución Única de Regulación del Sector Eléctrico”

LIBRO 1DEFINICIONES

ARTÍCULO 1.11. DEFINICIONES. Para efectos de la presente Resolución y en general para interpretar las disposiciones aplicables a la actividad de generación con plantas menores, se adoptan las siguientes definiciones: Bolsa de Energía. Sistema de información, manejado por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, sometido a las reglas del Mercado Mayorista, en donde los generadores y comercializadores ejecutan actos de intercambio de ofertas y demandas de energía, hora a hora, para que el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales ejecute los contratos resultantes en la bolsa de energía, y liquide, recaude y distribuya los valores monetarios correspondientes a las partes y a los transportadores. Despacho Central: Proceso de planeación, programación, supervisión y control de la operación integrada del SIN, a cargo del CND en coordinación con los CRDs y las empresas, que se realiza siguiendo los criterios y procedimientos establecidos en el Reglamento de Operación, el Código de Redes y los acuerdos del CNO. Generación con Plantas Menores: Es la generación producida con plantas con capacidad efectiva menor a 20 MW, operadas por empresas generadoras, productores marginales o productores independientes de electricidad y que comercializan esta energía con terceros, o en el caso de las empresas integradas verticalmente, para abastecer total o parcialmente su mercado. La categoría de Generación con Plantas Menores y la de Autogenerador son excluyentes. El régimen de estos últimos es el contenido en la Resolución CREG-084 del 15 de octubre de 1996. Mercado Mayorista: Conjunto de sistemas de intercambio de información entre generadores y comercializadores de grandes bloques de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, para realizar contratos sobre cantidades y precios definidos, con sujeción al Reglamento de Operación y demás normas aplicables. Productor Marginal o Productor Independiente: Es la persona natural o jurídica que desee utilizar sus propios recursos para producir los bienes o servicios propios del objeto de las empresas de servicios públicos para si misma; o a otras personas a cambio de cualquier tipo de remuneración; o gratuitamente a quienes tengan vinculación económica con ella. Red Pública: Aquella que utilizan dos o más personas naturales o jurídicas, independientemente de la propiedad de la red.

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Sistema Interconectado Nacional (SIN): Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución y las cargas eléctricas de los usuarios, conforme a lo definido en la Ley 143 de 1994. Sistema de Transmisión Nacional (STN): Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. Sistema de Transmisión Regional (STR): Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un sistema de distribución local. Sistema de Distribución Local (SDL): Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un sistema de transmisión regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local.

(Fuente: R CREG 086/96, Art. 1)

Duda:

La R CREG 084/96 a que alude la definición "Generación con Plantas Menores" fue derogada por la R CREG 024/15 Art 20, ¿qué texto se incluye?

ARTÍCULO 1.12. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución, y de las demás reglamentaciones que desarrollen aspectos relacionados con el mercado mayorista de energía eléctrica, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones generales: Restricción Global. Generación requerida para dar soporte de tensión o estabilidad al Sistema de Transmisión Nacional (220 kV o más). Restricción Regional. Generación requerida por restricciones de transformación, soporte regional de tensión, o estabilidad de Sistemas de Transmisión regional y/o Distribución Local.


Duda:

¿Está vigente este artículo?

ARTÍCULO 1.13. DEFINICIONES. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución CREG 42 de 1999, el nuevo texto es el siguiente:> Para la aplicación de la presente resolución y de las normas que expida la Comisión de Regulación de Energía y Gas en materia de concentración de la propiedad, promoción de la competencia y prevención del abuso de posición dominante, se adoptan las siguientes definiciones:

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Beneficiario Real: De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 37 de la Ley 142 de 1994, es la persona o grupo de personas naturales o jurídicas sin importar su naturaleza, que se benefician de acuerdos, transacciones u operaciones relacionados con su participación directa o indirecta en las actividades generación, transmisión, distribución y comercialización. Capacidad Efectiva Neta: Es la máxima capacidad de potencia neta (expresada en valor entero en MW) que puede suministrar una planta y/o unidad de generación en condiciones normales de operación. Se calcula como la Capacidad Nominal menos el Consumo Propio de la planta y/o unidad de generación. Capacidad Nominal: Es la rata continua a plena carga de una Unidad o Planta de Generación bajo las condiciones especificadas según diseño del fabricante. Es la capacidad usualmente indicada en una placa mecánicamente vinculada al dispositivo de Generación. Capacidad Efectiva Neta Equivalente: Es el resultado de multiplicar la Capacidad Efectiva Neta del Sistema Interconectado Nacional por el resultado de aplicar lo dispuesto en el Artículo 7o. de la presente Resolución. Comercialización de electricidad: Actividad consistente en la compra y venta de energía eléctrica en el mercado mayorista, bien sea que desarrolle esa actividad en forma exclusiva o combinada con otras actividades del sector eléctrico, cualquiera de ellas sea la actividad principal. Comercializador de electricidad: Persona natural o jurídica que comercializa electricidad, bien en forma exclusiva o combinada con otra u otras actividades del sector eléctrico, cualquiera de ellas sea la actividad principal. Consumo Propio: Es el consumo de energía y potencia requerido por los sistemas auxiliares de una unidad generadora de una planta y/o unidad de generación. Demanda Máxima Mensual de Energía. Es la máxima generación real horaria total presentada en el mes en los periodos comprendidos entre las 18:00 y 21:00 horas. Demanda Máxima Promedio Anual de Energía. Es el promedio de las Demandas Máximas Mensuales de Energía del año calendario inmediatamente anterior. Disponibilidad Promedio Anual. Es el promedio de las Disponibilidades Promedios Mensuales del año calendario inmediatamente anterior. Disponibilidad Promedio Mensual. Es el promedio mensual de las disponibilidades comerciales horarias de potencia en los periodos comprendidos entre las 18:00 y 21:00 horas. Distribución de electricidad: Actividad de transportar energía eléctrica a través de una red a voltajes inferiores a 220 kV, bien sea que esa actividad se desarrolle en forma exclusiva o combinada con otras actividades del sector eléctrico cualquiera de ellas sea la actividad principal.

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Distribuidor de electricidad. Persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en un Sistema de Transmisión Regional (STR), o en un Sistema de Distribución Local (SDL), o que ha constituido una empresa en cuyo objeto está el desarrollo de dichas actividades. Empresa: Persona natural o jurídica que, según lo dispuesto por el Artículo 15 y el Parágrafo 1 del Artículo 17 de la ley 142 de 1994, desarrolla la actividad de generación, transmisión, distribución o comercialización de energía eléctrica, bien sea que desarrolle una de esas actividades en forma exclusiva o en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico, cualquiera de ellas sea la actividad principal. El concepto Empresa comprende a la persona natural o jurídica que presta las actividades enunciadas en el inciso anterior y a sus Inversionistas y Empresas Controladas y no Controladas en la forma como se definen en esta Resolución, salvo que exista norma expresa en esta Resolución que disponga lo contrario. Cuando el prestador de esa actividad sea una entidad pública, la condición de vinculación o subordinación económica se determinará frente a la Nación, al departamento, al distrito, o al municipio, según el orden territorial al cual pertenezca, y a las entidades descentralizadas del respectivo orden territorial. Franja de Potencia. Es el resultado de sustraer la Demanda Máxima Promedio Anual de Energía de la Disponibilidad Promedio Anual. Generador: Persona natural o jurídica que produce energía eléctrica y tiene por lo menos una planta y/o unidad de generación conectada al Sistema Interconectado Nacional, bien sea que desarrolle esa actividad en forma exclusiva o en forma combinada con otra u otras actividades del sector eléctrico, cualquiera de ellas sea la actividad principal. Inversionista: Toda persona natural o jurídica que, directa o indirectamente, participa en el capital o es propietario o copropietario de una Empresa. Participación en el Capital o en la Propiedad. Es la parte del capital o de la propiedad de una Empresa, representada en acciones o aportes, que tiene o pertenece, directa o indirectamente, a una persona natural o jurídica cualquiera sea su naturaleza. Participación en el Mercado. Es la parte del Mercado de Generación, de Distribución o de Comercialización que es atendida directa o indirectamente por una Empresa, de la manera como se determina en la presente Resolución. Servicio público de electricidad o de energía eléctrica: Comprende las actividades de generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, de acuerdo con el artículo 1o de la Ley 143 de 1994 y el numeral 14.25 de la Ley 142 de 1994. Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un Sistema de Transmisión Regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local.

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Sistema de Transmisión Regional (STR): Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un Sistema de Distribución Local. Sistema Interconectado Nacional: Sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución y las cargas eléctricas de los usuarios, según lo previsto por el artículo 11 de la Ley 143 de 1994.

(Fuente: R CREG 128/96, Art. 2) (Fuente: R CREG 042/99, Art. 1)

Duda:

El artículo 7 de la R CREG 128/96 a que alude la definición "Capacidad Efectiva Neta Equivalente" fue derogada por la R CREG 001/06 Art 5, ¿qué texto se incluye?

ARTÍCULO 1.15. DEFINICIONES. Para los efectos de esta resolución se adoptan las siguientes definiciones: Actividad de Comercialización de Energía Eléctrica: Actividad consistente en la compra de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta a los usuarios finales, bien sea que esa actividad se desarrolle o no en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico, cualquiera sea la actividad principal. Cargo de Conexión: Suma que el usuario paga para cubrir los costos en que se incurre por conectarlo al servicio de electricidad. En resolución separada la Comisión aprobará ese cargo. Comercializador de Energía Eléctrica: Persona natural o jurídica que comercializa electricidad, bien como actividad exclusiva o en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico, cualquiera de ella sea la actividad principal. Salvo que esta resolución exprese otra cosa, cuando se haga referencia a "comercializador" o "prestador del servicio", se entenderá que se hace mención a las personas que, según las Leyes 142 y 143 de 1994, pueden desarrollar la actividad de comercializar energía eléctrica a usuarios finales regulados. Contribución: Suma que el usuario paga al comercializador por encima del costo del servicio, destinada a financiar subsidios, según las normas pertinentes. Costo de Prestación del Servicio:. Es el costo económico de prestación del servicio que resulta de aplicar: a) las fórmulas generales de costos establecidas en el anexo número uno de esta resolución, sin afectarlo con subsidios ni contribuciones, y b) el costo de comercialización particular aprobado por la Comisión para un determinado prestador del servicio, de acuerdo con el anexo número dos de la presente resolución. Sobre el costo de prestación del servicio se determina el valor de la tarifa aplicable al suscriptor o usuario.

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Estructura Tarifaria: El conjunto de cargos previstos en la Resolución CREG-113 de 1996. Fórmulas Generales para Determinar el Costo de Prestación del Servicio: Son las ecuaciones que permiten calcular el Costo de Prestación del Servicio, en función de la estructura de costos económicos, independientemente de los subsidios o contribuciones. Libertad Regulada: Régimen de tarifas mediante el cual la Comisión de Regulación de Energía y Gas fija los criterios y la metodología con arreglo a los cuales las empresas que presten el servicio público domiciliario de comercialización de energía eléctrica, pueden determinar o modificar los precios máximos que cobrarán a los usuarios finales regulados por el citado servicio. Tales criterios y metodologías se expresan mediante las fórmulas contenidas en esta resolución. Mercado de Comercialización: es el conjunto de usuarios regulados conectados a un mismo sistema de transmisión regional y/o distribución local. Sistema Interconectado Nacional: Sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución y las cargas eléctricas de los usuarios. Subsidio: Diferencia entre lo que el usuario paga al comercializador por el servicio y el costo de éste, cuando tal costo es mayor al pago que realiza el usuario.


Duda:

¿Esta resolución agotó su objeto por cambio de vigencia de las fórmulas tarifarias?, ¿esta resolución fue derogada tácitamente por la R CREG 119/07, salvo las referencias que esta misma resolución hace a los factores alfa -Arts 6 y 7-, la transición para la aplicación de los costos de comercialización -Art 12- y a la aplicación de los costos de comercialización -Anexo 1 Num 2.6 y Anexo 2-?

Duda:

El anexo dos de la R. CREG 031/97 a que alude la definición "Costo de Prestación del Servicio" fue derogado por la R. CREG 180/14 Art. 26, ¿qué texto se incluye?

Duda:

La R CREG 113/96 a que alude la definición "Estructura Tarifaria" agotó su objeto, se trataba de una norma de carácter transitorio, ¿qué texto se incluye?

ARTÍCULO 1.20. DEFINICIONES. Para efectos de la presente Resolución y en general para interpretar las disposiciones aplicables a la actividad de Cogeneración, se adoptan las siguientes definiciones: Bolsa de Energía. Sistema de información, manejado por el Administrador del Sistema de

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Intercambios Comerciales, sometido a las reglas del Mercado Mayorista, en donde los generadores y comercializadores ejecutan actos de intercambio de ofertas y demandas de energía, hora a hora, para que el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales ejecute los contratos resultantes en la bolsa de energía, y liquide, recaude y distribuya los valores monetarios correspondientes a las partes y a los transportadores. Cogeneración. Proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica, que hace parte integrante de una actividad productiva, destinadas ambas al consumo propio o de terceros y destinadas a procesos industriales o comerciales. Cogenerador. Es aquella persona natural o jurídica que produce energía utilizando un proceso de Cogeneración, y que puede o no, ser el propietario del sistema de Cogeneración. Demanda Suplementaria. Es la demanda máxima adicional (MW) que requiere un Cogenerador conectado al SIN para cubrir el 100% de sus necesidades de potencia. Energía Excedente con Garantía de Potencia. Es la energía adicional producida por un Cogenerador que tiene asociada una potencia constante en un período de tiempo, garantizada por el agente, la cual es susceptible de contratar a largo plazo. Se entiende como "potencia constante en un período de tiempo", la potencia del sistema de cogeneración que el agente respectivo registra ante el ASIC y de la cual no hará uso, en ningún caso, para su propio consumo. Esta potencia se calcula como la diferencia entre la capacidad efectiva del sistema de cogeneración y la potencia máxima que el cogenerador se reservará para su propio consumo. Así mismo, la expresión "garantizada por el agente", se refiere a los compromisos comerciales que adquiere el cogenerador ante el Mercado Mayorista de Electricidad, con relación a la potencia constante que registre. Energía Excedente sin Garantía de Potencia. Es la energía producida por el Cogenerador que no tiene asociada una potencia constante y es la energía resultante de las fluctuaciones del consumo propio. Inflexibilidad de Sistemas de Cogeneración. Un Sistema de Cogeneración es inflexible cuando las características técnicas del mismo, hacen que genere en una hora, más energía de la requerida por su proceso productivo. Red Pública. Aquella que utilizan dos o más personas naturales o jurídicas, independientemente de la propiedad de la red. Sistema de Intercambios Comerciales (SIC). Conjunto de reglas y procedimientos establecidos en el Reglamento de Operación que permiten definir las obligaciones y acreencias de generadores, comercializadores y los transportadores por concepto de los actos o contratos de energía en la bolsa conforme al despacho central. El SIC incluye el proceso de liquidación del valor de los intercambios, la preparación y actualización del estado de cuenta de cada generador y comercializador que participa en la bolsa de energía y de los transportadores, y la facturación, pago y recaudo del valor de las transacciones realizadas en la misma bolsa.

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Sistema Interconectado Nacional (SIN). Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre si: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios. Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un Sistema de Distribución Local. Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un Sistema de Transmisión Regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local.


Duda:

¿Modificado por la R CREG 105/10 Art 1?

ARTÍCULO 1.21. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución se usarán las siguientes definiciones generales: Autogenerador. Es aquella persona natural o jurídica que produce energía eléctrica exclusivamente para atender sus propias necesidades. Por lo tanto, no usa la red pública para fines distintos al de obtener respaldo del Sistema Interconectado Nacional (SIN), y puede o no, ser el propietario del sistema de generación. Cogenerador. Es aquella persona natural o jurídica que produce energía utilizando un proceso de Cogeneración, y que puede o no, ser el propietario del sistema de Cogeneración. Mercado de Comercialización. Es el conjunto de usuarios finales conectados a un mismo sistema de transmisión regional y/o distribución local. Precio Umbral. Es el costo equivalente al primer segmento de la Curva de Costos de Racionamiento definida por la UPME. Racionamiento de Emergencia. Déficit originado en una limitación técnica, causada por la pérdida en tiempo real de operación de una o varias unidades o plantas de generación, o la salida forzada de activos de transporte de energía, que implican que no es posible cubrir la demanda total esperada del Sistema Interconectado Nacional con cobertura regional o

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nacional. Racionamiento Programado. Déficit originado en una limitación técnica identificada (incluyendo la falta de recursos energéticos) o en una catástrofe natural, que implican que el parque de generación es insuficiente para cubrir la demanda total esperada del Sistema Interconectado Nacional. Racionamiento Programado con Cobertura Nacional. Déficit originado en una limitación técnica identificada o en una catástrofe natural, que implica que el parque de generación es insuficiente para cubrir la demanda total esperada del Sistema Interconectado Nacional y es técnicamente posible distribuir el déficit a nivel nacional. Racionamiento Programado con Cobertura Regional. Déficit originado en una limitación técnica identificada o en una catástrofe natural, que implica que el parque de generación es insuficiente para cubrir la demanda total esperada del Sistema Interconectado Nacional y no es técnicamente posible distribuir el déficit a nivel nacional.


Duda:

¿El título del que hace parte este artículo fue derogado por la R CREG 026/14?, mientras se resuelve la duda se incorpora en la resolución única.

ARTÍCULO 1.31. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta Resolución se tendrán en cuenta, además de las establecidas en la Ley 142 de 1994 y en las Resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes definiciones:

Combustible principal: Aquel que usa ordinariamente el generador en su actividad de generación, y que respalda su oferta comercial en la bolsa de energía.

Combustible alterno: Aquel que puede usar el generador en forma alterna al combustible principal, en Estados de Emergencia según lo definido en el Reglamento Unico de Transporte (Resolución CREG-071 de 1999), o en eventos de fuerza mayor o caso fortuito.


Duda:

¿La definición de "Combustible alterno" fue modificada tácitamente por la R CREG 084/05 Art 1?

ARTÍCULO 1.34. DEFINICIONES GENERALES. Para efectos de la interpretación de la presente Resolución, y de las demás resoluciones que sobre la materia se desarrollen, se adoptan las siguientes definiciones generales:

Activos de Uso del STN: Son aquellos activos de transmisión de electricidad que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, que son de uso común, se clasifican en Unidades Constructivas y se remuneran mediante Cargos por Uso del STN. Los enlaces

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internacionales en este nivel de tensión, o en el Nivel de Tensión 4, podrán ser considerados como activos de uso del STN.

Activos de Uso del STR: Son aquellos activos de transmisión de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV, se clasifican en Unidades Constructivas, no son Activos de Conexión, y son remunerados mediante Cargos por Uso de STR.

Activos de Conexión al STN o al STR: Son aquellos Activos que se requieren para que un generador, un operador de red, o un usuario final, se conecten físicamente al Sistema de Transmisión Nacional, o a un Sistema de Transmisión Regional, y se remuneran mediante cargos de conexión. Siempre que estos activos sean usados exclusivamente por el generador, el usuario o el OR que se conecte, no se considerarán parte del Sistema respectivo.

Acuerdos Operativos: Compromisos bilaterales, adoptados entre el Centro Nacional de Despacho, CND, o quien haga sus veces, y cada uno de los operadores de los sistemas eléctricos de los países miembros de la Comunidad Andina, o de los países con los que se tenga una integración de mercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución, mediante los cuales se establecen los procedimientos, condiciones, obligaciones y responsabilidades para la operación de los Enlaces Internacionales y los intercambios intracomunitarios de electricidad, de conformidad con la regulación vigente.

Acuerdos Comerciales: Compromisos bilaterales, adoptados por el ASIC, o quien haga sus veces, y cada uno de los administradores de los sistemas eléctricos de los países miembros de la Comunidad Andina, o de los países con los que se tenga una integración de mercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución, mediante los cuales se establecen los procedimientos, condiciones, obligaciones y responsabilidades para la liquidación, facturación y administración de cuentas de los intercambios intracomunitarios de electricidad, de conformidad con la regulación vigente.

Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC: Entidad encargada del registro de fronteras comerciales y de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos, contratos y transacciones de energía en la bolsa, para generadores y comercializadores; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos; y del cumplimiento de las tareas necesarias para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC), de acuerdo con la Regulación vigente.

Capacidad de un Enlace Internacional: Límite máximo de flujo de potencia eléctrica de cada Enlace Internacional, considerando las condiciones de calidad, seguridad y estabilidad de los sistemas eléctricos, así como las características técnicas de las líneas y equipos de interconexión. Este límite es calculado en forma coordinada por los operadores de los sistemas de los países miembros de la Comunidad Andina, o de los países con los que se tenga una integración de mercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución, y harán parte del anexo de parámetros técnicos definido en la Resolución CREG-025 de 1995.

Capacidad Máxima de Exportación: Capacidad máxima correspondiente a la sumatoria de las capacidades de exportación de los enlaces internacionales del SIN operando simultáneamente, utilizados para las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto

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Plazo, TIE.

Capacidad Máxima de Importación: Capacidad máxima correspondiente a la sumatoria de las capacidades de importación de los enlaces internacionales del SIN operando simultáneamente, utilizados para las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE.

Centro Nacional de Despacho: Entidad encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la regulación vigente y a los Acuerdos del Consejo Nacional de Operación, CNO.

Consejo Nacional de Operación: Entidad que tiene como función principal acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del Sistema Interconectado Nacional sea segura, confiable y económica, así como actuar como órgano ejecutor del Reglamento de Operación, de acuerdo con la regulación vigente.

Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado: Sumatoria de los valores de las demandas correspondientes a las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo –TIE–, que son resultado del proceso de Despacho Económico Coordinado, que incluye los factores de pérdidas para referir a nivel de 220 kV y las pérdidas del STN.

Demanda No Doméstica: Sumatoria de los valores de las demandas internacionales, que no son consideradas en el Despacho Económico Coordinado, que incluye los factores de pérdidas para referir al nivel de 220 kV y las pérdidas del STN.

Demanda Total Doméstica: Sumatoria de los valores de la demanda doméstica de todos los comercializadores, que incluye los factores de pérdidas para referir a nivel de 220 kV y las pérdidas del STN.

Demanda Total: Sumatoria de la Demanda Total Doméstica y la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado.

Despacho Económico: Proceso mediante el cual se obtiene para un período de 24 horas, el programa horario de generación de los recursos del SIN despachados centralmente. Este despacho se efectúa con el criterio de minimizar el costo de atender la demanda.

Despacho Económico Coordinado: Es el Despacho Económico que considera transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo con otros sistemas despachados económicamente.

Despacho Ideal: <Definición modificada por el artículo 3 de la Resolución 160 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> Es la programación de generación que se realiza a posteriori por el Sistema de Intercambios Comerciales (SIC), en la cual se atiende la demanda real con la disponibilidad real de las plantas de generación. Este despacho se realiza considerando las ofertas de precios en la Bolsa de Energía, las ofertas de Precios de Arranque-Parada, las ofertas de los enlaces internacionales y las características técnicas de las plantas o unidades para obtener la combinación de generación que resulte en mínimo costo para atender de demanda total del día, sin considerar la red de transporte.

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Despacho Programado: Programación de los recursos de generación para un período de veinticuatro (24) horas mediante procesos de optimización diaria, tomando como referencia el Despacho Programado Preliminar, considerando las características técnicas de las plantas y unidades de generación y los requerimientos de AGC, según la regulación vigente.

Enlace Internacional: Conjunto de líneas y equipos asociados, que conectan los sistemas eléctricos de dos (2) países, y que tienen como función exclusiva el transporte de energía para importación o exportación, a Nivel de Tensión 4 o superior.

Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC): Entidad encargada de liquidar y facturar los cargos de uso de las redes del Sistema Interconectado Nacional que le sean asignadas, de determinar el ingreso regulado a los transportadores y de administrar las cuentas que por concepto del uso de las redes se causen a los agentes del mercado mayorista, de acuerdo con la regulación vigente.

Mercado Regulatoriamente Integrado de Electricidad: Conjunto de mercados de electricidad, administrados y coordinados bajo reglas fundamentales comunes y criterios regulatorios de eficiencia económica.

Nodos Fronteras de los Enlaces Internacionales: Puntos de conexión al SIN de los Enlaces Internacionales, utilizados como referencia para efectos de comparación de precios para transacciones internacionales de electricidad.

Período de Transición: Período de un año a partir de la entrada en operación de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE. Los reguladores de cada país podrán ajustar los procedimientos y regulación aplicable a las TIE, de acuerd o con la experiencia valorada durante este período.

Precio de Bolsa: 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.

Precio de Bolsa TIE: <Definición adicionada por el artículo 3 de la Resolución 160 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> 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 Internacional de Despacho Económico Coordinado en el Despacho Ideal.

Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación, PONE: Precio estimado al cual se ofrece energía a través de un Enlace Internacional, determinado por el Centro Nacional de Despacho, CND, el cual incluye los costos reconocidos regulatoriamente asociados con la entrega de dicha energía en el Nodo Frontera.

Precio Máximo de Importación: Precio máximo calculado por el Centro Nacional de Despacho, CND, al que estaría dispuesto a comprar el sistema colombiano, la energía de otro sistema eléctrico, y al cual se decide una importación de energía.

Precio de Importación para Liquidación: <Definición modificada por el artículo 3 de la Resolución 160 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> Precio que paga el mercado

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importador equivalente al precio de bolsa del mercado menos el Costo Equivalente Real en Energía del Cargo por Confiabilidad (CERE), resultante de su despacho ideal, que incluye el Precio de Oferta en cada Nodo Frontera para Exportación de los otros países, incrementado por los cargos regulatoriamente reconocidos asociados con la generación y por el respectivo Costo Equivalente Real de Energía del Cargo por Confiabilidad.

Precio Marginal del Nodo Frontera de Redespacho: Precio del último recurso de generación que no presenta limitaciones técnicas, requerido para cubrir la Demanda en el Nodo Frontera de los Enlaces Internacionales para exportación, considerado en el Redespacho.

Precio Nodal de Oferta para Exportación en el Redespacho: <Definición adicionada por el artículo 3 de la Resolución 160 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> Precio del último recurso de generación despachado que no presenta limitaciones técnicas, requerido para cubrir la Demanda en el Nodo Frontera de los Enlaces Internacionales para exportación, considerado en el Redespacho.

Principio de Libre Acceso a la Red Nacional de Interconexión: Principio legal, por el cual los propietarios de la Red Nacional de Interconexión, deben permitir la libre conexión y el uso de las mismas, por parte de cualquier agente habilitado legalmente para ello, en condiciones de igualdad y neutralidad, y cumpliendo las exigencias técnicas y económicas respectivas.

Red Nacional de Interconexión: Conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, incluyendo las interconexiones internacionales, destinadas al servicio de todos los integrantes del Sistema Interconectado Nacional.

Rentas de Congestión: Rentas económicas que se originan como efecto de la congestión de un Enlace Internacional, son efecto de las diferencias de precios que se tienen en los Nodos Frontera congestionados, son de carácter temporal y dependen de las expansiones en transmisión. Estas rentas no serán asignadas a los propietarios de los enlaces internacionales y no constituyen fuente de remuneración para la generación.

Restricciones: Limitaciones que se presentan en la operación del SIN, que tienen su origen en la capacidad de la infraestructura eléctrica, o en la aplicación de criterios de seguridad y confiabilidad en el suministro de electricidad. Las restricciones se clasifican según su naturaleza en Eléctricas y Operativas.

Servicio de Conexión al STN: Es el servicio de acceso al STN que presta el propietario de un Activo de Conexión, que se rige por el Contrato de Conexión que acuerdan y firman las partes.

Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN: Es el servicio de transmisión de energía que se presta a través de los Activos de Uso del STN.

Sistema Interconectado Nacional (SIN): Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión nacional, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los Usuarios.

Sistema de Transmisión Nacional (STN): Es el sistema interconectado de tr ansmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y equipos asociados, con sus

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correspondientes módulos de conexión, que operen a tensiones iguales o superiores a 220 kV.

Sistema de Transmisión Regional (STR): Sistema Interconectado de Transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas con sus equipos asociados, que operen a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un sistema de distribución local.

Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo –TIE–: Transacciones horarias originadas por el despacho económico coordinado, entre los mercados de Corto Plazo de los países miembros de la Comunidad Andina, o países con los que se tenga una integración regulatoria de mercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución, a través de Enlaces Internacionales.


Duda:

La Decisión CAN 720 de 2009 a que alude la R CREG 160/09 fue derogada expresamente por la Decisión CAN 757 de 2011, la cual mantuvo la suspensión de la aplicación de la Decisión 536 de 2002 por un plazo de hasta 2 años; los 2 años ya concluyeron, ¿se mantiene la suspensión aludida y en consecuencia la aplicación de la R CREG 160/09?

ARTÍCULO 1.35. DEFINICIONES. Para efectos de la aplicación de la presente resolución, se adoptan las siguientes definiciones:

Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC: Entidad encargada del registro de fronteras comerciales, de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos, contratos y transacciones de energía en la bolsa, para generadores y comercializadores; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos; y del cumplimiento de las tareas necesarias para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC).

CAC: Comité Asesor de Comercialización.

CND: Entidad encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la reglamentación vigente y a los Acuerdos del Consejo Nacional de Operación, CNO.

Días: Cuando no se especifiquen de otra forma, se entenderán como días calendario.

Fecha de registro: Fecha en la cual se finaliza el procedimiento de registro de la frontera comercial o del contrato, definido en la presente resolución, para que un agente participe en las liquidaciones de las transacciones comerciales del mercado mayorista. Esta se considera como la fecha de entrada en Operación Comercial de la frontera o contrato y se considera la fecha a partir de la cual el ASIC incluye estos en la liquidación de las transacciones del Mercado Mayorista.

Formato de solicitud de registro: Formato que diseñará el ASIC, y que utilizarán los agentes

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en sus solicitudes de registro de fronteras comerciales o de contratos, al cual se deberá anexar la información y documentación necesaria para que el registro pueda ser incluido en las liquidaciones del Mercado Mayorista, conforme a la regulación vigente.

Procedimiento de registro: Los pasos que debe cumplir el ASIC, entre la fecha de solicitud y la fecha de registro, para fronteras comerciales o contratos de energía de largo plazo, en el Mercado Mayorista.


Duda:

¿Está vigente esta resolución?, múltiples artículos de esta resolución fueron derogados expresamente.

ARTÍCULO 1.36. DEFINICIONES GENERALES. Para la interpretación y aplicación de esta Resolución, se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes definiciones generales:

Activos de Uso del STN. Son aquellos activos de transmisión de electricidad que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, y son remunerados mediante Cargos por Uso del STN.

Activos de Uso de STR y SDL. Son aquellos activos de transmisión de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV, se clasifican en Unidades Constructivas, no son Activos de Conexión, y son remunerados mediante Cargos por Uso de STR o SDL.

Cargos de los STR. Son los cargos, expresados en $/kWh, que remuneran los activos de uso del Nivel de Tensión 4 y los activos de conexión al STN, de los Operadores de Red.

Cargos por Uso del STN. Son los cargos, expresados en $/kWh, que remuneran los activos de uso del STN.

Demanda comercial. Corresponde al valor de la demanda real del comercializador, afectada con las pérdidas en las redes de trasmisión regional o de distribución local y las pérdidas del STN.

Demanda del comercializador. Para efectos de la presente Resolución, se entenderá que la Demanda del comercializador en un Sistema de Transmisión Regional es igual a la Demanda Comercial del mismo en dicho sistema, menos su respectiva participación en las pérdidas del STN.

Liquidación y Administración de Cuentas: Actividad que comprende la liquidación y facturación de los cargos por uso del STN y de los STR, el recaudo y distribución de los respetivos dineros y la gestión de la respectiva cartera, con el alcance definido en esta Resolución, sin que pueda considerarse una actividad de intermediación financiera.

El recaudo que efectúe el Liquidador y Administrador de Cuentas lo hará a nombre de terceros, los dineros que recaude no ingresarán a su patrimonio, y su manejo se hará en

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forma separada de los recursos propios de la empresa; son recursos de terceros que transitoriamente están en su poder, mientras se entregan, conforme a la liquidación que se realice, a los destinatarios finales, propietarios de los activos remunerados a través de los cargos que liquida. Esta actividad no compromete al Liquidador y Administrador de Cuentas con el riesgo de cartera, en caso de que el total efectivamente recaudado sea menor que lo facturado.

Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC): Entidad encargada de la Liquidación y Administración de Cuentas por los cargos de uso de las redes del Sistema Interconectado Nacional que le sean asignadas y de calcular el ingreso regulado de los transportadores, de acuerdo con las disposiciones contenidas en la regulación vigente.

Metodología de Ingreso. Metodología de remuneración mediante la cual la Comisión establece, para cada Operador de Red, los ingresos que requiere para remunerar los activos de uso del Nivel de Tensión 4 y los activos de conexión al STN, y que sirven para calcular los cargos de los STR.

Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los activos de conexión al STN y el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el Nivel de Tensión 4 y que están conectados eléctricamente entre sí a este Nivel de Tensión, o que han sido definidos como tales por la Comisión. Un STR puede pertenecer a uno o más Operadores de Red.

Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV.


Duda:

La R CREG 082/02 a que aluden los considerandos fue sustituida tácitamente según se deduce de lo dispuesto por la R CREG 097/08 Art 23.

ARTÍCULO 1.39. DEFINICIONES. Para interpretar y aplicar las normas del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional, además de las definiciones contenidas en dichas normas, se tendrán en cuenta las siguientes:

Calidad de la Potencia Eléctrica (CPE). Para efectos de esta resolución, se define como el conjunto de calificadores de fenómenos inherentes a la forma de onda de la tensión, que permiten juzgar el valor de las desviaciones de la tensión instantánea con respecto a su forma y frecuencia estándar, así como el efecto que dichas desviaciones pueden tener sobre los equipos eléctricos u otros sistemas.

Fluctuación de tensión. Fenómeno que origina distorsión transitoria de la forma de onda de tensión, respecto de su forma estándar. Se dice que existe una discontinuidad del servicio cuando la tensión no sigue la forma de onda estándar.

Forma y Frecuencia estándar. Forma en el tiempo de una onda senoidal pura de amplitud

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constante, igual a la tensión nominal, y a una frecuencia de 60 Hz.

Hundimiento (Sag). Fluctuación de tensión caracterizada por producir una depresión transitoria de tensión respecto de la onda estándar, en un punto del SIN.

Indicador. Cifra que establece el nivel o la evolución de una cantidad que refleja el estado de un sistema.

Parpadeo (Flicker). Impresión de inestabilidad de la sensación visual causada por un estímulo luminoso, cuya luminosidad o distribución espectral fluctúa en el tiempo.

Pico (Swell). Fluctuación de tensión caracterizada por producir un aumento transitorio de tensión respecto de la onda estándar, en un punto del SIN.

PST (Percibility Short Time). Es un indicador de la perceptibilidad de un equipo o sistema, ante fluctuaciones de tensión durante un período de tiempo corto (10 minutos), obtenido de forma estadística a partir del tratamiento de la señal de tensión. La forma de calcularlo se define en el Estándar IEC-61000-4-15 (2003-02).

THDV (Total Harmonic Distortion of Voltage). Es un indicador de la Distorsión Armónica Total del Voltaje, respecto de la onda estándar, expresada en porcentaje. La forma de calcularlo se define en el Estándar IEEE 519 [1992].

Variaciones de corta duración. Los fenómenos transitorios cubiertos por el indicador PST a que se refiere esta resolución, son, entre otros, los que se relacionan en la siguiente tabla, basada en el Estándar IEEE 1159 [1995]:


Duda:

¿Estas definiciones fueron derogadas tácitamente por la R CREG 097/08 Anexo General Capítulo XI ? - ¿La parte de la que hace parte este artículo está vigente, o fue derogada tácitamente por la R CREG 097/08 ANEXO GENERAL CAPÍTULO XI?

ARTÍCULO 1.41. DEFINICIONES. Para los efectos de lo dispuesto en la presente resolución, se adoptan las siguientes definiciones:

Capacidad de un Enlace Internacional: Límite máximo de flujo de potencia eléctrica de cada Enlace Internacional, considerando las condiciones de calidad, seguridad y estabilidad de los sistemas eléctricos, así como las características técnicas de las líneas y equipos de interconexión. Este límite es calculado en forma coordinada por los operadores de los sistemas de los países miembros de la Comunidad Andina, o de los países con los que se tenga una integración de mercados eléctricos en las condiciones de la Resolución CREG-004 de 2003, y harán parte del anexo de parámetros técnicos definido en la Resolución CREG-025 de 1995.

Capacidad de un Enlace Internacional no TIE: Límite máximo de flujo de potencia eléctrica de cada Enlace Internacional no operado conforme a la Resolución CREG-004 de 2003.

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Demanda Comercial: Corresponde al valor de la demanda real del comercializador, que incluye los factores de pérdidas en las redes de trasmisión regional o de distribución local para referir a nivel de 220 kV y las pérdidas del STN.

Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado: Sumatoria de los valores de las demandas correspondientes a las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE, que son resultado del proceso de Despacho Económico Coordinado, que incluye los factores de pérdidas para referir a nivel de 220 kV y las pérdidas del STN.

Demanda No Doméstica: Sumatoria de los valores de las demandas internacionales, que no son consideradas en el Despacho Económico Coordinado, que incluye los factores de pérdidas para referir al nivel de 220 kV y las pérdidas del STN.

Demanda Total: Sumatoria de la Demanda Total Doméstica y la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado.

Demanda Total Doméstica: Sumatoria de los valores de la demanda doméstica de todos los comercializadores, que incluye los factores de pérdidas para referir a nivel de 220 kV y las pérdidas del STN.

Empresa: Persona natural o jurídica que, según lo dispuesto por el artículo 15 y el Parágrafo 1o del artículo 17 de la Ley 142 de 1994, desarrolla la actividad de generación, transmisión, distribución o comercialización de energía eléctrica, bien sea que desarrolle una de esas actividades en forma exclusiva o en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico, cualquiera de ellas sea la actividad principal. También comprende a las personas naturales o jurídicas con quienes estas tengan una relación de control, ya sea en calidad de matriz, filial, subsidiaria o subordinada.

Cuando el prestador de esa actividad sea una entidad pública, la condición de subordinación se determinará frente a la Nación, al departamento, al distrito, o al municipio, según el orden territorial al cual pertenezca, y a las entidades descentralizadas del respectivo orden territorial.

Enlace Internacional: Conjunto de líneas y equipos asociados, que conectan los sistemas eléctricos de dos (2) países, y que tienen como función exclusiva el transporte de energía para importación o exportación, a Nivel de Tensión 4 o superior.


Duda:

Varias definiciones se refieren a conceptos ya definidos en R CREG 128/96 Art 1, ¿estas definiciones reemplazan las definiciones en R CREG 128/96 Art 1?

ARTÍCULO 1.44. DEFINICIONES. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 14 de 2007. El nuevo texto es el siguiente:> Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:

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Agente nuevo: Para los efectos de la Contratación del Promotor de la Subasta y de acuerdo con lo previsto en la Resolución CREG 071 de 2006, son aquellas empresas que tengan únicamente plantas y/o Unidades de Generación Nuevas y que ellas o sus socios no tengan, a la fecha de la Subasta, participación alguna en empresas de generación que operen en el Sistema Interconectado Nacional.

Componente fija máxima: Valor máximo equivalente a 1.000 millones de pesos colombianos, destinado a cubrir todos los gastos fijos, impuestos, tasas y contribuciones de la promoción de la subasta. El valor que se pagará por este concepto al promotor seleccionado, será el que haya ofertado por esta componente en la respectiva convocatoria sin superar este máximo.

Comisión de Exito Máxima: Valor máximo equivalente a 3.74 millones de dólares americanos, destinado a remunerar el éxito de la promoción, que incluye todos los impuestos, tasas y contribuciones que se generen. El valor que se pagará por este concepto al promotor seleccionado, será el que resulte de aplicar los criterios y la fórmu la establecidos en las Resoluciones 112 de 2006 y 008 de 2007 al valor que ofertó el proponente por comisión de éxito en la convocatoria sin superar este valor máximo.


Duda:

La R CREG 008/07 incluye diferentes disposiciones aplicables a la primera subasta -6 de mayo de 2008-, ¿las disposiciones de este artículo que no se refieren expresamente a la primera subasta aplican para otras subastas, es decir están vigentes?

ARTÍCULO 1.49. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución, y de las demás reglamentaciones que desarrollen aspectos relacionados con la liquidación y facturación en el mercado mayorista de energía eléctrica o con la liquidación y facturación de los cargos por uso del SIN, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones generales:

Ajustes a la facturación: Facturación correspondiente a periodos que ya han sido facturados al menos una vez por parte del ASIC o del LAC.

Facturación Mensual. Proceso que adelantan el ASIC y el LAC para expedir la Factura Comercial correspondiente al mes anterior al mes en que se emiten los documentos o de períodos anteriores a este.

Reclamación a la Facturación Mensual. Documento mediante el cual un agente presenta al ASIC o al LAC observaciones a la factura mensual o a los ajustes a la factura, con el fin de que se aclare, modifique o revoque.


Duda:

¿Esta resolución fue modificada tácitamente por la R CREG 156/11 Arts 42 a 45?, mientras se resuelve la duda se incorpora a la resolución única.

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ARTÍCULO 1.54. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta Resolución, se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994, en el Decreto 388 de 2007 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:

Activos de Conexión del OR al STN. Son los bienes que se requieren para que un Operador de Red se conecte físicamente al Sistema de Transmisión Nacional.

Se consideran como Activos de Conexión del OR 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 o terciaria, cualquier tensión inferior a 220 kV y las Bahías de Transformador de los lados de baja tensión. En las subestaciones del STN con configuración de anillo o interruptor y medio no se remunerarán, a través de cargos por uso de la actividad de distribución, las bahías con tensión mayor o igual a 220 kV.

Los Activos de Conexión del OR al STN se remunerarán mediante Cargos por Uso y por lo tanto hacen parte de los activos de uso de los STR. El OR es el responsable por la Operación y Mantenimiento de estos activos.

Cuando estos activos sean compartidos por dos o más OR, éstos deberán acordar cuál de ellos se encargará de la operación y el mantenimiento y el valor a remunerar entre ellos por dichas actividades.

Activos de Conexión a un STR o a un SDL. Son los bienes que se requieren para que un Operador de Red se conecte físicamente a un Sistema de Transmisión Regional o a un Sistema de Distribución Local de otro OR. También son Activos de Conexión los utilizados exclusivamente por un usuario final para conectarse a los Niveles de Tensión 4, 3, 2 o 1. Un usuario está conectado al nivel de tensión en el que está instalado su equipo de medida individual.

Los Activos de Conexión utilizados para conectar un OR al STR o al SDL de otro OR serán considerados en el cálculo de los cargos por uso del OR que se conecta y su operación y mantenimiento estarán bajo su responsabilidad.

Cuando estos activos sean compartidos por dos o más OR, éstos deberán acordar cuál de ellos se encargará de la operación y el mantenimiento y el valor a remunerar entre ellos por dichas actividades.

<Inciso aclarado por el artículo 1 de la Resolución 133 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Se preservan las situaciones particulares y concretas consolidadas con anterioridad a la entrada en vigencia de la presente resolución en las que, en los términos y con el alcance de la definición de Activos de Conexión a un STR o a un SDL prevista en el artículo 1o de la Resolución CREG 082 de 2002, se tengan varios usuarios finales usando Activos de Conexión al SDL y con la medida en el Nivel de Tensión 1 y la respectiva solicitud de conexión haya sido presentada en los términos del Numeral 4 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998. A estos usuarios se les cobrarán cargos por uso de Nivel de Tensión 2 ó 3 y para la determinación del consumo se debe referir la medida al Nivel de Tensión que corresponda utilizando el factor Pj,1 de que trata el CAPITULO 12 del Anexo General de la presente resolución.

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Activos del Nivel de Tensión 1. Son los conformados por las redes de transporte que operan a tensiones menores de 1 kV y los transformadores con voltaje secundario menor a 1 kV que las alimentan, incluyendo las protecciones y equipos de maniobra asociados, sin incluir los que hacen parte de instalaciones internas. Estos activos son considerados activos de uso.

Activos de Uso de STR y SDL. Son aquellos activos de transporte de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV, se clasifican en UC, no son Activos de Conexión y son remunerados mediante Cargos por Uso de STR o SDL.

Activos en Operación. Son aquellos activos eléctricos que forman parte de un sistema utilizado de forma permanente en la actividad de distribución de energía eléctrica, incluyendo aquellos que están normalmente abiertos. Se entiende por sistemas normalmente abiertos aquellos que se encuentran disponibles para entrar en servicio en forma inmediata cuando se requieran.

Activos no eléctricos. Son aquellos activos que no hacen parte de la infraestructura de transporte de energía eléctrica de los OR, pero que son requeridos para cumplir con su objeto social. Hacen parte de estos activos, entre otros, los siguientes: edificios (sedes administrativas, bodegas, talleres, etc.) maquinaria y equipos (grúas, vehículos, herramientas, etc.) equipos de Cómputo y equipos de Comunicaciones.

AOM. Valor de los gastos de administración, operación y mantenimiento correspondientes a la actividad de distribución de energía eléctrica en los STR y SDL, incluyendo los activos de Nivel de Tensión 1.

Base de Inversiones: Es el conjunto de UC que un Operador de Red requiere para prestar el servicio con una cobertura y calidad determinadas.

Cargos Máximos por Niveles de Tensión 1, 2, 3. Son los cargos expresados en $/kWh para cada Nivel de Tensión que remuneran el uso de los Sistemas de Distribución Local.

Cargos de los STR. Son los cargos expresados en $/kWh que remuneran los Activos de Uso del Nivel de Tensión 4 de los OR.

Cargos por Uso del OR. Son los cargos, expresados en $/kWh acumulados para cada Nivel de Tensión, que remuneran a un OR los Activos de Uso de los SDL y STR. Para los Niveles de Tensión 1, 2 y 3 son cargos máximos.

Centro Nacional de Despacho (CND): Entidad encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la reglamentación vigente y a los Acuerdos del CNO.

Conexión y Acceso a Redes. Es el derecho que tiene todo usuario a utilizar las redes del Sistema de Transmisión Nacional, de un Sistema de Transmisión Regional y/o un Sistema de Distribución Local, previo el cumplimiento de las normas que rijan el servicio, el pago de las retribuciones que correspondan y el principio de eficiencia consignado en la Ley.

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Costos Medios del Operador de Red: Son los costos unitarios de inversión, administración, operación y mantenimiento calculados para cada OR expresados en $/kWh para cada Nivel de Tensión, que se utilizarán para efectos de la aplicación del Decreto 388 de 2007.

Disponibilidad. Se define como el tiempo total sobre un período dado, durante el cual un Activo de Uso estuvo en servicio, o disponible para el servicio. La Disponibilidad siempre estará asociada con la Capacidad Nominal del Activo, en condiciones normales de operación.

Evento. Situación que causa la indisponibilidad parcial o total de un Activo de Uso de los STR o SDL.

Fecha de Corte. Es el 31 de diciembre del año inmediatamente anterior al de la fecha de presentación de la solicitud de costos y cargos.

Índice Anual Agrupado de la Discontinuidad (IAAD). Índice de Discontinuidad que relaciona la cantidad promedio de Energía No Suministrada (ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR durante el año de evaluación, el cual se obtiene como el promedio de los ITAD del respectivo año.

Índice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad (IRAD). Índice de Discontinuidad que relaciona la cantidad promedio de Energía No Suministrada (ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR durante el período usado como referencia.

Índice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad (ITAD). Índice de Discontinuidad que relaciona la cantidad promedio de Energía No Suministrada (ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR durante el trimestre de evaluación.

Indisponibilidad. Se define como el tiempo sobre un período dado, durante el cual un Activo de Uso no estuvo en servicio o disponible para el servicio, con toda o parte de su Capacidad Nominal.

Liquidador y Administrador de Cuentas -LAC-: Entidad encargada de la Liquidación y Administración de Cuentas de los cargos por uso de las redes del Sistema Interconectado Nacional que le sean asignadas y de calcular el ingreso regulado de los transportadores, de acuerdo con las disposiciones contenidas en la regulación vigente.

Mantenimiento Mayor. Mantenimiento de Activos de Uso de los STR que se realiza por una vez cada seis (6) años y que requiere un tiempo mayor a las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad fijadas para dichos Activos.

Mercado de Comercialización: Conjunto de Usuarios Regulados y No Regulados conectados a un mismo Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local, servido por un mismo Operador de Red (OR), y los conectados al STN del área de influencia del respectivo OR.

Metodología de Ingreso Regulado (Revenue Cap). Metodología de remuneración mediante la cual la Comisión establece los ingresos que requiere cada Operador de Red, para remunerar los activos de uso del Nivel de Tensión 4 y que sirven para calcular los

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cargos de los STR.

Metodología de Precio Máximo (Price Cap). Metodología de remuneración mediante la cual la Comisión aprueba, para cada Operador de Red, los cargos máximos por unidad de energía transportada en los Niveles de Tensión 1, 2 y 3 de su sistema.

Migración de Usuarios a Niveles de Tensión Superiores (MUNTS): Es la conexión de un usuario final al sistema de un OR en un Nivel de Tensión superior al que se encontraba conectado.

Niveles de Tensión. Los sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local se clasifican por niveles, en función de la tensión nominal de operación, según la siguiente definición:

Nivel 4: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 57,5 kV y menor a 220 kV.

Nivel 3: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 30 kV y menor de 57,5 kV.

Nivel 2: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 1 kV y menor de 30 kV.

Nivel 1: Sistemas con tensión nominal menor a 1 kV.

Nodo. Punto donde se conectan físicamente varios elementos de un sistema eléctrico. Normalmente es el barraje de una subestación.

Operador de Red de STR y SDL (OR). Persona encargada de la planeación de la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL, incluidas sus conexiones al STN. Los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen Cargos por Uso de los STR o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos Domiciliarios. La unidad mínima de un SDL para que un OR solicite Cargos de Uso corresponde a un Municipio.

Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio en un Mercado de Comercialización.

Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los Activos de Conexión del OR al STN y el conjunto de líneas, equipos y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el Nivel de Tensión 4. Los STR pueden estar conformados por los activos de uno o más Operadores de Red.

Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, equipos de compensación y subestaciones que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, los transformadores con este nivel de tensión en el lado de baja y los correspondientes módulos de conexión.

Tasas de Retorno. Tasas calculadas a partir de la estimación del Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC) establecido para la actividad de distribución de energía

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eléctrica en términos constantes y antes de impuestos. Se determina una Tasa de Retorno para remuneración con la Metodología de Ingreso Regulado y otra para remuneración con la Metodología de Precio Máximo.

Unidad Constructiva (UC). Conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un sistema eléctrico, destinada a la conexión de otros elementos de una red, al transporte o a la transformación de la energía eléctrica, o a la supervisión o al control de la operación de activos de los STR o SDL y relacionados en el CAPÍTULO V del Anexo General.

Unidad Constructiva Especial. Es aquella que por sus características técnicas no se puede tipificar en ninguna de las UC enlistadas en el CAPÍTULO V del Anexo General de la presente resolución.

Universalización del Servicio: Objetivo consistente en ampliar la cobertura del servicio eléctrico a toda la población, así como, garantizar el sostenimiento de dicho servicio a la población ya cubierta por el mismo, teniendo en cuenta criterios técnicos y económicos.

Usuario. Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación de un servicio público, bien como propietario del inmueble en donde éste se presta, o como receptor directo del servicio. A este último usuario se le denomina también consumidor. Para los efectos de esta Resolución se denominará Usuario Final.

Usuarios de los STR o SDL. Son los Usuarios finales del servicio de energía eléctrica, Operadores de Red y Generadores conectados a estos sistemas.

Zonas Especiales. Son aquellas zonas definidas en el Decreto 4978 del 2007.


Duda:

El artículo 19 menciona un plazo de 5 años a partir de la vigencia de esta resolución, como vigencia de los costos y cargos por uso de los STR y SDL, ¿esta resolución debe incorporarse en la resolución única?

ARTÍCULO 1.55. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:

Actividad de Monitoreo: Actividad consistente en la recolección, administración y procesamiento centralizado de la información de cantidad, calidad y continuidad del servicio de generación de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas, a través de equipos y sistemas de información.

Año: Cada período de 365 días calendario, o de 366 si es bisiesto. Los años se contarán sucesivamente y siempre tendrán como primero y último día el mismo número del día correspondiente al mes en que inició el Período de Vigencia.

AOM: Corresponde a las labores de administración, operación y mantenimiento.

Area de Servicio Exclusivo: Es el área geográfica correspondiente a los municipios,

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cabeceras municipales o centros poblados sobre las cuales la Autoridad Contratante otorga exclusividad en la prestación del servicio mediante contratos.

Autoridad Contratante: Para efectos de la presente resolución es el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con lo establecido en el artículo 65 de la Ley 1151 de 2007.

BTU: British Thermal Unit.

Comercialización: Actividad que consiste en la intermediación comercial entre los agentes que prestan los servicios de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica y los usuarios de dichos servicios, bien sea que esa actividad se desarrolle o no en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico, según lo dispuesto por la regulación y la ley.

Comercializador: Persona jurídica que desarrolla la actividad de Comercialización en el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina.

Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica (CU): Es el costo económico eficiente de prestación del servicio de energía eléctrica al usuario regulado, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh) que resulta de aplicar la Fórmula Tarifaria General establecida en la presente resolución, y que corresponde a la suma de los costos eficientes de cada una de las actividades de la cadena eléctrica.

Distribuidor de Energía Eléctrica: Persona encargada de la administración, la planeación, la expansión, la operación y el mantenimiento de todo o parte de la capacidad de un Sistema de Distribución. Los activos utilizados pueden ser de su propiedad o de terceros.

Empresas de Servicios Públicos: Las definidas en el Título I, Capítulo I, de la Ley 142 de 1994.

Fórmula Tarifaria General o Fórmula Tarifaria: Conjunto de criterios y de métodos de tipo general en virtud de los cuales se determina, a los Comercializadores de energía eléctrica que atienden a usuarios regulados, el costo promedio por unidad.

Obligación de Prestación del Servicio: Vínculo resultante del Proceso Competitivo que impone a un agente el deber de prestar el servicio de una o varias actividades del servicio de energía eléctrica en un Area de Servicio Exclusivo durante el Período de Vigencia, según lo definido previamente en dicho Proceso Competitivo.

Parque de Generación: Conjunto de unidades de generación con el que se atiende un Area de Servicio Exclusivo.

Parque de Generación Inicial. <Definición adicionada por el artículo 2 de la Resolución 73 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> Conjunto de unidades de generación ofertado por el adjudicatario de la Obligación de Prestación del Servicio en la propuesta que presente en el Proceso Competitivo.

Pérdidas de Energía: Es la energía perdida en un Sistema de Distribución y reconocida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

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Período de Planeación: Período de tiempo que transcurre entre la fecha de ejecución del Proceso Competitivo y la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación de Prestación del Servicio asignada en dicho proceso.

Período de Preparación: Período de tiempo que transcurre entre la fecha de anuncio de la ejecución del Proceso Competitivo y el día de realización del mismo.

Período de Vigencia: Período de tiempo durante el cual se genera la Obligación de Prestación del Servicio.

Proceso Competitivo: Invitación pública abierta para concursar por la asignación de la Obligación de Prestación del Servicio en un Area de Servicio Exclusivo con reglas definidas por la Autoridad Contratante para la determinación del precio y para asignar la obligación correspondiente.

Sistema de Distribución: Es el conjunto de redes físicas de uso público que transportan energía eléctrica desde la barra de un generador hasta el punto de derivación de las acometidas de los inmuebles, sin incluir su conexión y medición. No se incluyen los transformadores elevadores ni servicios auxiliares del generador.

Ventas: Se entiende como la totalidad de la energía eléctrica facturada en el Area de Servicio Exclusivo.

Zonas No Interconectadas: Para todos los efectos relacionados con la prestación del servicio público de energía eléctrica se entiende por Zonas No Interconectadas a los municipios, corregimientos, localidades y caseríos no conectadas al Sistema Interconectado Nacional, SIN.


Duda:

Alude al artículo 65 de la Ley 1151 de 2007, derogado por el artículo 276 de la Ley 1450 de 2011; el tema "servicio de energía eléctrica en zonas no interconectadas" también fue tratado en el artículo 114 de la Ley 1450 de 2011, el cual está vigente. ¿Lo anterior afecta el texto que debe incorporarse a la resolución única?

ARTÍCULO 1.63. DEFINICIONES GENERALES. Para efectos de la interpretación de la presente resolución, y de las demás resoluciones que sobre la materia se desarrollen, se adoptan las siguientes definiciones generales:

Acuerdos Operativos: Compromisos bilaterales que celebrará el CND con el CND Panamá, en las condiciones de la presente resolución, mediante los cuales se establecen los procedimientos, condiciones, obligaciones y responsabilidades para la operación del enlace internacional y los Intercambios Internacionales de Energía y Confiabilidad, de conformidad con la presente resolución. EL CND deberá aplicar el Acuerdo Operativo que se establezca para los Intercambios Internacionales de Energía y Potencia Firme entre Colombia y Panamá. Estos Acuerdos serán desarrollados en primera instancia por el CCTC y los mismos serán aprobados de acuerdo a las normas vigentes en cada país.

Acuerdos Comerciales: Compromisos bilaterales que celebrará el CND con el CND

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Panamá, en las condiciones de la presente resolución, mediante los cuales se establecen los procedimientos, condiciones, obligaciones y responsabilidades comerciales del enlace internacional y los intercambios internacionales de energía y confiabilidad, de conformidad con la presente resolución. EL ASIC deberá aplicar el Acuerdo Comercial que se establezca para los Intercambios Internacionales de Energía y Potencia Firme entre Colombia y Panamá. Estos Acuerdos serán desarrollados en primera instancia por el CCTC y los mismos serán aprobados de acuerdo a las normas vigentes en cada país.

ASEP: Autoridad Nacional de los Servicios Públicos de la República de Panamá, creada mediante Ley 26 del 29 de enero de 1996 de la Asamblea Nacional de Panamá, y sus modificaciones.

Capacidad Máxima de Transferencia del Enlace Internacional Colombia Panamá (MW): Límite máximo de flujo de potencia eléctrica del Enlace Internacional Colombia Panamá definida en cada sentido, considerando las condiciones de calidad y seguridad de los sistemas eléctricos de los dos países, así como las características técnicas de las líneas y equipos de interconexión. Este límite, antes de la primera SDFACI, debe ser declarado por el agente transportador y verificado en forma coordinada por los operadores de los sistemas de los países en las condiciones de la presente resolución.

Capacidad Máxima de Exportación: Capacidad máxima que puede ser exportada a través del Enlace Internacional Colombia Panamá considerando las condiciones del sistema exportador y considerando la Capacidad Máxima de Importación del otro país, aplicable a los intercambios internacionales de energía entre Colombia y Panamá. Antes de la primera SDFACI el CND y el CND Panamá establecerán la capacidad máxima de exportación esperada para la fecha de entrada de operación del enlace internacional Colombia Panamá.

Capacidad Máxima de Importación: Capacidad máxima que puede ser importada a través del Enlace Internacional Colombia Panamá, considerando las condiciones del sistema importador y el considerando la Capacidad Máxima de Exportación del otro país, aplicable a los Intercambios Internacionales de Energía entre Colombia y Panamá. Antes de la primera SDFACI el CND y el CND Panamá establecerán la capacidad máxima de importación esperada para la fecha de entrada de operación del enlace internacional Colombia Panamá.

Centro Nacional de Despacho de Colombia, CND: Es la dependencia encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional, SIN.

Centro Nacional de Despacho de Panamá, CND Panamá: Dependencia de Empresa de Transmisión Eléctrica S. A., ETESA, encargada de la prestación del servicio público de operación integrada en Panamá.

Comité de Coordinación Técnico Comercial, CCTC: Es el Comité conformado por los operadores de cada país según lo definido en el Acuerdo Regulatorio entre la CREG y la ASEP.

Comité de Interconexión Colombia Panamá, CICP: Es el Comité conformado por los reguladores de cada país definido en el Acuerdo Regulatorio.

Contratos condicionados de compra de DFACI, CCDFACI: <Definición adicionada por el

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artículo 1 de la Resolución 56 de 2012. El nuevo texto es el siguiente:> Son los contratos para la venta de los DFACI que celebra la EECP con los agentes habilitados en Panamá que desean participar en la asignación de OEF en Colombia representando plantas de generación instaladas en Panamá, los cuales para su perfeccionamiento o ejecución, estarán condicionados a los términos establecidos por la EECP para la subasta respectiva de este tipo de contratos, teniendo en cuenta, entre otros, las asignaciones de OEF en Colombia.

Costos Adicionales Asociados a la Exportación, CAE: Son todos los costos adicionales al precio de bolsa para exportación a Panamá en los que se incurre para exportar energía a Panamá, los cuales incluyen entre otros: los costos medios de restricciones asignadas proporcionalmente a la demanda nacional y la demanda externa, conforme se establece en el artículo 17 de la presente resolución, cargos uso STN y STR, cargos CND-ASIC, y costo de pérdidas en el STN asociadas a las exportaciones.

Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de Interconexión, DFACI: Son los derechos de acceso a la capacidad del Enlace Internacional Colombia Panamá en los términos de la regulación aplicable.

Despacho Económico: Proceso mediante el cual se obtiene para un período de 24 horas, el programa horario de generación de los recursos del SIN despachados centralmente. Este despacho se efectúa con el criterio de minimizar el costo de atender la demanda.

Despacho Coordinado Simultáneo: Es el despacho económico que considera las curvas marginales de oferta de cada país, para la optimización diaria de los Intercambios Internacionales de Energía entre Colombia y Panamá, en los términos de la presente resolución.

Enlace Internacional Colombia Panamá: Interconexión internacional conformada por el conjunto de líneas y equipos asociados, que conectan los sistemas eléctricos de Colombia y Panamá y que tienen como uso exclusivo la importación o exportación, entre Colombia y Panamá. Serán activos de conexión a ejecutarse a riesgo del inversionista que se remunerará en los términos establecidos en la presente resolución.

Empresa Propietaria del Enlace Internacional Colombia Panamá, EECP: Empresa a cargo del proyecto de conexión a riesgo. EECP deberá actuar como agente transportador de acuerdo con la regulación vigente.

Intercambios Internacionales de Energía y Confiabilidad: Son los Intercambios Internacionales de Energía y Confiabilidad que se realicen a través del Enlace Internacional Colombia Panamá, como resultado de la aplicación de las reglas de la presente regulación.

Interconexión Internacional: Conjunto de líneas y/o equipos asociados, que tengan como uso exclusivo la importación y/o exportación de energía con independencia del nivel de tensión de operación, según lo señalado en la Resolución 057 de 1998.

MER: Mercado Eléctrico Regional que opera en América Central.

Nodos de Frontera del Enlace Internacional: Puntos de conexión al SIN del Enlace Internacional Colombia Panamá, utilizados como referencia para efectos de incluir la demanda u oferta equivalente del otro sistema según las condiciones de la presente

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regulación.

Restricciones: Limitaciones que se presentan en la operación del SIN, que tienen origen en la capacidad de la infraestructura eléctrica, o en la aplicación de criterios de seguridad y confiabilidad en el suministro de electricidad. Las restricciones se clasifican según su naturaleza en eléctricas y operativas.

Subasta de Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de Interconexión Colombia Panamá, SDFACI: Es el Mecanismo de subasta que deberá diseñar, implementar, ejecutar y aplicar la EECP, como empresa desarrolladora de la línea de Interconexión Colombia Panamá, para asignar los Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de la línea de interconexión Colombia Panamá.


Duda:

Alude a la R CREG 057/98 que fue derogada tácitamente por la R CREG 004/03 Arts 35 a 40.

ARTÍCULO 1.65. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:

Alumbrado público: De conformidad con el artículo 2o del Decreto 2424 de 2006, es el servicio público no domiciliario que se presta con el objeto de proporcionar exclusivamente la iluminación de los bienes de uso público y demás espacios de libre circulación con tránsito vehicular o peatonal, dentro del perímetro urbano y rural de un municipio o Distrito. El servicio de alumbrado público comprende las actividades de suministro de energía al sistema de alumbrado público, la administración, la operación, el mantenimiento, la modernización, la reposición y la expansión del sistema de alumbrado público. La iluminación de las zonas comunes en las unidades inmobiliarias cerradas o en los edificios o conjuntos residenciales, comerciales o mixtos, sometidos al régimen de propiedad respectivo, no hace parte del servicio de alumbrado público y estará a cargo de la copropiedad o propiedad horizontal.

También se excluyen del servicio de alumbrado público la iluminación de carreteras que no estén a cargo del municipio o Distrito.

Comercialización: Actividad consistente en la compra de energía eléctrica y su venta a los usuarios finales, regulados o no regulados que se sujetará a las disposiciones previstas en dicha ley y en la de servicios públicos domiciliarios en lo pertinente.

Contrato de facturación y recaudo conjunto del impuesto de alumbrado público:

Acuerdo de voluntades entre los municipios o distritos y las empresas prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica en el cual se pactan las actividades necesarias para facturar y recaudar de manera conjunta con el servicio público domiciliario de energía eléctrica, el impuesto de alumbrado público.

Costo de facturación y recaudo conjunto del impuesto de alumbrado público: <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución 5 de 2012. El nuevo texto es el

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siguiente:> Corresponde a los costos en que incurre la empresa prestadora del servicio público domiciliario de energía eléctrica para totalizar en el cuerpo de la factura del servicio de energía eléctrica, el valor correspondiente al impuesto al alumbrado público, distribuirla a sus usuarios y hacer el respectivo recaudo. También corresponde a los costos en los que incurra la empresa para generar la factura del impuesto de alumbrado público de manera separada, cuando el usuario así lo solicite.

Facturación: <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución 5 de 2012. El nuevo texto es el siguiente:> Corresponde a las actividades de recepción de información sobre los sujetos pasivos objeto del impuesto de alumbrado público reportada por el municipio o distrito, totalizar en el mismo cuerpo de la factura de energía eléctrica, pero de manera separada el valor correspondiente al impuesto al alumbrado público y distribuirla entre sus usuarios. También se encuentran dentro de estas actividades la de emitir la factura del impuesto de alumbrado público de forma independiente del servicio domiciliario de energía eléctrica, cuando así lo solicite el usuario.

Municipio o distrito: Se refiere al responsable de la prestación del servicio público de alumbrado, según los dispuesto en el Decreto 2424 de 2006.

Recaudo: Consiste en la actividad de percibir el valor correspondiente al impuesto de alumbrado público de los sujetos pasivos que determine el municipio o distrito, haciendo uso de la infraestructura de la empresa de servicio público domiciliario de energía eléctrica.

Esta actividad no incluye gestiones de cobro de cartera.


Duda:

El concepto de alumbrado público fue modificado por el artículo 191 de la Ley 1753 de 2015, ¿cómo afecta esta modificación la definición que hace parte de este artículo?. Se incluye el texto de la R CREG 122/11 en la resolución única, ¿es correcto?

ARTÍCULO 1.69. DEFINICIONES. Para efectos de la presente Resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en resoluciones vigentes que tratan los aspectos relativos al mercado de energía mayorista, la siguiente:

Prestador de Última Instancia: agente seleccionado para realizar la actividad de comercialización de energía eléctrica cuando el prestador que ha sido escogido por un usuario no puede prestar el servicio por las causas definidas en la regulación.


Duda:

Define el concepto tratado en la R CREG 019/06 Art 9.

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LIBRO 2ESTRUCTURA Y COMPETENCIA

PARTE 1POR LA CUAL SE ADOPTAN DISPOSICIONES GENERALES SOBRE EL SERVICIO

PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

ARTÍCULO 2.1.3. OBLIGACION DE REGISTRO. <Ver Notas de Vigencia> 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.


Duda:

Modificación parcial por R CREG 156/11 según establece Art 60, ¿qué texto se incorpora en la resolución única?

ARTÍCULO 2.1.9. 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.


Duda:

¿Modificado por R CREG 26/14?

LIBRO 3

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REGLAMENTO DE OPERACIÓN - COMPONENTE GENERACIÓN Y MERCADO MAYORISTA (descripción no original)

PARTE 1GENERACIÓN (descripción no original)

TÍTULO 1POR LA CUAL SE REGULA LA ACTIVIDAD DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

CAPÍTULO 1DISPOSICIONES GENERALES

CAPÍTULO 2OBLIGACIONES DE LOS GENERADORES

CAPÍTULO 3OPERACIÓN INTEGRADA Y EL CENTRO NACIONAL DE DESPACHO

TÍTULO 2POR LA CUAL SE REGLAMENTA LA GENERACIÓN DE PLANTAS O UNIDADES EN

PRUEBAS, COMO PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN

TÍTULO 3POR EL CUAL SE DEFINE LA CAPACIDAD DE RESPALDO PARA OPERACIONES EN

EL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA

ARTÍCULO 3.1.3.1. CAPACIDAD DE RESPALDO PARA OPERACIONES EN EL MERCADO. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 134 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> El ASIC calculará y publicará cada mes las capacidades de respaldo de operaciones y de todos los agentes comercializadores y/o generadores inscritos en el MEM, para cada uno de los meses en donde haya agentes con contratos, conforme al siguiente procedimiento y para un horizonte de cinco (5) años:

1. Cálculo del patrimonio transaccional. <Ver Notas del Editor>

Paso 1.1.

Se calculará el patrimonio transaccional, por empresa, para cada uno de los agentes comercializadores y/o generadores inscritos en el MEM, conforme a la suma o resta de los siguientes conceptos contables:

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TABLA 1

Suma o resta

Concepto contable

Suma Capital suscrito y pagado.Suma Capital fiscal.Suma Dividendos y participaciones decretados que figuren en el patrimonioSuma Reservas de ley.Suma Suma Superávit por valorizaciónResta Inversiones en empresas en la actividad de comercialización de energía

eléctrica en Colombia, con negativo.

Para el primer cálculo se consideran estas inversiones en todos los casos.Resta Cargos diferidos.Resta Intangibles.Resta Amortización de intangibles.Suma Prima en colocación de acciones.

La información de los conceptos contables será tomada de la Resolución número 20051300033635 del 28 de diciembre de 2005 y sus anexos de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, o la que la modifique, adicione o sustituya.

El ASIC tomará de la información reportada por el agente comercializador y/o generador al Sistema Único de Información, SUI, para el último periodo para el cual se haya cumplido el plazo de reporte de la información, por empresa, los conceptos contables que se indican en la Tabla 1.

Para el caso concreto de las inversiones en empresas en la actividad de comercialización de energía eléctrica en Colombia, los agentes comercializadores y/o generadores deberán declarar al ASIC el valor de esas inversiones, en cada empresa, con la respectiva certificación del revisor fiscal, para el último periodo para el cual se haya cumplido el plazo de reporte de la información al SUI.

En los casos en los que los agentes no hayan reportado oportunamente i) la información al SUI o ii) el valor de las inversiones en empresas en la actividad de comercialización de energía eléctrica en Colombia, no podrán i) solicitar el registro de contratos o fronteras comerciales o ii) registrar contratos o fronteras comerciales, y el valor de la variable corresponderá al último valor calculado.

Los valores de la variable se actualizarán a la fecha de cálculo utilizando el cambio porcentual del Índice de Precios al Consumidor.

Paso 1.2.

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Hasta junio de 2017:

Donde:

Pat: Patrimonio transaccional. Patrimonio transaccional para calcular las variables CROM1a,m,t y CROM2a,m,t.

Ref: 31 de diciembre de 2012.a: Comercializador y/o generador inscrito en el MEM.n: Mes anterior al mes en que el ASIC calcula la variable CROM1a,m,t.

A partir de julio de 2017:

Siempre

2. Cálculo de la capacidad de respaldo de operaciones en el mercado para venta CROM1a,m,t

Se calculará la capacidad de respaldo de operaciones en el mercado CROM1a,m,t, para cada uno de los meses en donde haya agentes con contratos y para un horizonte de cinco (5) años a todos y cada uno de los agentes, con los siguientes pasos iniciando con el mes m = n + 1:

Paso 2.1. <Paso modificado por el artículo 1 de la Resolución 145 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:>

Se calculan las siguientes ecuaciones para todos y cada uno de los agentes y para el mes m:

Donde:

CRO1a,m,t Capacidad de respaldo para operaciones en el mercado del agente a en el mes m del año t, expresado en kWh, en la condición de valor en riesgo VR1a,m,t

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Pata,n Patrimonio Transaccional del agente ha calculado para el mes n, expresado en pesos.

VR1a,m,t Valor en Riesgo del agente a para el mes m del año t, en pesos, en la condición QE1a,m,t

m Mes.

n Mes anterior al mes en que el ASIC calcula la variable CROM1a,m,t

t Año.

p Número de CVa,m,t,i

r número de CCNa,m,t,i

f Número de fronteras del agente a.

PESCn Precio de escasez para el mes n, expresado en pesos por kWh.

PCn Precio promedio de los contratos despachados en el mercado mayorista durante el mes n, expresado en pesos por kWh.

CVa,m,t,i Cantidad de energía vendida en el contrato de venta i, en kWh, del agente a en el mes m del año t.

DNdaa,i,m,t Demanda del usuario no regulado, en kWh, atendido por el agente a en el mes m del año t 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 CROM1a,m,t

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.

CNBa,i,m,t Demanda del usuario no regulado, expresada en kWh, atendido a precio de bolsa por el agente a en el mes m del año t, 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 CROM1a,m,t

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.

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Para usuarios nuevos, en el primer mes de cálculo se tomarán las demandas de los contratos asociados a la frontera i.

CCNa,m,t,i Cantidad de energía en el contrato de compra i con destino directo a la demanda diferente a la regulada, expresada en kWh, del agente a en el mes m del año t.

Ga,n Generación ideal de las plantas del agente a, y las que representa en el mercado, en el mes n.

ENFICCa,m,t Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad de las plantas del agente a y las que representa en el mercado, en el mes m en el año t.

En el caso de los proyectos que no corresponden a plantas y/o unidades no 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 número 071 de 2006.

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 del año t para el agente a, en el cálculo de la variable aparece un valor negativo se retira el agente con CRO1a,m,t negativo 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 agentes.

Paso 2.4.

Se calcula el CROM1a,m,t como el último valor de CRO1a,m,t obtenido para todos y cada uno de los agentes.

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 último mes del horizonte de cinco (5) años.

3. Cálculo de la capacidad de respaldo de operaciones en el mercado para compra CROM2a,m,t

Se calculará la capacidad de respaldo de operaciones en el mercado CROM2a,m,t, para cada

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uno de los meses en donde haya agentes con contratos y para un horizonte de cinco (5) años a todos y cada uno de los agentes, con los siguientes pasos iniciando con el mes m = n + 1:

Paso 3.1.

Se calculan las siguientes ecuaciones para todos y cada uno de los agentes y para el mes m:

Donde:

CRO2a,m,t Capacidad de respaldo para operaciones en el mercado del agente a, en el mes m del año t, expresado en kWh, en la condición de valor en riesgo VR2a,m,t.

VR2a,m,t Valor en Riesgo del agente a para el mes m del año t, en pesos, en la condición QE2a,m,t.

CCa,m,t,i Cantidad de energía en el contrato de compra i, expresada en kWh, del agente a, en el mes m del año t.

DRdaa,i,m,t Demanda de usuarios regulados, en kWh, atendidos por el agente a en el mes m del año t, calculada para el horizonte de cinco (5) años, como el máximo mensual de los tres meses anteriores al mes de cálculo de la variable CRO2a,m,t.

Pminn CERE del mes n más FAZNI del mes n o el último disponible.q Número de CCa,m,t,i.n Mes anterior al mes en que el ASIC calcula la variable CROM1a,m,t.

Paso 3.2.

Si en el mes m del año t para el agente a en el cálculo de la variable CRO2 a,m,t aparece un valor negativo se retira el agente con CRO2a,m,t 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 agentes.

Paso 3.4.

Se calcula el CROM2a,m,t como el último valor de CRO2a,m,t obtenido para todos y cada uno de los agentes.

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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 hayan contratos y/o fronteras registradas sin superar el último mes del horizonte de cinco (5) años.

PARÁGRAFO 1o. 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 2o. 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 CVa,m,t,i, CCa,m,t,i y CCNa,m,t,i. para lo anterior, los agentes comercializadores y/o generadores inscritos en el MEM, 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 3o. En el caso de contratos de largo plazo cuya cantidad vendida sea variable, los agentes declararán al ASIC, conforme a los procedimientos que el ASIC 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.

(Fuente: R CREG 156/12, Art. 1) (Fuente: R CREG 145/15, Art. 1) (Fuente: R CREG 134/13, Art. 1)

Duda:

¿Cómo es afectado el texto del numeral 1 con lo dispuesto por la R CREG 098/15?

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ARTÍCULO 3.1.3.2. ENTREGA DE INFORMACIÓN. Los nuevos agentes del mercado mayorista de energía eléctrica podrán remitir directamente al ASIC la información requerida para efectos del cálculo del patrimonio transaccional, siempre que se cumpla cualquiera de las siguientes condiciones:

a) Se encuentre en el proceso de inscripción en el Registro Único de Prestadores de Servicios Públicos (RUPS) y no ha sido activado como prestador de servicios públicos en estado operativo en el SUI, de acuerdo con certificación que expida la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios;

b) Se encuentren constituidas las garantías correspondientes a las obligaciones del cargo por confiabilidad y no ha sido activado como prestador de servicios públicos en estado operativo en el SUI, de acuerdo con certificación que expida la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

PARÁGRAFO 1o. La información remitida al ASIC corresponderá a aquella descrita en el artículo 1o de la Resolución CREG 134 de 2013, o de la resolución que la modifique o sustituya. La información, debidamente certificada por revisor fiscal o, para aquellos casos en que los agentes no están obligados a tener revisor fiscal, certificada por su contador y representante legal, corresponderá a los estados financieros de inicio o de los últimos estados financieros aprobados mediante asamblea, aquellos que sean más recientes de acuerdo con los plazos y fechas de reporte de información al SUI.

PARÁGRAFO 2o. El envío y actualización de la información financiera al ASIC deberá efectuarse en los mismos términos y plazos establecidos por la SSPD para el reporte de este tipo 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.

PARÁGRAFO 3o. Una vez el agente se encuentre inscrito y habilitado para hacer la transmisión de información financiera a través del SUI no podrá seguir remitiendo la información financiera directamente al ASIC. El agente deberá informar al ASIC de dicha situación.

PARÁGRAFO 4o. La aplicación de la presente resolución no condiciona o modifica la obligación de los agentes 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.


Duda:

¿Cómo afecta esta resolución lo dispuesto por la R CREG 134/13 Art 1?

Duda:

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¿Está bien ubicado este artículo?

ARTÍCULO 3.1.3.3. VALOR DEL PATRIMONIO TRANSACCIONAL. <Ver Notas de Vigencia> Hasta el 31 de diciembre de 2015*, para aquellas empresas para las que cesen los efectos de la Resolución SSPD número 20051300033635 de 2005, el valor del patrimonio transaccional, Pata,n , será igual al valor calculado para el 31 de diciembre de 2014, actualizado a la fecha de cálculo utilizando el cambio porcentual del Índice de Precios al Consumidor.

PARÁGRAFO. <Parágrafo adicionado por el artículo 1 de la Resolución 146 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Aquellos agentes que después del 31 de diciembre de 2014 hayan hecho capitalizaciones en sus empresas podrán solicitar al ASIC que el valor del patrimonio transaccional sea ajustado. El ASIC deberá hacer el ajuste únicamente con la última información declarada en el SUI, de la siguiente manera: Sustituyendo el valor reportado para Capital suscrito y pagado, Capital fiscal, Prima en colocación de acciones y Dividendos y participaciones decretados que figuren en el patrimonio, por la suma de los conceptos Capital emitido o Capital fiscal, según corresponda, y Prima de emisión.

Este valor se actualizará a la fecha de cálculo utilizando el cambio porcentual del Índice de Precios al Consumidor (IPC), considerando el corte del reporte de información financiera utilizado para hacer el ajuste.


Duda:

Es una norma de carácter transitorio, se incluye en la resolución única aunque está por alcanzarse la fecha a que alude, ¿es correcto?

ARTÍCULO 3.1.3.8. APLICACIÓN. <Artículo modificado por el artículo 3 de la Resolución 134 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> El ASIC deberá implementar las herramientas y procesos que permitan el cálculo de las variables CROM1a,m,t y CROM2a,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 CROM1a,m,t y CROM2a,m,t. Los resultados de

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dicha auditoría deberá hacerlos públicos en su sitio de internet.


Duda:

¿Es necesario incluir el parágrafo 1 en la resolución única?

Duda:

El primer inciso es una norma de carácter transitorio, ¿se mantiene en la resolución única para que el resto del artículo se lea en contexto?

ARTÍCULO 3.1.3.9. DISPOSICIONES PARA EL CÁLCULO DE LOS VALORES CROM1a,m,t

Y CROM2a,m,t. Los cálculos y publicación de los valores CROM1a,m,t y CROM2a,m,t se harán en cada mes utilizando los procedimientos, medios y fechas que para tales efectos determine el ASIC.


Duda:


PARTE 2POR LA CUAL SE REGLAMENTAN LOS ASPECTOS COMERCIALES DEL MERCADO

MAYORISTA DE ENERGÍA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL, QUE HACEN PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN

TÍTULO 1DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original)

ARTÍCULO 3.2.1.5. 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.

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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.


Duda:

¿cuál es la modificación parcial que establece R CREG 156/11 Art 60?

ARTÍCULO 3.2.1.10. 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.


Duda:

¿Está bien ubicado este artículo?, ¿está vigente este artículo?

ARTÍCULO 3.2.1.11. REGISTRO DE LOS AGENTES DEL MERCADO MAYORISTA. <Ver Notas de Vigencia, en relación con la modificación introducida por la Resolución 156 de 2011> Para el registro de un agente en el mercado mayorista se requiere por parte del agente: a) Llenar el formulario de registro

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b) Informar por escrito al Administrador del SIC que conoce y acepta los términos de la presente resolución. c) Presentar el certificado de existencia y representación legal expedido por la Cámara de Comercio, o el documento que prevean sus estatutos en las empresas oficiales d) Firmar el contrato de mandato con el Administrador del SIC para efectuar las transacciones comerciales que se efectúan en la Bolsa de Energía y para los servicios complementarios de energía. e) <Literal modificado por el artículo 6 de la Resolución 19 de 2006. El nuevo texto es el siguiente:> Cubrir el pago de las obligaciones que resulten por las transacciones en el Mercado de Energía Mayorista, con el otorgamiento de garantías que cumplan los criterios establecidos en el Anexo C de esta resolución, o con el prepago o pago anticipado, o la cesión de créditos, de que trata la regulación de la CREG, todo con sujeción al Reglamento de Mecanismos de Cubrimiento para las Transacciones en el Mercado de Energía Mayorista. f) Informar la ubicación de sus fronteras comerciales y las características técnicas de sus equipos de medición y comunicaciones. Durante el período de transición definido para tener los equipos de telemedición, debe suministrar la periodicidad de toma de medidas en cada frontera y la periodicidad de envío de la información. g) Presentar los certificados de calibración de los equipos de medición comercial, expedidos por una entidad autorizada, de acuerdo con lo definido en el Código de Redes. h) Cumplir con las condiciones establecidas por la CREG para realizar las actividades de comercialización o generación, según sea el caso. PARAGRAFO 1o. Para efectos del cumplimiento de la resolución CREG-016 de 1995, los participantes iniciales del mercado mayorista deberán entregar las garantías requeridas en esta resolución para respaldar las transacciones en la Bolsa de Energía, a mas tardar el 31 de agosto de 1995. PARAGRAFO 2o. Todos los agentes deben actualizar su registro cada vez que tengan modificaciones a la información reportada en el registro.


Duda:

¿Cuál es la modificación parcial que establece R CREG 156/11 Art 60?

ARTÍCULO 3.2.1.12. 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> <Artículo modificado por el Anexo 1, numeral 1.6.2 de la Resolución 71 de 2006. El nuevo texto es el siguiente:> Son causales para el retiro del mercado mayorista de los agentes que no tengan Obligaciones de Energía Firme asignada, las siguientes:

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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. Ver Notas del Editor>

(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)

Duda:

¿Cuál es la modificación parcial que establece R CREG 156/11 Art 60? - ¿derogatoria errada del parágrafo 4 por R CREG 084/07 Art 12?

ARTÍCULO 3.2.1.23. SERVICIOS COMPLEMENTARIOS DE ENERGÍA. Los servicios

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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.


Duda:

Alude a la R CREG 053/94, resolución que agotó su objeto por haber sido una norma de carácter transitorio, qué texto debe integrarse a la compilación?

TÍTULO 2REGLAS DE FUNCIONAMIENTO DE LA BOLSA DE ENERGÍA (ANEXO A)

CAPÍTULO 1BOLSA DE ENERGÍA

SECCIÓN 1ACTIVIDAD DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SIN - ASPECTOS

RELACIONADOS CON LA BOLSA DE ENERGÍA

ARTÍCULO 3.2.2.1.1.1. 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

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procedimientos claros para determinar hora a hora, las cantidades de energía exigibles bajo el contrato, y el precio respectivo, durante su vigencia.


Duda:

Se reubicaron los artículos 5, 6, 14 y 16 de la R CREG 055/94, ¿están bien reubicados?, no fue realizado análisis de vigencia tácita.

SECCIÓN 2PROCEDIMIENTOS

SUBSECCIÓN 1PROCESOS PARA LA EVALUACIÓN DE LAS TRANSACCIONES COMERCIALES EN LA

BOLSA DE ENERGÍA (descripción no original)

ARTÍCULO 3.2.2.1.2.1.1. PROCESOS PARA LA EVALUACIÓN DE LAS TRANSACCIONES COMERCIALES EN LA BOLSA DE ENERGÍA (descripción no original). 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)

Duda:

¿está bien agregar la sub-subsección INTRODUCCIÓN -incluye texto suelto-?

SUBSECCIÓN 2PROCESO DE BALANCE (1.1.1)

SUB-SUBSECCIÓN 1DETERMINACIÓN DEL DESPACHO IDEAL

SUB-SUBSECCIÓN 2CÁLCULO HORARIO DE LAS PÉRDIDAS, DE LA DEMANDA Y DE LA GENERACIÓN

REAL

ARTÍCULO 3.2.2.1.2.2.2.4. MEDICIONES AGREGADAS DE COMERCIALIZADORES. <Numeral modificado parcialmente por la Resolución 39 de 1999. Consultar Resolución 39 de 1999> <Numeral modificado por el artículo 5o. de la Resolución CREG- 112 de 1998. El nuevo texto es el siguiente:>

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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)

Duda:

¿La R CREG 039/99 modifica el tercer inciso del texto modificado por la R CREG 112/98 Art 5? - ¿Cuál es la modificación?

SUB-SUBSECCIÓN 3MODIFICACIONES EN LAS LECTURAS DE LOS CONTADORES UBICADOS EN LAS

FRONTERAS COMERCIALES

ARTÍCULO 3.2.2.1.2.2.3.1. 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.


Duda:

¿Está bien ubicada la sub-subsección que antecede a este artículo?

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SUBSECCIÓN 3PROCESO DE ASIGNACIÓN DE CONTRATOS DE ENERGÍA A LARGO PLAZO (1.1.2)

SUBSECCIÓN 4PROCESO DE DETERMINACIÓN DE LA DISPONIBILIDAD COMERCIAL

ARTÍCULO 3.2.2.1.2.4.1. 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)

Duda:


SUBSECCIÓN 5PROCESO DE CÁLCULO DEL PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA

ARTÍCULO 3.2.2.1.2.5.1. PROCESO DE CÁLCULO DEL PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA. <Numeral modificado por el artículo 6 de la Resolución 51 de 2009. Ver término para entrada en vigencia. El nuevo texto es el siguiente:> 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)

Duda:


SUBSECCIÓN 6PROCESO DE CÁLCULO DE DESVIACIONES Y PENALIZACIÓN

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SUBSECCIÓN 7PROCESO DE CÁLCULO DE LAS RESTRICCIONES DE TRANSMISIÓN

ARTÍCULO 3.2.2.1.2.7.1. 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. <Párrafo modificado por el artículo 3 de la la Resolución 99 de 1996. El nuevo texto es el siguiente:> 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.

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

Duda:

¿Está vigente?, expresa: "... 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 ...".

ARTÍCULO 3.2.2.1.2.7.2. 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.


Duda:

¿Está bien ubicada esta sub-subsección?, ¿está vigente este artículo?

ARTÍCULO 3.2.2.1.2.7.3. 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.


Duda:

¿está vigente este artículo?

ARTÍCULO 3.2.2.1.2.7.4. 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.


Duda:


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ARTÍCULO 3.2.2.1.2.7.5. 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.


Duda:


ARTÍCULO 3.2.2.1.2.7.6. 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.


Duda:


SECCIÓN 3POR LA CUAL SE ADOPTAN LOS AJUSTES NECESARIOS A LA REGULACIÓN

VIGENTE PARA DAR CUMPLIMIENTO AL ARTÍCULO 190 DE LA LEY 1753 DE 2015

CAPÍTULO 2INFORMACIÓN A SUMINISTRAR EN EL MERCADO MAYORISTA

ARTÍCULO 3.2.2.2.1. INFORMACIÓN A SUMINISTRAR EN EL MERCADO MAYORISTA. Todo agente debe reportar la información requerida y con la periodicidad definida en el Código de Redes, y de manera adicional la siguiente: - 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. - 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

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cambios significativos o cuando se efectúen nuevas mediciones. - Los generadores deben reportar diariamente al Administrador del SIC la generación horaria de cada una de sus plantas hidráulicas y de las unidades térmicas correspondiente al día anterior, antes de las 8 horas del día en curso, medida en los contadores que para el efecto se tienen dispuestos en sus fronteras. - Los comercializadores deben reportar diariamente al Administrador del SIC la demanda horaria en cada una de sus fronteras correspondiente al día anterior, antes de las 16 horas del día en curso, medida en los contadores que para el efecto se tienen dispuestos en sus fronteras. Todos los agentes del mercado mayorista tienen acceso a la consulta de las especificaciones funcionales del software del SIC. 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. El Administrador del SIC realiza el proceso de liquidación a más tardar un día hábil después del recibo de todas las mediciones de energía en las diferentes fronteras comerciales. El Administrador del SIC suministrará la información que soporta todos los ítems de las facturas y de las liquidaciones El Administrador del SIC debe enviar a cada agente su información asociada, con la resolución señalada a continuación: * Soporte de Factura y Orden de Pago - Diario con resolución horaria * Soporte de Factura y Orden de Pago - Mensual con resolución diaria * Despacho real de cada contrato de energía a largo plazo por el vendedor y el comprador - Diario con resolución horaria * Despacho real de cada contrato de energía a largo plazo por el vendedor y el comprador - Mensual con resolución diaria * Reporte general de las transacciones por cada Agente - Diario con totales diarios * Reporte general de las transacciones por cada Agente - Mensual con totales mensuales * Reporte de lecturas crudas de contadores - Diario con resolución horaria * Reporte de energía de contadores - Diario con resolución horaria * Reporte de desviaciones y restricciones por Agente - Diario con resolución horaria

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* Reporte de disponibilidad comercial por Agente - Diario con resolución horaria * Reporte de desviaciones y restricciones por Agente - Mensual con resolución diaria * Demanda real de energía y potencia por Agente - Diario con resolución horaria * Demanda real de energía por Agente - Mensual con resolución diaria * 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)

Duda:

¿Es correcto abrir como capítulo?

TÍTULO 3FUNCIÓN DE DEMANDA AGREGADA Y PÉRDIDAS (ANEXO A-1)

CAPÍTULO 1FUNCIÓN: DEMANDAS AGREGADAS Y PÉRDIDAS - SICDEMA

ARTÍCULO 3.2.3.1.1. 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

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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.

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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 – F3F4R = @4*F4 F4P = F4R – F3F7R = @7*F7 F7P = F7R – F7F8R = @8*F8 F8P = F8R – F8F9R = @9*F9 F9P = F9R – F9F10R = @10*F10 F10P = F10R – F10f11R = @11*F11 f11P = f11R – f11f12R = @12*F12 f12P = f12R – f12

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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)

Duda:

¿está bien agregar la sección INTRODUCCIÓN -incluye texto suelto-?

CAPÍTULO 2POR EL CUAL SE ESTABLECE LA UNIDAD DE MEDIDA DE ENERGÍA A UTILIZAR

PARA LA EVALUACIÓN DE LAS TRANSACCIONES COMERCIALES EN EL MERCADO MAYORISTA

ARTÍCULO 3.2.3.2.1. 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.


Duda:

¿Está bien separar este artículo en un capítulo aparte?

TÍTULO 4FUNCIÓN DE DISPONIBILIDAD (ANEXO A-2)

ARTÍCULO 3.2.4.1. 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) asi 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.

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

Duda:

¿Está bien agregar la sección INTRODUCCIÓN -incluye texto suelto-? - ¿Es necesario dividir en partes?

TÍTULO 5FUNCION: LIQUIDACIÓN DE TRANSACCIONES - SICLIQU (ANEXO A-3)

ARTÍCULO 3.2.5.1. FUNCION: 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)

Duda:

¿Es necesario dividir en partes este anexo?

TÍTULO 6FUNCIÓN PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA (ANEXO A-4)

CAPÍTULO 1FUNCIÓN PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA - SICPREC

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SECCIÓN 1INTRODUCCIÓN (descripción no original)

ARTÍCULO 3.2.6.1.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original).

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)

Duda:

¿Está bien agregar la sección INTRODUCCIÓN -incluye texto suelto-? - ¿Es necesario dividir en partes? - ¿Está bien separar el capítulo que antecede?

SECCIÓN 2EN LA FUNCIÓN SICPREC SE REALIZARÁN LOS SIGUIENTES PROCESOS

TÍTULO 7FUNCIÓN RECONCILIACIÓN (ANEXO A-5)

ARTÍCULO 3.2.7.1. 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

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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)

Duda:

¿Está bien agregar el título INTRODUCCIÓN -incluye texto suelto-? - ¿es necesario dividir en partes? - ¿Está bien separar el capítulo que antecede?

TÍTULO 8PROCEDIMIENTOS DE LIQUIDACIÓN DE CUENTAS (ANEXO B)

CAPÍTULO 1FACTURACIÓN, COBRANZAS Y LIQUIDACIÓN DE LOS CONTRATOS DE ENERGÍA

ARTÍCULO 3.2.8.1.1. 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)

Duda:

¿Es correcto abrir como capítulo?

CAPÍTULO 2FACTURACIÓN, COBRANZAS Y LIQUIDACIÓN EN LA BOLSA DE ENERGÍA

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ARTÍCULO 3.2.8.2.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). 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)

Duda:

¿Está bien agregar la sección INTRODUCCIÓN -incluye texto suelto-? - ¿Es necesario dividir en partes? - ¿Está bien separar el capítulo que antecede?

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SECCIÓN 2INFORMACIÓN NECESARIA PARA FACTURAR

SECCIÓN 3LIQUIDACIÓN DE TRANSACCIONES

SECCIÓN 4FACTURACIÓN

ARTÍCULO 3.2.8.2.4.2. PLAZOS GARANTIZADOS DE PAGO Y APLICACIÓN DE PAGOS. <Numeral modificado por el artículo 24 de la Resolución 157 de 2011. Rige a partir del 1o. de julio de 2012. El nuevo texto es el siguiente:> 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)

Duda:

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La R CREG 157/11 Art 32 dispone que la resolución modifica la R CREG 024/95 Num 2.3.2, en atención a tal disposición se tomó la decisión de incorporar este artículo en la R CREG 024/95 Num. 2.3.2, ¿es correcta la decisión?

CAPÍTULO 3RESULTADOS DE DESPACHOS

ARTÍCULO 3.2.8.3.1. 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.


Duda:

¿Es correcto abrir como capítulo? - Confirmar ubicación.

CAPÍTULO 4PROCEDIMIENTO DE FACTURACIÓN ELECTRÓNICA DE LAS TRANSACCIONES DEL

MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA

TÍTULO 9METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LA ENERGIA FIRME DE PLANTAS

GENERADORAS (ANEXO C-1)

ARTÍCULO 3.2.9.5. El Centro Nacional de Despacho (CND) actualizará anualmente los Factores Máximos de Planta aplicables durante cada vigencia.


Duda:

¿Está vigente esta resolución?

TÍTULO 10CONTRATOS DE ENERGÍA (ANEXO D)

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TÍTULO 11NORMAS COMPLEMENTARIAS SOBRE OFERTA DE CAPACIDAD DE RESPALDO

(ANEXO E)

ARTÍCULO 3.2.11.1. 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)

Duda:

Alude a la R CREG 053/94, resolución que agotó su objeto por haber sido una norma de carácter transitorio, debe mantenerse este anexo en la compilación?

TÍTULO 12REGISTRO EN EL MERCADO MAYORISTA DE QUIENES PARTICIPAN EN LOS

PROCESOS DE RECONCILIACIÓN

TÍTULO 12POR LA CUAL SE DICTAN NORMAS SOBRE FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO

MAYORISTA DE ENERGÍA

CAPÍTULO 1PRECIOS DE RECONCILIACIÓN POSITIVA Y NEGATIVA APLICABLES A LA

GENERACIÓN TÉRMICA E HIDRAÚLICA (descripción no original)

ARTÍCULO 3.2.13.1.1. 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,

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se tendrán en cuenta los siguientes conceptos:

Costo de Suministro de Combustible (CSC). <Definición modificada por el artículo 2 de la Resolución 84 de 2005. El nuevo texto es el siguiente:> Es la parte variable del costo de suministro de combustible, expresado en $/MBTU, que es posible sustentar.

En el caso de generación con gas natural, el costo unitario de suministro de gas no podrá superar los Precios Máximos Regulados para el gas natural colocado en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG-023 de 2000. Este límite no aplica para el gas natural proveniente de campos que tengan régimen de precio libre.

El Costo de Suministro de Combustible (CSC) podrá incluir los impuestos legalmente establecidos para los contratos de suministro y las pérdidas de gas natural conforme a lo establecido en la Resolución CREG-071 de 1999 o en aquellas disposiciones que la complementen, modifiquen o sustituyan.

En el caso de carbón y otros combustibles diferentes al gas natural, el CSC incluye el costo variable de transporte.

Costo de Transporte de Combustible (CTC). <Definición modificada por el artículo 2 de la Resolución 84 de 2005. El nuevo texto es el siguiente:> Es la parte variable del costo de transporte de combustible, expresado en $/MBTU, que es posible sustentar.

En el caso de generación con gas natural, el costo unitario del servicio de transporte de gas no podrá superar los cargos máximos variables autorizados por la CREG que se encuentren vigentes, a las empresas transportadoras de gas.

El Costo de Transporte de Combustible (CTC) podrá incluir los impuestos o gravámenes legalmente establecidos para el transporte de gas natural, y para otros combustibles diferentes al gas natural.

En el caso de carbón y otros combustibles diferentes al gas natural, el CTC se asumirá igual a cero (0 $/MBTU).

Costo de Operación y Mantenimiento (COM). Es la parte variable del costo de operación y mantenimiento, expresado en $/MWh, fijado en los siguientes valores por tipo de tecnología:

COM ($/MWh)

$ de febrero de 2001

Térmica a Gas 5,150

Térmica a Carbón 10,559

Térmica Otros Combustibles 7,855

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

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liquidación.

Precio de Arranque-Parada (PCAP). <Variable modificada por el artículo 2 de la Resolución 161 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> 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, antes de entrar en vigencia esta resolución, al Centro Nacional de Despacho para 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.

Otros Costos Variables (OCV). Corresponden a los siguientes Costos Variables calculados por el ASIC, expresados en $/MWh:

- CEE (CERE);- FAZNI;- Aportes Ley 99 de 1993;- <Descripción modificada por el artículo 2 de la Resolución 207 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Costo Unitario por 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, proporcional a la Generación Programada del agente (estimado y luego corregido con asignación real).

<Formula modificada por el artículo 2 de la Resolución 141 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> 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, que será igual al valor del precio de arranque-parada ofertado por el agente generador, antes de entrar en vigencia esta Resolución, al Centro Nacional de Despacho para la configuración correspondiente a la capacidad efectiva neta y que sea igual a la declarada para ese día por el agente de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG-051 de 2009. Será igual a cero si la planta se arranca según el despacho ideal o si arrancó desde un día anterior y continúa generando.

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IPP m-1: <Variable modificada por el artículo 3 de la Resolución 161 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> 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 m-1.

IPP0 <Variable modificada por el artículo 3 de la Resolución 161 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> 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 Arranque-Parada ofertado por el agente generador, antes de entrar en vigencia esta resolución.

GSA = MW´s totales de Generación de Seguridad fuera del despacho ideal durante el día, asociada con dicho Arranque.

Par = Precio 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 1o. Las Inflexibilidades asociadas con Generaciones de Seguridad, se liquidarán a Precio de Reconciliación Positiva.

PARÁGRAFO 2o. <Parágrafo modificado por el artículo 3 de la Resolución 84 de 2005. El nuevo texto es el siguiente:> Todos los generadores térmicos deberán declarar ante el ASIC, cada siete (7) días calendario, un único valor para las variables CSC y CTC (en $/MBTU) por planta ounidad de generación, según el caso, asociados al combustible principal. Opcionalmente podrán declarar los costos asociados con el combustible alterno, caso en el cual, la declaración de estas variables se hará en la misma forma como se declaran para el combustible principal. La primera declaración se realizará al día siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución.

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 declarar se los valores del combustible alterno para las variables CSC y CTC (en $/MBTU), el ASIC asumirá para estos los últimos valores declarados por el agente, y de no existirde claración previa del combustible alterno, el ASIC asumirá el último valor declarado para el combustible principal.

De existir únicamente declaración de combustible alterno para las variables CSC y CTC (en $/MBTU), elASIC asumirá los últimos valores declarados por el agente para el combustibleprincipal.

De no haber declaración previa de las variables CSC y CTC (en $/MBTU) para el combustible principal, elASIC asumirá como valores declarados cero (0) $/MBTU.

Cuando haya valores declarados que superen los límites máximos establecidos y estos sean

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aplicables, el ASIC asumirá como valores declarados los límites correspondientes.

PARÁGRAFO 3o. El presente artículo no aplica para las Importaciones efectuadas a través de Interconexiones Internacionales.

(Fuente: R CREG 034/01, Art. 1) (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)

Duda:

¿Están bien ubicados el título y el capítulo que anteceden a este artículo?

Duda:

¿El parágrafo adicionado por la R CREG 141/09 Art 1, se mantiene luego de la modificación introducida por la R CREG 161/09 Art 2 a la variable "Precio de Arranque-Parada (PCAP)"? .

ARTÍCULO 3.2.13.1.2. 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.


Duda:

¿Está vigente?, el artículo a que alude el artículo 1 de esta resolución fue modificado posteriormente por R CREG 084/05 Art 2; el artículo 2 menciona el concepto de "Consumo Térmico Específico Neto Plantas/Unidades Térmicas (Eficiencia)" que se utilizaba para el cálculo del Cargo por Capacidad, que fue reemplazado por el Cargo por Confiabilidad a partir de la R CREG 071/06; el artículo 4 modifica un artículo que fue derogado expresamente por R CREG 006/09 Art 4 - Si está vigente, ¿está bien ubicado?

ARTÍCULO 3.2.13.1.5. PRECIO DE RECONCILIACIÓN POSITIVA DE LOS GENERADORES HIDRÁULICOS. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 36 de 2010. El nuevo texto es el siguiente:> El Precio de Reconciliación Positiva de los Generadores Hidráulicos, en el contexto de la Resolución CREG-063 de 2000, se determinará de la siguiente forma:

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 precio de Bolsa de la hora respectiva.

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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).

PARÁGRAFO 1o. <Parágrafo derogado por el artículo 1 de la Resolución 71 de 2010>


Duda:

El parágrafo 1 alude al R CREG 137/09, varios artículos de esta resolución fueron derogados expresamente por la R CREG 071/10 Art 1. la R CREG 036/10 alude a la R. MME 181654 de 2009 por la cual se declaró el inicio de un Racionamiento Programado de Gas Natural, racionamiento que fue cesado mediante R. MME 181651 de 2010.

CAPÍTULO 2COMBUSTIBLE ALTERNO PARA GENERACIÓN TÉRMICA (descripción no original)

ARTÍCULO 3.2.13.2.2. 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.

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Duda:

¿El primer párrafo fue modificado tácitamente por la R CREG 084/05 Art 4, posteriormente modificado por la R CREG 108/05 Art 1?

CAPÍTULO 3POR EL CUAL SE REGULA LA REALIZACIÓN DE PRUEBAS DE GENERACIÓN DE

PLANTAS Y-O UNIDADES DE GENERACIÓN CON COMBUSTIBLE ALTERNO

ARTÍCULO 3.2.13.3.1. 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).


Duda:

¿La resolución de la que hace parte este artículo está bien ubicada?

CAPÍTULO 4POR LA CUAL SE MODIFICA PARCIALMENTE LAS RESOLUCIONES CREG-034 DE

2001, 137 DE 2009 Y 010 DE 2010 Y SE DICTAN OTRAS NORMAS SOBRE EL FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA

ARTÍCULO 3.2.13.4.1. 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. <Parágrafo modificado por el artículo 3 de la Resolución 152 de 2011. El nuevo texto es el siguiente:> La declaración del valor de NPV se realizará por una única vez

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y los valores declarados sólo podrán modificarse por las causales establecidas en el parágrafo 2o del presente artículo.

PARÁGRAFO 2o. <Parágrafo adicionado por el artículo 4 de la Resolución 152 de 2011. El nuevo texto es el siguiente:> 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. <Parágrafo adicionado por el artículo 4 de la Resolución 152 de 2011. El nuevo texto es el siguiente:> 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.


Duda:

¿Está bien ubicado el capítulo que antecede a este artículo?

CAPÍTULO 5POR LA CUAL SE ESTABLECE UN INGRESO REGULADO POR EL USO DE GAS

NATURAL IMPORTADO EN GENERACIONES DE SEGURIDAD

SECCIÓN 1DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original)

ARTÍCULO 3.2.13.5.1.1. 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.


Duda:

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SECCIÓN 2METODOLOGÍA 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)

SUBSECCIÓN 1PRINCIPIO GENERAL DE LA EVALUACIÓN

SUBSECCIÓN 2DETERMINACIÓN DEL GT QUE PODRÁ PRESTAR EL SERVICIO DE GENERACIÓN DE

SEGURIDAD CON GNI

ARTÍCULO 3.2.13.5.2.2.1. DETERMINACIÓN DEL GT QUE PODRÁ PRESTAR EL SERVICIO DE GENERACIÓN DE SEGURIDAD CON GNI. <Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 152 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> 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. <Parágrafo adicionado por el artículo 2 de la Resolución 144 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> 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.

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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)

Duda:

Alude a las R CREG 139/11 y R CREG 182/11, esta última alude al artículo 13 de la R CREG 139/11 que por ser una una norma de carácter transitorio, no se incorporó en la resolución única, ¿varía el texto a incorporar en la resolución única?

SUBSECCIÓN 3ESCOGENCIA DEL AGENTE COMERCIALIZADOR - AC Y EL AGENTE DE

INFRAESTRUCTURA - AI

ARTÍCULO 3.2.13.5.2.3.3. EL AI. <Ítem modificado por el artículo 5 de la Resolución 152 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> 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

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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. <Parágrafo adicionado por el artículo 4 de la Resolución 144 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> 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,

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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)

Duda:

Alude al artículo 13 de la R CREG 139/11 que por ser una norma de carácter transitorio, no se incorporó en la resolución única, ¿varía el texto a incorporar en la resolución única?

SUBSECCIÓN 4DETERMINACIÓN DEL INGRESO REGULADO

ARTÍCULO 3.2.13.5.2.4.1. DETERMINACIÓN DEL INGRESO REGULADO. <Numeral modificado por el artículo 6 de la Resolución 152 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> 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:

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Donde,

Va´ Valor anual del proyecto escalado VaPROYECTO 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

MpcdOEF Requerimiento en Mpcd de GNI para respaldo de OEF del GTMpcdPROYECTO 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:

MpcdUPME 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 perfiln Número de periodos en años, que va desde 1 hasta 10

Para calcular el VaBENEFICIO, es decir el pago/anualidad se usará la siguiente fórmula:

Donde,

VPN Valor Presente Neto del proyector Tasa de descuento de mediano incentivo para la actividad de

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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 VaPROYECTO

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)

Duda:

Alude a la R CREG 061/13 que agotó su objeto. La norma a que alude el artículo 1 de la R CREG 061/13 fue posteriormente modificada por la R CREG 143/13 Art 1. El artículo 2 de la R CREG 061/13 fue una norma de carácter transitorio. ¿Varía el texto a incorporar en la resolución única?

SUBSECCIÓN 5ASIGNACIÓN DEL INGRESO REGULADO

SUBSECCIÓN 6AJUSTE MENSUAL DEL VALOR ANUAL DE LOS INGRESOS REGULADOS

SUBSECCIÓN 7LIQUIDACIÓN Y RECAUDO

SUBSECCIÓN 8REMUNERACIÓN DEL INGRESO MÁXIMO REGULADO

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SUBSECCIÓN 9COMPENSACIÓN

SUBSECCIÓN 10RETIRO DE GENERADORES TÉRMICOS

SUBSECCIÓN 11DISPONIBILIDAD DE GAS NATURAL IMPORTADO POR PARTE DEL AC

SECCIÓN 3PROPUESTA DE METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA TASA DE RETORNO PARA REMUNERAR LA ACTIVIDAD DE CONFIABILIDAD EN GAS NATURAL (ANEXO 2)

SUBSECCIÓN 1INTRODUCCIÓN (descripción no original)

SUBSECCIÓN 2DEFINICIÓN DE VARIABLES

SUBSECCIÓN 3FÓRMULAS A UTILIZAR

SUBSECCIÓN 4FUENTES Y PERIODOS DE INFORMACIÓN

TÍTULO 13POR LA CUAL SE ESTABLECEN LOS 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, COMO PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN DEL SIN


ARTÍCULO 3.2.14.1.5. 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: l Si para un generador su producción real excede a la generación del despacho ideal, la

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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: Pit: 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.

Pot: Precio de Oferta del Generador en la hora t-ésima. l 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 = Pot. donde: Pot: 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

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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.


Duda:

¿Continúa suspendido el parágrafo 1 por la R CREG 027/01 Art 1?

TÍTULO 14POR LA CUAL SE ESTABLECEN LAS REGLAS COMERCIALES APLICABLES AL SERVICIO DE REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA, COMO PARTE DEL

REGLAMENTO DE OPERACIÓN DEL SIN


CAPÍTULO 2CONTRATOS DE TRASPASO DE HOLGURA (CTH) (ANEXO)

SECCIÓN 1TIPO DE CONTRATO

SECCIÓN 2PROCESO DE REGISTRO Y CONCILIACIÓN

TÍTULO 15POR LA CUAL SE DICTAN 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 3.2.16.1. GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA EN CONDICIONES DE RACIONAMIENTO PROGRAMADO DE GAS NATURAL. La generación termoeléctrica a gas natural en condiciones <sic> 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

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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.


Duda:

Los decretos 1484 y 4724 de 2005 a que aluden los considerandos fueron derogados expresamente por el Decreto 880 de 2007 Art 17, ¿tal hecho afecta la vigencia de esta norma?

PARTE 3POR LA CUAL SE DICTAN 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


ARTÍCULO 3.3.1.3. 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.


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Duda:

¿Está vigente?, los artículos 3 y 5 de la R CREG 128/96 a que alude fueron derogados expresamente, el artículo 4 de la misma resolución a que también alude fue modificado por la R CREG 024/09 Art 1.

ARTÍCULO 3.3.1.6. 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.


Duda:


TÍTULO 2ADOPTA OTRAS DISPOSICIONES EN MATERIA DE COMPETENCIA EN EL MERCADO

MAYORISTA DE ELECTRICIDAD

ARTÍCULO 3.3.2.2. 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;

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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.


Duda:

Hace referencia a normas declaradas inexequibles -Decretos 1165 y 1222 de 1999- y a normas que posteriormente fueron modificadas -Ley 155 de 1959 Art 4-.

ARTÍCULO 3.3.2.3. 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.


Duda:

Parte del parágrafo 1 es una norma transitoria, ¿qué texto se integra a la resolución única?

TÍTULO 3

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POR LA CUAL SE DICTAN NORMAS SOBRE LA PARTICIPACIÓN EN LA ACTIVIDAD DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

TÍTULO 4POR LA CUAL SE DICTAN DISPOSICIONES SOBRE CONCENTRACIÓN DE LA

PROPIEDAD ACCIONARIA

TÍTULO 5POR EL CUAL SE ADOPTAN DISPOSICIONES EN MATERIA DE COMPETENCIA EN EL

MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD

ARTÍCULO 3.3.5.1. 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.

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

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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.


Duda:

¿Está bien ubicado el título que antecede a este artículo?

ARTÍCULO 3.3.5.2. 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)

Duda:

¿Está bien ubicada esta resolución?

PARTE 4POR LA CUAL SE MODIFICA EL ESQUEMA DE OFERTAS DE PRECIOS, EL DESPACHO

IDEAL Y LAS REGLAS PARA DETERMINAR EL PRECIO DE LA BOLSA EN EL MERCADO ENERGÍA MAYORISTA

ARTÍCULO 3.4.2. 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

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establecido en el literal c) del numeral 74.1 de la ley 142 de 1994.


Duda:

confirmar ubicación.

PARTE 5POR LA CUAL SE REGLAMENTA LA 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

PARTE 6POR LA CUAL SE DICTAN NORMAS CON EL FIN DE PROMOVER LA LIBRE

COMPETENCIA EN LAS COMPRAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL MERCADO MAYORISTA

TÍTULO 1DISPOSICIONES GENERALES

TÍTULO 2POR EL CUAL SE REGULA EL TÉRMINO DE LOS ACUERDOS O CONTRATOS DE

COMPRA O SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD PARA ATENDER MERCADO REGULADO, CELEBRADOS ENTRE AGENTES DE UNA MISMA EMPRESA INTEGRADA

VERTICALMENTE

PARTE 7POR LA CUAL SE REGLAMENTA LA LIMITACIÓN DEL SUMINISTRO A

COMERCIALIZADORES Y-O DISTRIBUIDORES MOROSOS, Y SE DICTAN DISPOSICIONES SOBRE GARANTÍAS DE LOS PARTICIPANTES EN EL MERCADO MAYORISTA, COMO PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN DEL SISTEMA

INTERCONECTADO NACIONAL


TÍTULO 2

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POR LA CUAL SE MODIFICAN LAS REGLAS APLICABLES A LA LIMITACIÓN DE SUMINISTRO DE QUE TRATA LA RESOLUCIÓN CREG 116 DE 1998

TÍTULO 3POR EL CUAL SE AUTORIZA LA 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

TÍTULO 4POR LA CUAL SE COMPLEMENTAN LAS RESOLUCIONES CREG-116 DE 1998 Y

CREG-070 DE 1999, EN LA 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 3.7.4.1. 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.


Duda:

La R CREG 070/99 a que alude fue derogada expresamente por la R CREG 019/06 Art 17.

ARTÍCULO 3.7.4.3. 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

de 484

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.


Duda:

Los artículos 2 a 5 de la R CREG 006/03 a que alude este artículo fueron derogados expresamente por la R CREG 157/11 Art 33 - El parágrafo 2 es transitorio.

PARTE 8ESTATUTO DE RACIONAMIENTO - ESTATUTO PARA SITUACIONES DE RIESGO DE

DESABASTECIMIENTO (descripción no original)

de 484

TÍTULO 1ESTATUTO DE RACIONAMIENTO, COMO PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN

DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL


ARTÍCULO 3.8.1.1.1. 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

de 484

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.


Duda:

¿El título del que hace parte este artículo fue derogado por la R CREG 026/14?, mientras se resuelve la duda se incorpora en la resolución única.

CAPÍTULO 2CRONOGRAMAS DE TIEMPOS CON LOS CUALES SE DETALLAN Y COORDINAN EL

PROCESO DE UN RACIONAMIENTO PROGRAMADO (ANEXO A)

TÍTULO 2POR EL CUAL SE ESTABLECE EL ESTATUTO PARA SITUACIONES DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO EN EL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA COMO PARTE

DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN

de 484

CAPÍTULO 1INICIO Y FINALIZACIÓN DEL PERIODO DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO

CAPÍTULO 2MECANISMO PARA SOSTENIMIENTO DE LA CONFIABILIDAD

CAPÍTULO 3DETERMINACIÓN DE LA ENERGÍA DISPONIBLE DE CORTO PLAZO (ED) DE PLANTAS

DE GENERACIÓN (ANEXO 1)

SECCIÓN 1INTRODUCCIÓN

ARTÍCULO 3.8.2.3.1.1. INTRODUCCIÓN. La ED de las plantas de generación se determinará de acuerdo con las siguientes reglas:

(Fuente: R CREG 026/14, ANEXO 1)

Duda:


SECCIÓN 2ED DE PLANTAS HIDRÁULICAS (EDH)

SUBSECCIÓN 1ED PLANTAS HIDRÁULICAS CON EMBALSE

SUBSECCIÓN 2ED DE PLANTAS FILO DE AGUA

SECCIÓN 3ED DE PLANTAS TÉRMICAS (EDT)

CAPÍTULO 4REGLAS PARA LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA DURANTE EL PERÍODO DE

RIESGO DE DESABASTECIMIENTO (ANEXO 2)

de 484

TÍTULO 3POR EL CUAL SE ESTABLECEN LOS PROCEDIMIENTOS DEL ESTATUTO PARA

SITUACIONES DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO Y SE DICTAN OTRAS DISPOSICIONES

CAPÍTULO 1DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original)

CAPÍTULO 2PROCEDIMIENTO PARA LA ASIGNACIÓN DE COMPROMISOS EVE A PLANTAS

HIDRÁULICAS (ANEXO 1)

CAPÍTULO 3PROCEDIMIENTO PARA CONTABILIZAR Y LIQUIDAR LA ENERGÍA VENDIDA Y

EMBALSADA (ANEXO 2)

SECCIÓN 1CONTABILIZACIÓN DIARIA Y LIQUIDACIÓN HORARIA DE EVE

ARTÍCULO 3.8.3.3.1.1. 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

de 484

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:

QEVEi,t,m t =Max[0, QEVEi,t–1, m t–1 + EVEi,t–1,m t–1,PR – GEVEi,t–1, m t–1]

Donde:

QEVEi,t-1, m t–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.

EVEi,t-1,m t–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.

GEVEi,t-1, m t–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.

QEVEi,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,

de 484

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) 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:

de 484

Donde:

ERi,t-1,m t–1: Energía remanente del recurso i para el día t-1, en el mes m al cual pertenece el día t.

GREAi,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:

QEVEi,t,m t = QEVEi,t–1,m t–1 + EVEi,t–1,m t–1,PR – GEVEi,t–1,m t–1

En caso, de presentarse valores negativos de QEVEi,t,m t, 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.


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;

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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)

Duda:

¿Es necesario dividir en partes?, si sí, ¿cómo?

ARTÍCULO 3.8.3.3.1.2. 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.

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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) 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.



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.



En caso, de presentarse valores negativos de energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) para el día t, el valor será igual a cero.


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.


Duda:

¿Es necesario dividir en partes?, si sí, ¿cómo?

SECCIÓN 2VALORACIÓN DEL COMPROMISO DE EVE

SECCIÓN 3ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE COMPROMISO

de 484

CAPÍTULO 4PROCEDIMIENTO PARA LA DEFINICIÓN DE LA CANTIDAD MÁXIMA A EMBALSAR

(ANEXO 3)

CAPÍTULO 5PROCEDIMIENTO PARA PROGRAMAR Y LIQUIDAR LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA EN CONDICIONES DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO (ANEXO 4)


SECCIÓN 2PROGRAMACIÓN DE LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA

ARTÍCULO 3.8.3.5.2.2. 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.


Duda:

¿Está vigente?

ARTÍCULO 3.8.3.5.2.3. VIGENCIA. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y regirá mientras esté vigente el Decreto número 2108 de 2015 o hasta cuando se superen las circunstancias que originaron su adopción, lo cual será determinado por la CREG mediante acto administrativo.


Duda:

¿Se incorpora a la resolución única?

SECCIÓN 3

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OPERACIÓN DE LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA

SECCIÓN 4LIQUIDACIÓN DE LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA

PARTE 9NORMAS SOBRE REGISTRO DE FRONTERAS COMERCIALES Y CONTRATOS,

SUMINISTRO Y REPORTE DE INFORMACIÓN, Y LIQUIDACIÓN DE TRANSACCIONES COMERCIALES, EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (descripción no original)

TÍTULO 1POR LA CUAL SE ADOPTAN LAS 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 3.9.1.1. 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.


Duda:

¿Está vigente esta resolución?, múltiples artículos de esta resolución fueron derogados expresamente.

Duda:

¿Está bien ubicada la parte que antecede a este artículo?

TÍTULO 2POR LA CUAL SE MODIFICAN LAS NORMAS SOBRE EL REGISTRO DE FRONTERAS

COMERCIALES Y CONTRATOS DE ENERGÍA DE LARGO PLAZO, Y SE ADOPTAN OTRAS DISPOSICIONES

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CAPÍTULO 1FRONTERAS COMERCIALES

ARTÍCULO 3.9.2.1.3. 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 una certificación, suscrita por el representante legal del agente que solicita el registro, en la que haga constar que el Sistema de Medida cumple con 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 su defecto, el representante legal del agente que solicita el registro podrá presentar el informe de la auditoría voluntaria al Sistema de Medida, de que trata el 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 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.

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

de 484

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) <Numeral derogado por el artículo 10 de la Resolución 43 de 2012>

e) 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.


Duda:

Los numerales 4 y 5 de este artículo fueron modificados por la R CREG 038/14 Art 45, ¿qué texto debe incorporarse en la resolución única?, se transcribe el texto original de la R CREG 157/11.

CAPÍTULO 2REGISTRO DE CONTRATOS DE ENERGÍA DE LARGO PLAZO

CAPÍTULO 3

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LIQUIDACIÓN Y FACTURACIÓN DE TRANSACCIONES EN EL MEM

ARTÍCULO 3.9.2.3.4. 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 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.


Duda:

La R CREG 157/11 Art 32 dispone que la resolución modifica la R CREG 024/95 Num 2.3.2, en atención a tal disposición se tomó la decisión de incorporar este artículo en la R CREG 024/95 Num. 2.3.2, ¿es correcta la decisión?

PARTE 10POR LA CUAL SE EXPIDEN NORMAS PARA EL MANEJO DE INFORMACIÓN

ORIENTADAS A PROMOVER Y PRESERVAR LA LIBRE COMPETENCIA EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA

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TÍTULO 2POR LA CUAL SE COMPLEMENTAN LAS NORMAS PARA EL MANEJO DE

INFORMACIÓN ORIENTADAS A PROMOVER Y PRESERVAR LA LIBRE COMPETENCIA EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA

PARTE 11REGULACIÓN 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

(descripción no original)

TÍTULO 1POR LA CUAL SE ESTABLECE LA 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

CAPÍTULO 1OBJETIVO, REGLAS Y DEFINICIONES GENERALES

ARTÍCULO 3.11.1.1.2. 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. <Numeral modificado por el artículo 2 de la Resolución 160 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> 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.

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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.


Duda:


CAPÍTULO 2PLANEACIÓN, COORDINACIÓN, SUPERVISIÓN Y CONTROL OPERATIVO DE LOS

ENLACES INTERNACIONALES

ARTÍCULO 3.11.1.2.2. DETERMINACIÓN DE LA CURVA HORARIA DE PRECIOS DE OFERTA EN CADA NODO FRONTERA PARA EXPORTACIÓN - CURVA DE ESCALONES PONEQX,I. <Artículo modificado por el artículo 4 de la Resolución 160 de 2009. El nuevo texto

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es el siguiente:> 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 para cada Nodo Frontera para Exportación, Curva de escalones Poneqx,i, la cual reflejará un precio por cada valor QX, igual al precio de bolsa 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 Poneqxi 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 PONEQxi de la Curva, se construye de la siguiente manera:

PONEQXi = Precio_Bolsa_TIE,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 + Costo_Pérdidas_STN_e, Qx,i + Costo_Pérdidas_STR_e,Qx,i.

donde:

Precio_Bolsa_TIE,QX. para la determinación del Precio_Bolsa_TIE,QX, el Centro Nacional de Despacho-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 $/kWh.

Costo_Medio_Restricciones_e: Costo estimado en $/kWh de la energía generada por restricciones del Sistema Interconectado Nacional, sin considerar las exportaciones a través de los enlaces internacionales, para cada período horario. Dichos costos incluirán además los previstos en la Resolución CREG 147 de 2001, “Por la cual se aprueba la 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”, los cuales serán suministrados por el LAC.”

Dichos costos se determinarán, de conformidad con el procedimiento que se describe en el Anexo 3o de la presente resolución.

Cargos_Uso_STN_e: Costo estimado en $/kWh de los cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional, informados por el Liquidador y Administrador de Cuentas -LAC- al

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CND; que corresponden al último valor calculado para el Cargo por Uso del STN.

Cargos_CND_ASIC_e,Qx: Costo estimado en $/kWh de los servicios por CND y ASIC asociados con una demanda QX, informados por el ASIC al CND.

Cargos_Uso_STR_e,i: Costo en $/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.

Costo_Restricciones_del_Enlace_e,Qxi: Costo estimado en $/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_Conexión_Col i,QX. Costo estimado en $/kWh, correspondiente al cargo de conexión establecido por la CREG, para el Enlace Internacional i, en el caso en que éste no sea remunerado por cargos por uso. Este cargo se aplicará solo si es del caso.

Costo_Pérdidas_STN_e,Qx,i. Costo estimado en $/kWh, correspondiente al promedio de las pérdidas de energía horarias del STN calculadas por el ASIC, asignadas al enlace i, en proporción a una demanda QX. Este costo será estimado por el ASIC con información histórica.

Costo_Pérdidas_STR_e,Qx,i. Costo estimado en $/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 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 el Nodo Frontera para Exportación sea monotónicamente creciente, y de no cumplirse esta condición, se tomará como Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación, el valor correspondiente al escalón inmediatamente anterior.

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 Centro Nacional de Despacho -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 del 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 1o 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.

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Para determinar la variable Precio_Bolsa_TIE,QX, el CND podrá usar el Predespacho ideal, según el anexo 2 de la Resolución CREG 062 de 2000, y a partir de la publicación de la presente Resolución, el proceso para la determinación del Precio_Bolsa_TIE,QX, podrá considerar las características técnicas de los recursos de generación.


Duda:

Hace referencia a la R CREG 147/01 sobre la cuya vigencia hay dudas - El parágrafo 2 hace referencia a un periodo de transición, ¿está vigente?

Duda:


ARTÍCULO 3.11.1.2.3. TRATAMIENTO DE OFERTAS DE PRECIOS PARA EXPORTACIÓN DEL OTRO PAÍS, SUPERIORES AL COSTO DE RACIONAMIENTO. <Artículo modificado por el artículo 5 de la Resolución 96 de 2008. el nuevo texto es el siguiente:> Cuando la Curva Horaria de Precios de Oferta en cada Nodo Frontera para Exportación del Otro País, Curva de Escalones PONEQxE 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.


Duda:

¿Está bien ubicado?

ARTÍCULO 3.11.1.2.6. REDESPACHO DE TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO -TIE-, PARA EXPORTACIÓN. <Artículo modificado por el artículo 5 de la Resolución 160 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> 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.

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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.


Duda:


ARTÍCULO 3.11.1.2.7. DETERMINACIÓN DEL PRECIO NODAL DE OFERTA PARA EXPORTACIÓN EN EL REDESPACHO. <Artículo modificado por el artículo 10 de la Resolución 160 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> 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 Nodal de Oferta para 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, Ponerqx,i, aplicando la siguiente expresión:

“Ponerqx,i = Precio_Bolsa_R_TIE,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

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donde:

Precio_Bolsa_R_TIE,QX: Precio de Bolsa estimado de Redespacho, que corresponde al precio que se obtiene de un Predespacho ideal, para el valor QX programado, como se establece a continuación.

Para la determinación del Precio_Bolsa_R_TIE,QX, el Centro Nacional de Despacho -CND-, encontrará un Predespacho Ideal para las horas faltantes para cumplir 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 adicional.

ii) 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.

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 4o, 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.

Se mantendrá el valor estimado de las restantes variables integrantes del PONEQx,i, 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.


Duda:


Duda:


CAPÍTULO 3ASPECTOS COMERCIALES APLICABLES A LAS TRANSACCIONES

INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO, TIE

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ARTÍCULO 3.11.1.3.12. ASIGNACIÓN DE LA RENTA DE CONGESTIÓN. <Artículo modificado por el artículo 7 de la Resolución 160 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> 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.


Duda:


CAPÍTULO 4POR EL CUAL SE ACLARAN LAS NORMAS PARA LA LIQUIDACIÓN DE LOS

RECURSOS DE GENERACIÓN ASOCIADOS A LAS EXPORTACIONES DE ELECTRICIDAD POR CONDICIONES DE SEGURIDAD DEL IMPORTADOR

ARTÍCULO 3.11.1.4.1. 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

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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.


Duda:


CAPÍTULO 5DE LA SUSPENSIÓN DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE

ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO

CAPÍTULO 6SOLUCIÓN DE CONFLICTOS

CAPÍTULO 7PLANEACIÓN DE LA EXPANSIÓN, CONSTRUCCIÓN Y REMUNERACIÓN DE ENLACES

INTERNACIONALES

CAPÍTULO 8DISPOSICIONES FINALES

ARTÍCULO 3.11.1.8.1. 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-.


Duda:

La R CREG 103/00 a que alude agotó su objeto por cambio de vigencia de las fórmulas tarifarias.

ARTÍCULO 3.11.1.8.4. 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.

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Duda:


ARTÍCULO 3.11.1.8.6. PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD. <Artículo modificado por el artículo 20 de la Resolución 14 de 2004. El nuevo texto es el siguiente:> 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.


Duda:


ARTÍCULO 3.11.1.8.7. LIQUIDACIÓN DE TRANSACCIONES DE ELECTRICIDAD CON PAÍSES CON LOS CUALES NO SE TENGA UNA INTEGRACIÓN DE MERCADO REGULATORIAMENTE. <Artículo modificado por el artículo 21 de la Resolución 14 de 2004. El nuevo texto es el siguiente:> 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

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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.


Duda:

La R CREG 112/98 a que alude tuvo como objeto modificar normas en las cuales quedó incorporada, algunos artículos hacen referencia a normas derogadas expresamente.

ARTÍCULO 3.11.1.8.8. 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.

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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.


Duda:


CAPÍTULO 9CONTENIDO MÍNIMO DE LOS ACUERDOS OPERATIVOS (ANEXO 1)

CAPÍTULO 10PROPUESTA DE CONTENIDO MÍNIMO DE LOS ACUERDOS COMERCIALES (ANEXO 2)

CAPÍTULO 11DETERMINACIÓN DE COSTO MEDIO DE RESTRICCIONES (ANEXO 3) (descripción no

original)

CAPÍTULO 12DETERMINACIÓN DE COSTO DE RESTRICCIONES DE ENLACES (ANEXO 4)


ARTÍCULO 3.11.1.12.1. DETERMINACIÓN DE COSTO DE RESTRICCIONES DE ENLACES (ANEXO 4) (descripción no original). <Anexo modificado por el artículo 9 de la Resolución 160 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> 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

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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:

Donde:

QX: Corresponde a las cantidades Qmax y Qmedio.

PRRj: Promedio ponderado horario del precio de reconciliación positiva, informado por el ASIC al CND. Para cada generador hidráulico 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 PCAP, 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 incrementado por los precios de arranque-parada variabilizados con la generación programada para el recurso j en el despacho diario.

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

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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)

de 484

s: Número del incremento QX para el que se calcula el CRAE.

(Fuente: R CREG 004/03, ANEXO 4) (Fuente: R CREG 186/09, Art. 1) (Fuente: R CREG 160/09, Art. 9)

Duda:


CAPÍTULO 13CÁLCULO CORRESPONDIENTE A LA RESPONSABILIDAD POR AGC (ANEXO 5)


CAPÍTULO 14IDENTIFICACIÓN DE LAS GENERACIONES DE SEGURIDAD DEBIDAS A LA

EXPORTACIÓN DE ENERGÍA POR LOS ENLACES INTERNACIONALES (ANEXO 6)

ARTÍCULO 3.11.1.14.1. IDENTIFICACIÓN DE LAS GENERACIONES DE SEGURIDAD DEBIDAS A LA EXPORTACIÓN DE ENERGÍA POR LOS ENLACES INTERNACIONALES (ANEXO 6). <Anexo adicionado por el Anexo 6 de la Resolución 14 de 2004. El nuevo texto es el siguiente:>

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_Domésticaj,k = Qprogj,k - Qpreidealj,k

Donde:

Qprogj,k: Programa de generación del recurso j, para el período k, en eldespacho programado, calculado en el punto 2

Qpreidealj,k: Programa de generación del recurso j, para el período k, en elPredespacho Ideal, calculado en el punto 1.

4. Calculará un Predespacho Ideal para la Demanda Total, programada en el redespacho,

de 484

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 = Qredespachoj,k - Qpreideal_expj,k

Donde:

Qredespachoj,k: Programa de generación del recurso j, para el período k, enel Redespacho programado en el día de operación.

Qpreideal_expj,k: Programa de generación del recurso j, para el período k, enel Predespacho Ideal teniendo en cuenta la Demanda TotalDoméstica y la Demanda Internacional de DespachoEconómico 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, asignablea 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 = Qredespachoj,k,i - Qpreideal_expj,k,i

Donde:

de 484

Qredespachoj,k,i: Programa de generación del recurso j, para el enlace i yperíodo k, en el Despacho Programado calculado en elpunto 7 en el día de operación.

Qpreideal_expj,k,i: Programa de generación del recurso j, para el enlace i yperíodo k, en el Predespacho Ideal teniendo en cuenta laDemanda Total Doméstica y la Demanda Internacional deDespacho 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, asignablea la exportación TIE en el período k, por elenlace 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, asignablea la exportación TIE en el período k, por elenlace i.

n: total de enlaces internacionales


Duda:

La R CREG 014/04 Art 18 permite deducir que el Anexo 6 se debe adicionar a la R CREG 004/03.

TÍTULO 2POR LA CUAL SE ADOPTA LA REGULACIÓN APLICABLE A LAS TRANSACCIONES

de 484

INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO -TIE- ENTRE COLOMBIA Y ECUADOR, DE CONFORMIDAD CON EL RÉGIMEN TRANSITORIO ADOPTADO POR LA

DECISIÓN CAN 720

ARTÍCULO 3.11.2.1. 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.


Duda:


ARTÍCULO 3.11.2.2. 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.


Duda:


de 484

ARTÍCULO 3.11.2.3. 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.


Duda:


PARTE 12POR LA CUAL SE DEFINE LA REGULACIÓN APLICABLE A LOS INTERCAMBIOS

INTERNACIONALES DE ENERGÍA Y CONFIABILIDAD ENTRE COLOMBIA Y PANAMÁ, LA CUAL HACE PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN

TÍTULO 1OBJETIVO, REGLAS Y DEFINICIONES GENERALES

TÍTULO 2PLANEACIÓN, COORDINACIÓN, SUPERVISIÓN Y CONTROL OPERATIVO DEL ENLACE

INTERNACIONAL COLOMBIA PANAMÁ

TÍTULO 3DESPACHO COORDINADO SIMULTÁNEO

TÍTULO 4ASPECTOS COMERCIALES APLICABLES A LOS INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

DE ENERGÍA Y CONFIABILIDAD

TÍTULO 5CONTRATOS Y CONFIABILIDAD

TÍTULO 6MODIFICACIONES Y SOLUCIÓN DE CONFLICTOS

de 484

TÍTULO 7OTRAS DISPOSICIONES

TÍTULO 8DISPOSICIONES FINALES

TÍTULO 9CARACTERÍSTICAS Y CONTENIDO MÍNIMO DE LOS ACUERDOS OPERATIVOS

(ANEXO 1)

TÍTULO 10CARACTERÍSTICAS Y CONTENIDO MÍNIMO DE LOS ACUERDOS COMERCIALES

(ANEXO 2)

TÍTULO 11ESTIMACIÓN DE LA CANTIDAD, EL PRECIO Y LA DIRECCIÓN DE FLUJO ENTRE LOS

PAÍSES (ANEXO 3) (descripción no original)

TÍTULO 12SUBASTAS DE DERECHOS FINANCIEROS DE ACCESO A LA CAPACIDAD DE

INTERCONEXIÓN (ANEXO 4)

CAPÍTULO 1NORMAS GENERALES

CAPÍTULO 2CARACTERÍSTICAS DE LAS SDFACI

CAPÍTULO 3CONDICIONES DEL PROCESO DE LAS SDFACI

SECCIÓN 1CONDICIONES DEL PROCESO DE LAS SDFACI

CAPÍTULO 4OTRAS DISPOSICIONES

de 484

TÍTULO 13INTERCAMBIOS DURANTE EVENTOS DE RACIONAMIENTO EN COLOMBIA Y/O EN

PANAMÁ (ANEXO 5)

ARTÍCULO 3.12.13.1. 5. INTERCAMBIOS DURANTE EVENTOS DE RACIONAMIENTO EN COLOMBIA Y/O EN PANAMÁ. <Anexo adicionado por el artículo 6 de la Resolución 56 de 2012. El nuevo texto es el siguiente:> 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 FFh Col – Pan > 0: El flujo en la hora h será en el sentido de Panamá hacia Colombia, con una magnitud igual al valor de FFh Col – Pan.

Si FFh 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 FFh Col –

Pan.Si FFh Col – Pan = 0: No hay flujo en la hora h a través del Enlace de Interconexión

Colombia Panamá.

Donde:

FFh 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.

PFph,i: Potencia Firme de Largo Plazo de la planta o unidad de generación i asociada a compromisos firmes en Colombia.

de 484

: Porcentaje de racionamiento de la Demanda en Colombia.

OEFch,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 484

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)

Duda:

¿Debe dividirse en los numerales que lo integran?, en caso afirmativo, ¿qué títulos se asignan a los numerales que no los tienen?

TÍTULO 14POR LA CUAL SE ESTABLECE 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 3.12.14.1.1. 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.


Duda:


CAPÍTULO 2PROCEDIMIENTO 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)

SECCIÓN 1PRINCIPIOS 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

de 484

ELECTRICIDAD DE PANAMÁ

SECCIÓN 2DESCRIPCIÓN DE LOS PRODUCTOS

SECCIÓN 3CÁLCULO 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

SUBSECCIÓN 1SUMINISTRO DE INFORMACIÓN

SUBSECCIÓN 2CÁLCULO DE LAS EQUIVALENCIAS DE ENERGÍA FIRME A POTENCIA FIRME DE

LARGO PLAZO EN EL CASO DE PANAMÁ

ARTÍCULO 3.12.14.2.3.2.1. 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:

PFLPAII: 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.

OEFplanta o unidad: Obligación de Energía Firme asignada a las plantas o unidad en Colombia, en MWh/año.

DFACIAsignados: Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de la línea de

de 484

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

: Si ,

Si ,

CMX : Capacidad Máxima de Tranferencia <sic> 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)

Duda:


SUBSECCIÓN 3CÁLCULO DE LAS EQUIVALENCIAS DE POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO A

ENERGÍA FIRME DE LARGO PLAZO EN EL CASO DE COLOMBIA

ARTÍCULO 3.12.14.2.3.3.1. 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:

de 484

Donde:

ENFICCA: Energía Firme Diaria de un Agente con Dfaci en el sentido Panamá Colombia, en MWh.

DFACIAsignados: 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.

EFplanta 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.


: Disponibilidad del Enlace Internacional Colombia Panamá.

d: Días correspondientes al mes de máxima excedencia.

:

CMX: Capacidad Máxima de Tranferencia <sic> 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:

de 484

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.


: 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)

Duda:


PARTE 13POR LA CUAL SE REGLAMENTA LA ACTIVIDAD DE GENERACIÓN CON PLANTAS

MENORES DE 20 MW QUE SE ENCUENTRA CONECTADO AL SISTEMA

de 484

INTERCONECTADO NACIONAL (SIN)

PARTE 14COGENERACIÓN

TÍTULO 1REGLAMENTO DE LA ACTIVIDAD DE COGENERACIÓN EN EL SISTEMA

INTERCONECTADO NACIONAL (SIN)

TÍTULO 2POR EL CUAL SE DETERMINAN LOS REQUISITOS Y CONDICIONES TÉCNICAS QUE

DEBEN CUMPLIR LOS PROCESOS DE COGENERACIÓN Y SE REGULA ESTA ACTIVIDAD

TÍTULO 3POR LA CUAL SE REGULAN LAS PRUEBAS Y AUDITORÍA DEFINIDAS EN LA

RESOLUCIÓN CREG 005 DE 2010


CAPÍTULO 2PRUEBAS Y AUDITORÍA PARA LOS PROCESOS DE COGENERACIÓN (ANEXO)

SECCIÓN 1GENERALIDADES

SECCIÓN 2TECNOLOGÍAS Y TIPOS DE CICLO

SECCIÓN 3SISTEMA DE UNIDADES Y EQUIVALENCIAS APLICABLES

SECCIÓN 4MEDICIONES

SECCIÓN 5INFORMACIÓN QUE EL COGENERADOR DEBE PRESENTAR PARA APROBACIÓN

de 484

ANTES DE LA PRIMERA PRUEBA

SECCIÓN 6PROCEDIMIENTO DE LA PRUEBA


SUBSECCIÓN 2CONDICIONES DE LA MEDICIÓN

SUBSECCIÓN 3UNIDADES A GAS NATURAL O COMBUSTIBLE LÍQUIDO

SUBSECCIÓN 4UNIDADES QUE CONSUMEN COMBUSTIBLE SÓLIDO

SECCIÓN 7FORMATOS DE LA PRUEBA

PARTE 15AUTOGENERACIÓN A GRAN ESCALA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

(SIN) (descripción no original)


TÍTULO 2CONDICIONES DE CONEXIÓN Y MEDIDA

TÍTULO 3CONDICIONES DE RESPALDO Y SUMINISTRO DE ENERGÍA

TÍTULO 4CONDICIONES PARA LOS AUTOGENERADORES A GRAN ESCALA QUE ENTREGAN

EXCEDENTES

ARTÍCULO 3.15.4.3. CAMBIO DEL VALOR DE POTENCIA MÁXIMA DECLARADA. <Ver

de 484

Notas de Vigencia> 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.


Duda:

El parágrafo 1 adicionado a la R CREG 171/15 Art 1 por la R CREG 197/15 Art 1, establece una exención a la aplicación de este artículo, ¿qué texto se incorpora a la resolución única?


PARTE 16METODOLOGÍA PARA LA REMUNERACIÓN DEL CARGO POR CONFIABILIDAD EN EL

MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA (descripción no original)

TÍTULO 1OBJETO (descripción no original)

TÍTULO 2OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME


ARTÍCULO 3.16.2.1.3. PERÍODO DE VIGENCIA DE LA OBLIGACIÓN. <Artículo modificado por el artículo 2 de la Resolución 139 de 2011. El nuevo texto es el siguiente:> 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

de 484

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:

PVOPN = PVOE – máximo (AFT, AFG)

PVOPN Período de Vigencia de la Obligación para planta nueva

PVOE 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.

<Inciso modificado por el artículo 2 de la Resolución 161 de 2011. El nuevo texto es el siguiente:> 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)

Duda:

Menciona el período de transición, ¿se mantiene el texto correspondiente?

ARTÍCULO 3.16.2.1.6. 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.


de 484

Duda:

¿Cómo se incorpora a la resolución única la suspensión introducida por la R CREG 122/16 Art 5?

ARTÍCULO 3.16.2.1.10. 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.


Duda:

Hace referencia al numeral 1.6.2 del Anexo 1, numeral que aparece incorporado en la R CREG 024/95 Art 12. El numeral 1.6.2 aludido no se integra a las normas correspondiente al TÍTULO 11 - OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME (ANEXO 1) de este texto único.

CAPÍTULO 2POR EL CUAL SE DEFINEN CRITERIOS TÉCNICOS DE CALIDAD PARA LA

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE PLANTAS Y/O UNIDADES CON OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME ASIGNADAS

TÍTULO 3SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME


ARTÍCULO 3.16.3.1.12. ACTUALIZACIÓN DEL CARGO POR CONFIABILIDAD. <Artículo corregido por el artículo 1 de la Resolución 22 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> 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:

Pi,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,

de 484

expresado en dólares por kilovatio hora (US$/kWh).

Pi, 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).

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.

IPPasignación: 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:

Pdict,novt+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.

IPPnovt: 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)

Duda:

El parágrafo es de carácter transitorio, no se incluye en la resolución única.

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CAPÍTULO 2POR EL CUAL SE ADOPTAN NORMAS SOBRE FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO

MAYORISTA TENDIENTES A PROMOVER LA COMPETENCIA

ARTÍCULO 3.16.3.2.1. 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. <Parágrafo modificado por el artículo 1 de la Resolución 29 de 2007. El nuevo texto es el siguiente:> 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.


Duda:

El parágrafo es transitorio, se elimina.

CAPÍTULO 3NORMAS SOBRE LA PROMOCIÓN DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE

OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME (descripción no original)

ARTÍCULO 3.16.3.3.1. 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.

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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.


Duda:

La R CREG 008/07 incluye diferentes disposiciones aplicables a la primera subasta -6 de mayo de 2008-, ¿las disposiciones de este capítulo que no se refieren expresamente a la primera subasta aplican para otras subastas, es decir están vigentes?

ARTÍCULO 3.16.3.3.2. 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. <Parágrafo modificado por el artículo 7 de la Resolución 30 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> 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.

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Duda:

¿Este artículo se debe pasar al libro de garantías?

Duda:


Duda:

El parágrafo 2º menciona la R CREG 061/07 que se refiere al 2º año del período de transición, ¿se mantiene el texto correspondiente?

Duda:

El parágrafo 3º se refiere a la primera subasta, ¿se mantiene el texto correspondiente?, el texto podría ser aplicable a otras subastas.

ARTÍCULO 3.16.3.3.3. 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.


Duda:


ARTÍCULO 3.16.3.3.4. METODOLOGÍA PARA CALCULAR LA COMISIÓN DE EXITO. <Artículo modificado por el artículo 2 de la Resolución 29 de 2007. El nuevo texto es el siguiente:> 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:

COMEXP = COMEX x (a + ß)

Donde:

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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).

ß: 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.

PA: 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.

PC: Precio de cierre de la Subasta

Los valores de X y PC 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.


Duda:


CAPÍTULO 4

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DISPOSICIONES SOBRE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME DEL CARGO POR CONFIABILIDAD (descripción no original)

ARTÍCULO 3.16.3.4.1. 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. <Artículo modificado por el artículo 20 de la Resolución 140 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> 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 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: 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. 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.


Duda:

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ARTÍCULO 3.16.3.4.2. 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:

CPCc,m: Costo Promedio de Referencia del Combustible c para el mes m en $/MBTU.

CSCc,i,j : Costo de Suministro de Combustible en $/MBTU para el combustible c de la planta j en el día i del mes m.

CTCc,i,j: Costos de Transporte de Combustible en $/MBTU para el combustible c de la planta j en el día i del mes m.

kc: Número de plantas y/o unidades con combustible c.

nm: Número de días del mes m.

m: Mes anterior al mes en el que se realiza el cálculo.


Duda:


TÍTULO 4ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD, ENFICC


ARTÍCULO 3.16.4.1.2. 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.

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 esta diferencia con una garantía de conformidad con lo establecido en el Capítulo VIII de esta resolución.

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

PARÁGRAFO 3o. La garantía establecida en el parágrafo 1o de este artículo se exigirá a partir del segundo año del Período de Transición.


Duda:

El parágrafo 3º menciona el período de transición, ¿se mantiene el texto correspondiente?

ARTÍCULO 3.16.4.1.6. 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

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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.


Duda:

El parágrafo menciona el período de transición, ¿se mantiene el texto correspondiente?

ARTÍCULO 3.16.4.1.8. DECLARACIÓN DE LA ENFICC. <Articulo modificado por el artículo 2 de la Resolución 61 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> 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 dé 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 1o. 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 2o. Cuando no se realice declaración de ENFICC, se tomará como declaración la última realizada y verificada por el CND.


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Duda:

Menciona el período de transición que en teoría concluyó el 30 de noviembre de 2009, sin embargo la mención hace parte de la modificación introducida por la R CREG 061/15, ¿por qué se menciona el período de transición?

ARTÍCULO 3.16.4.1.9. 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.


Duda:


CAPÍTULO 2POR LA CUAL SE ADOPTA LA METODOLOGÍA PARA ESTIMAR LA ENERGÍA

DISPONIBLE ADICIONAL DE PLANTAS TÉRMICAS PARA UN MES CON DESTINO AL MERCADO SECUNDARIO DE ENERGÍA FIRME


ARTÍCULO 3.16.4.2.1.7. 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.

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Duda:


SECCIÓN 2CÁLCULO DE LA ENERGÍA DISPONIBLE PARA UN MES EN PLANTAS TÉRMICAS

PARA EL MERCADO SECUNDARIO DE ENERGÍA FIRME, EDAPTM (ANEXO 1)

SUBSECCIÓN 1METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LA EDAPTM DE UNA PLANTA O UNIDAD

TÉRMICA

ARTÍCULO 3.16.4.2.2.1.1. 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:

CENm: 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.

hm: Número de horas del mes m.

ENFICCm: Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad para el mes m.


Duda:

¿Está bien agregar la subsección que antecede a este artículo -incluye texto suelto-?

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SECCIÓN 3VERIFICACIÓN DE LA EDAPTM (ANEXO 2)

SUBSECCIÓN 1VERIFICACIÓN DE LA EDAPTM

SUBSECCIÓN 2FORMATOS DE REPORTE DE LA INFORMACIÓN PARA EL CÁLCULO DE LA EDAPTM

SUBSECCIÓN 3CONTRATACIÓN DE COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA

SECCIÓN 4PROCEDIMIENTO PARA LA VERIFICACION DE LA EDAPTM (ANEXO 3)

SECCIÓN 5REQUISITOS MÍNIMOS PARA LA CONTRATACIÓN DE LA AUDITORÍA PARA LA

VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS (ANEXO 4)

SECCIÓN 6FORMATO PARA LA DECLARACION DE LA EDAPTM (ANEXO 5)

CAPÍTULO 3NORMAS SOBRE ENERGIA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD, ENFICC

ARTÍCULO 3.16.4.3.1. PLANTAS EXISTENTES CON OBRAS PARA MODIFICAR SU ENFICC. <Artículo modificado por el artículo 9 de la Resolución 101 de 2007. El nuevo texto es el siguiente:> 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.

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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.


Duda:

¿Está bien ubicado el capítulo que antecede este artículo?

CAPÍTULO 4POR EL CUAL SE DEFINE LA OPORTUNIDAD PARA LA VERIFICACIÓN DE ALGUNOS

PARÁMETROS PARA EL CÁLCULO DE LA ENFICC

ARTÍCULO 3.16.4.4.1. 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.


Duda:

¿Está bien ubicado el capítulo que antecede este artículo?

TÍTULO 5DISPONIBILIDAD DE COMBUSTIBLES


ARTÍCULO 3.16.5.1.4. 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.

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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.


Duda:

El parágrafo 2º menciona el período de transición, ¿se mantiene el texto correspondiente?

ARTÍCULO 3.16.5.1.5. 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.

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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. <Parágrafo modificado por el artículo 3 de la Resolución 96 de 2006. El nuevo texto es el siguiente:> 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.


Duda:

Los parágrafos 2º y 4º mencionan el período de transición, ¿se mantienen los textos correspondientes?

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ARTÍCULO 3.16.5.1.8. 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. <Parágrafo modificado por el artículo 12 de la Resolución 86 de 2006. El nuevo texto es el siguiente:> 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.


Duda:


CAPÍTULO 2NORMAS SOBRE DISPONIBILIDAD DE COMBUSTIBLES

ARTÍCULO 3.16.5.2.2. REGLAS PARA PARTICIPAR EN LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME CON PLANTAS O UNIDADES TÉRMICAS QUE UTILICEN COMBUSTIBLE LÍQUIDO. <Inciso modificado por el artículo 1 de la Resolución 181 de 2010. El nuevo texto es el siguiente:> 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 3o de la Resolución CREG 181 de 2010, al menos dos años 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

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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. <Parágrafo modificado por el artículo 2 de la Resolución 181 de 2010. El nuevo texto es el siguiente:> 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 dos años, contados desde el inicio de cada uno de los años del período de vigencia

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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 OEFPn,C4 establecida en el Reglamento de Garantías aprobado mediante la Resolución CREG-031 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.


Duda:

El parágrafo 2º menciona la R CREG 061/07 que se refiere al 2º año del período de transición, ¿se mantiene el texto correspondiente?

Duda:

El parágrafo 4º menciona la R CREG 031/07 que se refiere a la primera subasta, ¿se mantiene el texto correspondiente?

ARTÍCULO 3.16.5.2.4. 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.

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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.

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.

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

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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.


Duda:


CAPÍTULO 3POR EL CUAL SE ADICIONAN Y MODIFICAN DISPOSICIONES DE LAS

RESOLUCIONES CREG 071 DE 2006 Y CREG 085 DE 2007 Y SE DICTAN OTRAS NORMAS SOBRE EL CARGO POR CONFIABILIDAD

ARTÍCULO 3.16.5.3.1. OPCIÓN A LA ENTREGA DE CONTRATOS DE COMBUSTIBLE. <Artículo modificado por el artículo 4 de la Resolución 5 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> 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

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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.


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Duda:

La R CREG 005/13 Art 4 hace parte de una resolución cuyos artículos 1, 2 y 3 fueron de carácter transitorio, ¿se mantiene este artículo en la resolución única?

CAPÍTULO 4POR LA CUAL SE ADICIONAN Y MODIFICAN DISPOSICIONES DE LA RESOLUCIÓN

CREG 085 DE 2007 Y SE DICTAN OTRAS NORMAS SOBRE EL CARGO POR CONFIABILIDAD

CAPÍTULO 5POR EL CUAL SE DEFINE UNA OPCIÓN CON GAS NATURAL IMPORTADO PARA

RESPALDAR OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME DEL CARGO POR CONFIABILIDAD Y SE ADOPTAN OTRAS DISPOSICIONES

SECCIÓN 1PARTICIPACIÓN EN LA SUBASTA O EN EL MECANISMO DE ASIGNACIÓN DE

OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME CON GAS NATURAL IMPORTADO

ARTÍCULO 3.16.5.5.1.1. 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.


Duda:


ARTÍCULO 3.16.5.5.1.5. 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

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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. <Parágrafo adicionado por el artículo 1 de la Resolución 142 de 2014. El nuevo texto es el siguiente:> 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.


Duda:

Según lo dispuesto por el parágrafo adicionado por la R CREG 142/14 Art 1, pareciera que esta norma es de carácter transitorio, ¿se debe incluir en la resolución única?, mientras se resuelve la duda sí se incluye.

SECCIÓN 2TRASLADO DE PLANTAS

CAPÍTULO 6POR EL CUAL SE DEFINE LA 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 3.16.5.6.1. 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:

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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>


Duda:


CAPÍTULO 7POR LA CUAL SE ESTABLECE EL REGLAMENTO SOBRE LOS CONTRATOS DE SUMINISTRO DE COMBUSTIBLE DE ORIGEN AGRÍCOLA PARA EL CARGO POR

CONFIABILIDAD


ARTÍCULO 3.16.5.7.1.1. 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

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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.


Duda:


SECCIÓN 2REQUISITOS MÍNIMOS PARA LA CONTRATACIÓN DEL DICTAMEN TÉCNICO PARA

COMBUSTIBLES DE ORIGEN AGRÍCOLA (ANEXO)

CAPÍTULO 8POR LA CUAL SE DEFINE 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

TÍTULO 6NORMAS SOBRE PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD


CAPÍTULO 2POR EL CUAL SE MODIFICAN Y COMPLEMENTAN LAS NORMAS QUE REGULAN LAS

PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD DE LAS PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN QUE RESPALDAN OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME

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CAPÍTULO 3POR LA CUAL SE ADICIONAN LAS NORMAS QUE REGULAN LAS PRUEBAS DE

DISPONIBILIDAD DE LAS PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN QUE RESPALDAN OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME

CAPÍTULO 4POR LA CUAL SE DICTAN NORMAS SOBRE PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD DE

PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN

CAPÍTULO 5POR EL CUAL SE ADICIONAN Y MODIFICAN DISPOSICIONES DE LAS

RESOLUCIONES CREG 071 DE 2006 Y CREG 085 DE 2007 Y SE DICTAN OTRAS NORMAS SOBRE EL CARGO POR CONFIABILIDAD

TÍTULO 7LIQUIDACIÓN

TÍTULO 8ANILLOS DE SEGURIDAD

CAPÍTULO 1INTRODUCCIÓN (descripción no original)

ARTÍCULO 3.16.8.1.1. 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.


Duda:

¿Está bien agregar el capítulo INTRODUCCIÓN -incluye texto suelto-?

CAPÍTULO 2MERCADO SECUNDARIO DE ENERGÍA FIRME


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SECCIÓN 2POR LA CUAL SE ADICIONAN Y MODIFICAN ALGUNAS DISPOSICIONES DE LA

RESOLUCIÓN CREG-071 DE 2006

ARTÍCULO 3.16.8.2.2.1. 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.


Duda:

¿Está bien ubicado este artículo?, ¿Qué título se pone en la sección que antecede a este artículo?

CAPÍTULO 3POR LA CUAL SE DEFINEN LAS REGLAS DE LAS SUBASTAS DE RECONFIGURACIÓN

COMO PARTE DE LOS ANILLOS DE SEGURIDAD DEL CARGO POR CONFIABILIDAD


ARTÍCULO 3.16.8.3.1.1. 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.


Duda:

Los artículos 65 a 72 fueron derogados expresamente por la R CREG 051/12, ¿tiene sentido mantener este artículo y el siguiente?

Duda:

¿Es correcto incluir la sección DISPOSICIONES GENERALES que antecede a este artículo?

SECCIÓN 2SUBASTA DE RECONFIGURACIÓN DE VENTA (SRCFV)

SECCIÓN 3SUBASTA DE RECONFIGURACIÓN DE COMPRA (SRCFC)

de 484

SECCIÓN 4DISPOSICIONES FINALES

ARTÍCULO 3.16.8.3.4.1. 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.


Duda:

¿Está bien ubicada esta norma?, aplica para subastas de venta y compra.

SECCIÓN 5REGLAMENTO DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO PARA LA SUBASTA DE

RECONFIGURACIÓN DE VENTA (ANEXO 1)

SUBSECCIÓN 1OBJETO Y DEFINICIONES

SUBSECCIÓN 2REPORTE DE INFORMACIÓN

SUBSECCIÓN 3DEBERES Y RESPONSABILIDADES

SUBSECCIÓN 4DEL PROCESO DE ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME DE VENTA

SUBSECCIÓN 5DISPOSICIONES FINALES

SECCIÓN 6REGLAMENTO DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO PARA LA SUBASTA DE

RECONFIGURACIÓN DE COMPRA

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SUBSECCIÓN 1OBJETO Y DEFINICIÓN

SUBSECCIÓN 2REPORTE DE INFORMACIÓN


SUBSECCIÓN 4DEL PROCESO DE ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME DE

COMPRA


CAPÍTULO 4DEMANDA DESCONECTABLE VOLUNTARIAMENTE

CAPÍTULO 5GENERACIÓN DE ÚLTIMA INSTANCIA


SECCIÓN 2POR LA CUAL SE MODIFICAN ALGUNAS REGLAS DE LOS ANILLOS DE SEGURIDAD

DEL CARGO POR CONFIABILIDAD

CAPÍTULO 6POR LA CUAL SE REGULA EL ANILLO DE SEGURIDAD DEL CARGO POR

CONFIABILIDAD DENOMINADO DEMANDA DESCONECTABLE VOLUNTARIAMENTE

SECCIÓN 1DISPOSICIONES GENERALES

SECCIÓN 2CARACTERÍSTICAS DEL MECANISMO DE DEMANDA DESCONECTABLE VOLUNTARIA

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- DDV

ARTÍCULO 3.16.8.6.2.2. 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.


Duda:

Las modificaciones realizadas por la R CREG 042/16 tienen vigencia por 3 meses a partir del 22 de marzo de 2016 o hasta que la CREG lo determine, ¿están vigentes las modificaciones? - ¿Todavía está suspendido este artículo por la R CREG 042/16 Art 5?

SECCIÓN 3TIPOS DE FRONTERAS DE DDV

SECCIÓN 4VERIFICACIÓN DE LA DESCONEXIÓN DE LA DEMANDA

SECCIÓN 5LIQUIDACIÓN

SECCIÓN 6MODELO DE ESTIMACIÓN LA LÍNEA BASE DE CONSUMO (ANEXO)

CAPÍTULO 7POR EL CUAL SE CREA LA FIGURA DE CESIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA

FIRME PARA PLANTAS EXISTENTES Y EN CONSTRUCCIÓN

ARTÍCULO 3.16.8.7.1. PLANTAS QUE PUEDEN RECIBIR CESIONES DE OEF. Las plantas de generación que puede <sic> 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

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contratos o declaraciones de respaldo registrados que comprometen Enficc de la planta.


Duda:


CAPÍTULO 8POR LA CUAL SE REGULA EL PROGRAMA DE RESPUESTA DE LA DEMANDA PARA

EL MERCADO DIARIO EN CONDICIÓN CRÍTICA

SECCIÓN 1DISPOSICIONES GENERALES

ARTÍCULO 3.16.8.8.1.1. 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.


Duda:

¿Está bien ubicado la parte que antecede a este artículo?

SECCIÓN 2CARACTERÍSTICAS DEL PROGRAMA DE RESPUESTA DE LA DEMANDA, RD

SECCIÓN 3POR LA CUAL SE ADOPTA EL PROCEDIMIENTO QUE UTILIZARÁ EL CENTRO NACIONAL DE DESPACHO PARA ACTIVAR EL PROGRAMA DE LA RD EN EL

PREDESPACHO IDEAL, PROGRAMA QUE FUE ESTABLECIDO EN LA RESOLUCIÓN CREG 011 DE 2015

SUBSECCIÓN 1DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original)

ARTÍCULO 3.16.8.8.3.1.3. FLEXIBILIZACIÓN TRANSITORIA DE LA MEDICIÓN DE LOS PROGRAMAS DE LA DDV Y RD. <Inciso modificado por el artículo 2 de la Resolución 42 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Con el objeto de incentivar la participación de

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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.

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 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,

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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:

MPON,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.

PEm Precio de escasez en el mes m.

PofRD,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

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ofertas.

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.

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 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:

PBN,h,d,m Precio de bolsa para atender demanda total doméstica en la hora h del día d en el mes m.

PEm Precio de escasez en el mes m.

CEREM 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.


Duda:

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Las modificaciones realizadas por la R CREG 042/16 tienen vigencia por 3 meses a partir del 22 de marzo de 2016 o hasta que la CREG lo determine, ¿están vigentes las modificaciones?

ARTÍCULO 3.16.8.8.3.1.4. VIGENCIA. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias. El ASIC tendrá hasta veinte (20) días calendario para implementar la liquidación de estas disposiciones.

PARÁGRAFO. <Parágrafo modificado por el artículo 4 de la Resolución 42 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Las modificaciones realizadas en el artículo 4o de la presente resolución solo aplicarán para los usuarios no regulados. Dichas modificaciones tendrán una vigencia hasta por tres (3) meses prorrogables o hasta que la CREG lo determine.

Publíquese y cúmplase.Dada en Bogotá, D. C., a 3 de marzo de 2016.


Duda:


ARTÍCULO 3.16.8.8.3.1.5. OBJETO. La presente resolución tiene como objetivo ampliar la participación de los usuarios no regulados en los programas de la DDV y RD, programas que fueron flexibilizados en la Resolución CREG 025 de 2016. Los Usuarios No Regulados que pueden participar, son quienes tengan las siguientes fronteras comerciales:

1. Fronteras de comercialización que cumplan con los requisitos exigidos para las fronteras de los usuarios no regulados definidos en el código de medida vigente.

2. Fronteras de comercialización y de generación que cumplan los requisitos definidos en el código de medida vigente.

3. Fronteras de comercialización y de generación que cumplan los requisitos exigidos en el código de medida vigente, y para la frontera de generación que se acojan a la flexibilización definida en la Resolución CREG 026 de 2016.


Duda:


Duda:


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Duda:

Alude a la R CREG 026/16 que fue derogada expresamente por la R CREG 060/16 Art 1, ¿qué texto se incorpora en la resolución única?

SUBSECCIÓN 2PROCEDIMIENTO CND PARA LA ACTIVACIÓN DE RD (ANEXO 1)

SUBSECCIÓN 3VERIFICACIÓN DIARIA Y HORARIA DE LOS PROGRAMAS DDV Y RD (ANEXO 2)

ARTÍCULO 3.16.8.8.3.3.1. 2. VERIFICACIÓN DIARIA Y HORARIA DE LOS PROGRAMAS DDV Y RD. <Anexo subrogado por el Anexo incluido de la Resolución 42 de 2016, según lo dispuesto en su artículo 3. El nuevo texto es el siguiente:>

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:

DDVVPj,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

CMEj 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

Mej,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

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DDVVj,m será la siguiente:

Donde:

DDVVj,m Demanda desconectable voluntaria verificada y efectivamente reducida por el usuario j, en el mes m

CDVVj,m Demanda desconectable voluntaria contratada por el usuario j para el mes m

1.1 <Numeral modificado por el artículo 2 de la Resolución 49 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> El ASIC determinará el valor diario de la DDV a partir de la siguiente expresión:

Donde:

DDVVj,d,m= Demanda desconectable voluntaria verificada del usuario j para el día d en el mes m.

CDDVj,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.

CDDVj,m= Suma total de demanda desconectable voluntaria declarada en el programa de desconexión horaria parel usuario j en el mes m.

DDVVj,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.

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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:

RVPj,m Reducción verificada parcial por el usuario j, en el mes m y que se considerará para calcular la RD definitiva

CMEj 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

Mej,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 RDVj,m será la siguiente:

Donde:

RVDj,m RD verificada del usuario j en el mes m

DRDj,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

DDVVt,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.

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2.1. <Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 49 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> El ASIC determinará el valor diario de la RD a partir de la siguiente expresión:

Donde:

RDVj,d,m RD verificada del usuario j para el día d en el mes m.

DRDj,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.

DRDj,m Suma total de declaración de RD horaria del usuario j y activada en el predespacho ideal en el mes m.

RDVj,d,m RD verificada del usuario j en el mes m.

2.2. <Numeral modificado por el artículo 4 de la Resolución 49 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> El ASIC determinará el valor horario de la RD a partir de la siguiente expresión:

Donde:

RDVj,h,d,m RD verificada del usuario j en la hora h del día d en el mes m.

DRDj,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.

DRDj,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.

RDVj,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:

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RDVj,h,d,m RD verificada del usuario j en la hora h del día en el mes m

DRDj,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

DRDj,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

RDVj,d,T,m RD verificada del usuario j en el día d del tipo T, en el mes m

Para efectos de la liquidación de cada comercializador c, la RD verificada, RDVc,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.

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)

Duda:


SECCIÓN 4VERIFICACIÓN DE LA REDUCCIÓN DE ENERGÍA DEL PROGRAMA DE RD

ARTÍCULO 3.16.8.8.4.3. 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.

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Duda:


SECCIÓN 5LIQUIDACIÓN

ARTÍCULO 3.16.8.8.5.4. 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.


Duda:


SECCIÓN 6MODELO DE ESTIMACIÓN DE LA LÍNEA BASE DE CONSUMO (ANEXO)

ARTÍCULO 3.16.8.8.6.1. 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.

Ct = Tt X Et XUt

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

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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.

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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)

Duda:

¿Se debe dividir en partes?


TÍTULO 10OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME (ANEXO 1)

CAPÍTULO 1DETERMINACIÓN DE LA OBLIGACIÓN DE ENERGÍA FIRME DURANTE CADA MES DEL

PERÍODO DE VIGENCIA DE LA OBLIGACIÓN

CAPÍTULO 2DETERMINACIÓN DE LA OBLIGACIÓN DIARIA DE ENERGÍA FIRME

CAPÍTULO 3DETERMINACIÓN DE LA OBLIGACIÓN HORARIA DE ENERGÍA FIRME

CAPÍTULO 4

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PRECIO DE ESCASEZ


SECCIÓN 2POR LA CUAL SE ESTABLECEN MEDIDAS PARA GARANTIZAR LA PRESTACIÓN DEL

SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA ANTE LA OCURRENCIA DE SITUACIONES EXTRAORDINARIAS QUE LO PONEN EN RIESGO

ARTÍCULO 3.16.10.4.2.1. 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.

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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).


Duda:

La vigencia de la R CREG 178/15 no fue prorrogada, según lo dispuso la R CREG 052/16 Art 1, sin embargo la R CREG 052/16 Art 2 trata sobre los efectos del traslado de la opción a comercializadores, por esta razón se mantienen los artículos 1, 3 y 4 de la R CREG 178/15, ¿es correcto?

ARTÍCULO 3.16.10.4.2.2. TRASLADO DEL COSTO DE LA OPCIÓN A COMERCIALIZADORES. <Ver Notas de Vigencia> <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.


Duda:


ARTÍCULO 3.16.10.4.2.3. CÁLCULO DE LAS GARANTÍAS POR COSTOS DE RESTRICCIONES POR LA OPCIÓN PARA PLANTAS QUE OPERAN CON COMBUSTIBLES LÍQUIDOS. <Ver Notas de Vigencia> <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.


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Duda:


SECCIÓN 3PRECIO MARGINAL DE ESCASEZ

ARTÍCULO 3.16.10.4.3.6. 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.


Duda:


CAPÍTULO 5CONTRATACIÓN DE LA AUDITORÍA PARA PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN

NUEVAS O ESPECIALES

CAPÍTULO 6RETIRO DE AGENTES DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA

TÍTULO 11SUBASTA PARA LA ASIGNACION DE OBLIGACIONES DE ENERGIA FIRME (ANEXO 2)

TÍTULO 12CÁLCULO DE LA ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD (ANEXO 3)

CAPÍTULO 1METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA ENFICC DE UNA PLANTA HIDRÁULICA

CAPÍTULO 2METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA ENFICC DE UNA PLANTA O UNIDAD TÉRMICA

CAPÍTULO 3

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METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA ENFICC DE UNA PLANTA NO DESPACHADA CENTRALMENTE

CAPÍTULO 4ÍNDICE DE INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA DE SALIDAS FORZADAS, IHF

ARTÍCULO 3.16.12.4.1. CÁLCULO INDICE DE INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA DE SALIDAS FORZADAS, IHF. <Numeral modificado por el artículo 15 de la Resolución 79 de 2006. El nuevo texto es el siguiente: >

<Incisos que establecen las condiciones para descontar el mantenimiento programado de las variables HI y HD modificados por el artículo 1 de la Resolución 153 de 2011. El nuevo texto es el siguiente:>

Los IHF se determinarán empleando la siguiente fórmula:

Donde:

IHF: Indisponibilidad histórica ForzadaHI: 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 plantaHID: Horas fuera de operación o fuera de líneaH: Constante de conversión de unidades (1 hora)CDeh: Capacidad disponible equivalente durante la hora h, la cual aplica para el

cálculo de HI y HD.

Donde:

CDh : Capacidad disponible durante la hora h

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CCRi,d,m : Compras en contratos de respaldo o en declaraciones de respaldo para la planta o unidad de generación i vigentes el día d del mes m.

ODEFRi,d,m: Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i en el día d del mes m, expresada en kilovatios-hora (kWh).

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:

CmttC: Cantidad acumulada en compras en anillos de seguridad para la planta o unidad de generación en MWh.

Cmsd,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 octubre 1 del año t hasta septiembre 30 del año t+1.

<Fórmula modificada por el artículo 3 de la Resolución 81 de 2014. El nuevo texto es el siguiente:>

Donde:

CmttP: 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.

: <Término modificado por el artículo 5 de la Resolución 114 de 2014. El nuevo texto es el siguiente:>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

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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”.

n: Número de días acumulados del año iniciando en octubre del año t hasta septiembre 30 del año t+1.

DPmsd: Declaraciones de respaldo diaria de que trata el artículo 1o de la presente resolución.

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 CmttC y CmttP 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

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<Aparte modificado por el artículo 4 de la Resolución 85 de 2007. El nuevo texto es el siguiente:> 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 siguiente tabla:

Tipo de tecnología 1er. año(1ª columna)

2o año(2a columna)

3er. año(3a columna)

Gas y Combustibles Líquidos

0.2 El menor valor entre 0.15 y el índice histórico del primer año completo de operación

El índice histórico del segundo año completo de operación

Carbón y otros combustibles no incluidos en los casos anteriores

0.3 El menor valor entre 0.2 y el índice histórico del primer año completo de operación


Hidráulicas 0.15 El menor valor entre 0.1 y el índice histórico del primer 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 y 0.1 para unidades hidráulicas;

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;

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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

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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 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)

Duda:

Según lo dispone el artículo 4 de la R CREG 081/14, "Esta resolución ... tendrá vigencia hasta la entrada en operación de la planta de regasificación", ello implica que dicha resolución es de carácter transitorio, incluida la modificación al numeral 3.4.1 del anexo de la R CREG 071/06. Cuando se cumpla el hito correspondiente será necesario modificar la resolución única, ¿que sucederá entonces con el numeral 3.4.1 aludido?

CAPÍTULO 5POR LA CUAL SE ADICIONAN Y MODIFICAN ALGUNAS DISPOSICIONES DE LA

RESOLUCIÓN CREG-071 DE 2006

ARTÍCULO 3.16.12.5.1. 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.


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Duda:

¿Está bien ubicado este artículo?, ¿Qué título se pone en el capítulo que antecede a este artículo?

CAPÍTULO 6POR EL CUAL SE DEFINE LA METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LA ENERGÍA

FIRME DE PLANTAS EÓLICAS

ARTÍCULO 3.16.12.6.1. ENERGÍA DISPONIBLE ADICIONAL. La Energía Disponible Adicional de Plantas Eólicas 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 definido en el numeral 2 del artículo 1o de la Resolución 148 de 2011.


Duda:


ARTÍCULO 3.16.12.6.2. VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS PLANTAS EÓLICAS. <Artículo modificado tácitamente por el artículo 5 de la Resolución 61 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Los mecanismos de verificación de la información de parámetros para la estimación de la ENFICC de Plantas Eólicas serán los siguientes:

i. Para la Capacidad Efectiva Neta y Factores de Conversión, el dictamen técnico deberá ser claro y sin ambigüedades al indicar los procedimientos para su medición y verificación.

ii. Para el caso de IHF se aplicará el mismo procedimiento de IHF Plantas Hidráulicas.

iii. Para el caso de la serie histórica de velocidades de viento, el Rango de Operación de la curva de diseño potencia - velocidad de viento de una planta eólica y sus respectivos límites definidos por una velocidad de viento mínima y máxima; el Consejo Nacional de Operación, CNO, diseñará un protocolo para su verificación y medición, en el término de tres meses a partir de la vigencia de esta resolución.


Duda:

La R CREG 061/15 Art 5 modificó tácita e íntegramente esta norma, ¿Es correcto?

CAPÍTULO 7POR EL CUAL SE DEFINE LA METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LA ENERGÍA

FIRME DE PLANTAS GEOTÉRMICAS

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SECCIÓN 2REQUISITOS MÍNIMOS PARA LA CONTRATACIÓN DEL DICTAMEN TÉCNICO (ANEXO)

CAPÍTULO 8POR LA CUAL SE DEFINE LA METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LA ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD, ENFICC, DE PLANTAS SOLARES

FOTOVOLTAICAS


SECCIÓN 2VALORES DEL FACTOR DE DEGRADACIÓN (ANEXO 1)

SECCIÓN 3REQUISITOS MÍNIMOS PARA LA CONTRATACIÓN DEL DICTAMEN TÉCNICO (ANEXO

2)

TÍTULO 13FORMATO PARA LA DECLARACION DE ENFICC Y ENERGIA DISPONIBLE ADICIONAL

(ANEXO 4)

TÍTULO 14VERIFICACIÓN DE LA ENFICC (ANEXO 5)

CAPÍTULO 1VERIFICACIÓN DE LA ENFICC

CAPÍTULO 2FORMATOS DE REPORTE DE LA INFORMACIÓN PARA EL CÁLCULO DE LA ENFICC


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ARTÍCULO 3.16.14.2.1.1. 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.

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 del cálculo.

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.

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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 SINEn 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.).

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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

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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(%)

<Inciso adicionado al Formato 13 por el artículo 17 de la Resolución 79 de 2006. El nuevo texto es el siguiente:> 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)

Duda:

¿Está bien agregar la sección INTRODUCCIÓN -incluye texto suelto-?

SECCIÓN 2CONTRATACIÓN DE COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA

TÍTULO 15MECANISMO DE VERIFICACIÓN DE LA INFORMACIÓN PARA LA ESTIMACIÓN DE LA

ENFICC (ANEXO 6)

ARTÍCULO 3.16.15.4. 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

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vigentes al momento de su declaración.


Duda:

¿Está bien ubicado este artículo?, hace referencia a resoluciones de carácter transitorio ¿qué parte del texto se mantiene en la resolución única?

TÍTULO 16LIQUIDACIÓN (ANEXO 7)

ARTÍCULO 3.16.16.2. 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.


Duda:


TÍTULO 17CONCILIACIÓN, LIQUIDACIÓN Y FACTURACIÓN DEL CARGO POR CONFIABILIDAD

(ANEXO 8)

CAPÍTULO 1INTRODUCCIÓN

ARTÍCULO 3.16.17.1.1. INTRODUCCIÓN. <Anexo 8 modificado por el artículo 19 de la Resolución 79 de 2006. El nuevo texto es el siguiente:> El SIC procederá a efectuar la conciliación, liquidación y facturación del Cargo por Confiabilidad de conformidad con las siguientes reglas:


Duda:


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CAPÍTULO 2CONCILIACIÓN

CAPÍTULO 3LIQUIDACIÓN Y FACTURACIÓN

TÍTULO 18MODELO DE OPTIMIZACIÓN PARA EL CÁLCULO DE LA ENFICC (ANEXO 9)

TÍTULO 19REGLAMENTO DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE

ENERGÍA FIRME (ANEXO 10)


CAPÍTULO 2REPORTE DE INFORMACIÓN

SECCIÓN 1REPORTE DE INFORMACIÓN SOBRE PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN

NUEVAS

SECCIÓN 2REPORTE DE INFORMACIÓN SOBRE PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN

EXISTENTES

SECCIÓN 3REPORTE 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

SECCIÓN 4PROHIBICIÓN DE MODIFICAR LA INFORMACIÓN DECLARADA PARA PARTICIPAR EN

UNA SUBASTA

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CAPÍTULO 3ORGANIZACION DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACION DE OBLIGACIONES DE

ENERGIA FIRME

SECCIÓN 1RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL ADMINISTRADOR DE LA SUBASTA

SECCIÓN 2RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL AUDITOR DE LA SUBASTA

SECCIÓN 3RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL SUBASTADOR

SECCIÓN 4OBLIGACIONES DE LOS AGENTES EN RELACIÓN CON EL USO DEL SISTEMA DE

SUBASTA

SECCIÓN 5SISTEMA DE SUBASTA

SECCIÓN 6MECANISMOS DE CONTINGENCIA

SECCIÓN 7CLAVES DE ACCESO AL SISTEMA DE SUBASTA

CAPÍTULO 4SUBASTA PARA LA ASIGNACION DE OBLIGACIONES DE ENERGIA FIRME


ARTÍCULO 3.16.19.4.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). <Numeral adicionado por el artículo 2 de la Resolución 102 de 2007. El nuevo texto es el siguiente:>

La subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme se regirá por las siguientes reglas generales.

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(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3)

Duda:


SECCIÓN 2HORA DE APERTURA Y DE CIERRE DE LA SUBASTA

SECCIÓN 3INICIO DE LA SUBASTA

SECCIÓN 4OFERTA DE ENFICC Y PRECIO DE APERTURA DE LA SUBASTA

SECCIÓN 5TERMINACIÓN ANTICIPADA DE LA SUBASTA

SECCIÓN 6FUNCIÓN DE OFERTA

SECCIÓN 7OFERTAS DE ENERGÍA FIRME RESPALDADAS CON PLANTAS O UNIDADES DE

GENERACIÓN EXISTENTES, EXISTENTES CON OBRA Y ESPECIALES

SECCIÓN 8INADMISIÓN Y CORRECCIÓN DE OFERTAS

SECCIÓN 9FUNCIÓN DE DEMANDA DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES

DE ENERGÍA FIRME

SECCIÓN 10EXCESO DE OFERTA AL FINAL DE LA RONDA

SECCIÓN 11REGLA DE ACTIVIDAD DE LA SUBASTA

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SECCIÓN 12TIPO DE SUBASTA Y REGLAS PARA LLEVARLA A CABO

SECCIÓN 13DETERMINACIÓN DEL PRECIO DE CIERRE DE LA SUBASTA Y DE LA ASIGNACIÓN DE

LA OBLIGACIÓN DE ENERGÍA FIRME

SECCIÓN 14CASOS ESPECIALES DEL PROCESO DE SUBASTA

ARTÍCULO 3.16.19.4.14.1. CASOS ESPECIALES DEL PROCESO DE SUBASTA. <Numeral modificado por el artículo 5 de la Resolución 30 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Para todos los efectos se define una subasta con carácter de especial cuando se cumpla al menos una de las siguientes condiciones:

a) Oferta Insuficiente: Si al inicio de la primera ronda la oferta de ENFICC, incluyendo la oferta de las plantas o unidades que informaron su retiro temporal según lo establece la regulación, no es suficiente para atender la Demanda Objetivo, con los descuentos realizados por el ASIC según la regulación, se calificará la subasta como de oferta insuficiente y se procederá a la finalización de la misma de conformidad con las disposiciones contenidas en la presente Resolución.

En este caso 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 3.6.1 de este Reglamento, será igual al valor resultante de incrementar el CE en un diez por ciento. 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 3.6.2 de este Reglamento serán remuneradas al Precio de Apertura de la subasta”.

b) Competencia insuficiente: <Literal modificado por el artículo 2 de la Resolución 42 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Si al inicio de la primera ronda ocurren simultáneamente los eventos 1) y 2) siguientes, la subasta se realizará de conformidad con la regulación vigente y será calificada como de competencia insuficiente:

1. La suma de la ENFICC declarada y verificada no asignada en obligaciones de energía para el año a subastar, de las siguientes plantas:

i) De las plantas o unidades de que trata el numeral 3.6.1 de este Reglamento; y

ii) De las plantas o unidades existentes de que trata el numeral 3.6.2. de este Reglamento, sin considerar la ENFICC adicional por obras o repotenciación;

Menos la ENFICC de las plantas o unidades con la condición de retiro temporal, es menor a M1 con los descuentos realizados por el ASIC según la regulación vigente, y

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2. La diferencia entre la oferta de ENFICC de apertura de la subasta 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 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.

En los casos en los cuales 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 3.6.1 de este Reglamento, será el valor mínimo entre el resultante de incrementar el CE en un 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 plantas o unidades de que trata el numeral 3.6.2 de este Reglamento será igual al Precio de Cierre de la subasta”.

PARÁGRAFO TRANSITORIO. Los ajustes que se requieran en el Sistema de la Subasta para incorporar la modificación incluida en esta norma se deberán efectuar y ser auditados a más tardar el 2 de mayo de 2008.

c) Participación insuficiente: Si al finalizar la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme al menos el 50% del total de las Obligaciones de Energía Firme asignadas a plantas nuevas y/o plantas o unidades de que trata el numeral 3.6.2 de este Reglamento, no se asigna a plantas o unidades representadas por agentes que individualmente tengan una participación en el mercado de la Energía Firme menor del 15% de la Demanda Objetivo del año a Subastar, la subasta será calificada como de participación insuficiente.

La participación del agente en el mercado de la Energía Firme para este caso, 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 3.6.1 de este Reglamento representadas por el mismo agente, y la Demanda Objetivo del año a subastar.

En los casos en los cuales 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 3.6.1 de este Reglamento, será el valor mínimo entre el resultante de incrementar el CE en un 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 que trata el numeral 3.6.2 de este Reglamento serán remuneradas al Precio de Cierre de la subasta.

(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.13) (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)

Duda:

El parágrafo es transitorio.

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SECCIÓN 15BANDA DE PRECIOS APLICABLES A LAS PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN

EXISTENTES, EXISTENTES CON OBRAS O ESPECIALES DE QUE TRATA EL NUMERAL 3.6.1 DE ESTE REGLAMENTO, EN LAS PRIMERAS TRES SUBASTAS

SECCIÓN 16SELECCIÓN DEL DESARROLLADOR PARA EL CASO DE UN PROYECTO CON VARIOS

DESARROLLADORES

CAPÍTULO 5POR LA CUAL SE APRUEBA EL "PROCEDIMIENTO OPERATIVO Y TÉCNICO DEL

ADMINISTRADOR DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME, OEF"


SECCIÓN 2PROCEDIMIENTO OPERATIVO Y TECNICO DEL ADMINISTRADORDE LA SUBASTA

PARA LA ASIGNACION DE OBLIGACIONESDE ENERGIA FIRME, OEF (ANEXO)

SUBSECCIÓN 1OBJETO Y DEFINICIONES

ARTÍCULO 3.16.19.5.2.1.2. MODIFICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO OPERATIVO Y TÉCNICO DEL ADMINISTRADOR DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE LAS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales del Mercado de Energía Mayorista (ASIC), en su calidad de Administrador de la Subasta, dará aplicación al Procedimiento Operativo y Técnico del Administrador de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme (OEF), aprobado mediante la Resolución CREG 039 de 2008 y a su modificación que presentó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas y que se publica anexa a esta resolución.


Duda:

¿Este artículo anuncia las modificaciones que desarrolla el anexo de la R CREG 161/11, es correcto incluirlo en la resolución única?

SUBSECCIÓN 2REPORTE Y DIVULGACIÓN DE INFORMACIÓN

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SUBSECCIÓN 4COMUNICACIÓN DURANTE LA SUBASTA

SUBSECCIÓN 5CONDICIONES OPERATIVAS DE LA SUBASTA

SUBSECCIÓN 6DEL PROCESO DE SUBASTA

SUBSECCIÓN 7REQUISITOS TÉCNICOS


TÍTULO 20PROCEDIMIENTO PARA ASIGNACIÓN DE OEF A GENERADORES QUE

REPRESENTAN PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN CON PERIODOS DE CONSTRUCCION SUPERIORES AL PERIODO DE PLANEACIÓN DE LA SUBASTA

(ANEXO 11)

TÍTULO 21REGLAMENTO 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)


CAPÍTULO 2OBJETO Y DEFINICIONES

CAPÍTULO 3

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REPORTE DE INFORMACIÓN

CAPÍTULO 4DEBERES Y RESPONSABILIDADES

CAPÍTULO 5DEL PROCESO DE ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME A

PARTICIPANTES CON GPPS

SECCIÓN 1INFORMACIÓN

SECCIÓN 2CONVOCATORIA DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO PARA GPPS

SECCIÓN 3SELECCIÓN DEL DESARROLLADOR PARA EL CASO DE UN PROYECTO CON VARIOS

DESARROLLADORES

SECCIÓN 4REPRESENTACIÓN DE LOS PARTICIPANTES EN LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO

PARA GPPS

SECCIÓN 5RECEPCIÓN Y APERTURA DE LAS OFERTAS

SECCIÓN 6CONTENIDO DE LAS OFERTAS

SECCIÓN 7INADMISIÓN DE OFERTAS

SECCIÓN 8ASIGNACIÓN, PRECIO Y RESULTADOS DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO PARA

GPPS PARA PLANTAS DEL MISMO GRUPO Q

SECCIÓN 9SUBASTA DESIERTA

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TÍTULO 22POR LA CUAL SE DICTAN NORMAS SOBRE OPERACIÓN DE LOS EMBALSES DEL

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

ARTÍCULO 3.16.22.1. USO DEL RECURSO HIDRÁULICO PARA ATENCIÓN DE LA CONSIDERADA PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD. <Artículo modificado por el artículo 5 de la Resolución 152 de 2011. El nuevo texto es el siguiente:> 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.


Duda:


LIBRO 4REGLAMENTO DE OPERACIÓN - COMPONENTE TRANSMISIÓN Y METODOLOGÍA

TARIFARIA (descripción no original)

PARTE 1POR LA CUAL SE REGLAMENTA EL 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

PARTE 2

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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


ARTÍCULO 4.2.1.2. ELEMENTOS DE EFICIENCIA EN LA EJECUCIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN DE REFERENCIA (STN) Y METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN. <Artículo modificado por el artículo 2 de la Resolución 85 de 2002. El nuevo texto es el siguiente:> 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

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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

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correspondiente.

ATUCu.c Area Típica de la Unidad Constructiva correspondiente. LasAreas Típicas serán las definidas por la CREG en resoluciónaparte.

%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

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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. <Numeral I. modificado por el artículo 1 de la Resolución 93 de 2007. El nuevo texto es el siguiente:> 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

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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. <Numeral modificado por el artículo 2 de la Resolución 93 de 2007. El nuevo texto es el siguiente:> 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. <Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 93 de 2007. El nuevo texto es el siguiente:> 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.

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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)

Duda:

En el numeral V hace referencia a la R CREG 061/00 que fue derogada expresamente por la R CREG 093/12 Art 11.

ARTÍCULO 4.2.1.7. 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.


Duda:

Hace referencia a la R CREG 012/95 que fue derogada expresamente por la R CREG 008/03 Art 26.

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ARTÍCULO 4.2.1.8. <Artículo corregido por el artículo 1 de la Resolución 8 de 2006. El nuevo texto es el siguiente:> 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

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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.


Duda:

El Consejo de Estado, Sección Tercera, en Sentencia de 2 de mayo de 2007, Expediente No. 1625711001-03-26-000-1998-05354-01(16257), Consejera Ponente Dra. Ruth Stella Correa Palacio declaró 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". La R CREG 051/98 fue incorporada en la resolución de la que hace parte este artículo.

TÍTULO 2POR EL CUAL SE APRUEBAN LA 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

PARTE 3POR LA CUAL SE ESTABLECEN 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 4.3.4. REMUNERACIÓN DE LAS INVERSIONES. <Artículo modificado por el artículo 2 de la Resolución 64 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> 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.

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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

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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.


Duda:

De la lectura de R CREG 0064/13 Art 4 se deduce que este artículo agotó su objeto, ¿es correcto?, mientras se resuelve la duda se incluye el artículo en la resolución única.

ARTÍCULO 4.3.5. 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.


Duda:

Esta es una norma de carácter transitorio, sin embargo la segunda parte del mismo se refiere a unas consecuencias que ameritan su incorporación a la resolución única, ¿es correcto incluir el artículo en la resolución única?

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PARTE 4POR LA CUAL SE MODIFICAN LOS PROCEDIMIENTOS GENERALES PARA LA

ASIGNACIÓN DE PUNTOS DE CONEXIÓN DE GENERADORES A LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN NACIONAL, SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL O SISTEMAS DE

DISTRIBUCIÓN LOCAL


TÍTULO 2PROCEDIMIENTOS DE ASIGNACIÓN DE PUNTOS DE CONEXIÓN DE GENERADORES

AL STN, STR O SDL (ANEXO)

ARTÍCULO 4.4.2.1. PROCEDIMIENTOS DE ASIGNACIÓN DE PUNTOS DE CONEXIÓN DE GENERADORES AL STN, STR O SDL (ANEXO). Los generadores que van a conectar sus plantas o unidades de generación al STN, al STR o al SDL, podrán tener en cuenta las oportunidades de conexión que periódicamente presentan los transportadores a la UPME como referencia para la elaboración de sus estudios de conexión.

A continuación se establecen los procedimientos para la asignación de puntos de conexión y capacidad de transporte disponible en el STN, STR o SDL.

1. Cuando no sea necesario ejecutar proyectos de expansión de redes remuneradas a través de cargos por uso:

1.1 Los interesados que deseen conectar sus plantas o unidades de generación al STN, STR o SDL deberán presentar, un estudio con la solicitud al Transmisor Nacional o al Operador de Red, en adelante Transportador, de acuerdo con los requisitos del Código de Redes o del Código de Distribución, según el caso. El estudio deberá incluir el análisis sobre la factibilidad técnica y financiera del proyecto.

El estudio podrá ser elaborado por el interesado, o por el Transportador a solicitud de aquel. En el caso de que el interesado haya realizado por su cuenta el estudio de factibilidad técnica de la conexión, el Transportador revisará dicho estudio adecuándolo, si es necesario, para que cumpla con los criterios establecidos en la normatividad aplicable.

1.2. El Transportador deberá emitir concepto sobre la viabilidad técnica de la conexión, en un plazo máximo de dos (2) meses contados a partir del recibo de la solicitud con el respectivo estudio, y enviar a la UPME copia del estudio con el correspondiente concepto sobre la viabilidad técnica de la conexión.

1.3. La UPME realizará el análisis de la conexión y emitirá el respectivo concepto, una vez conocidos los resultados de las subastas para la asignación de Obli gaciones de Energía Firme y ratificadas las solicitudes de conexión por parte de los interesados, dando prioridad a quienes se les haya asignado Obligaciones de Energía Firme. Los interesados deberán ratificar sus solicitudes de conexión dentro de los 15 días hábiles siguientes a la publicación

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de los resultados de la subasta. Para los años que no se programen Subastas para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme, los conceptos se emitirán durante el segundo semestre.

1.4. La UPME remitirá este concepto al Transportador para que ofrezca el punto de conexión y suscriba el respectivo Contrato de Conexión.

1.5. La capacidad de transporte asignada estará disponible y tendrá plenos efectos a partir de la fecha de puesta en servicio del proyecto de conexión.

1.6. Una vez la UPME haya remitido el concepto sobre la solicitud de conexión al STN, STR o SDL, el interesado deberá entregar a la UPME y al transportador un cronograma de actividades del proyecto de generación, junto con la “curva S” que muestre el porcentaje de avance del proyecto durante el tiempo de ejecución y, durante la etapa de construcción, presentará informes de avance cuando le sean requeridos.

1.7. A partir del cumplimiento del trámite señalado en el numeral 1.4 de este Anexo por parte de la UPME y con base en el cronograma de actividades del proyecto de generación, el Transportador y el interesado firmarán, a más tardar dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes a la fecha de la remisión del concepto por parte de la UPME, el correspondiente Contrato de Conexión.

Adicionalmente, el generador entregará al ASIC, a la fecha de la firma del Contrato de Conexión, la garantía de que trata el artículo 4o de esta resolución.

Si el generador desiste de la ejecución de su proyecto de conexión al STN, STR o SDL o el proyecto de generación no entra en operación en la fecha establecida en el Contrato de Conexión, con por lo menos el 90% de la capacidad asignada, se liberará la capacidad de transporte asignada y la UPME podrá tenerla en cuenta para emitir concepto sobre nuevas solicitudes; se hará efectiva la garantía y el ASIC destinará estos recursos y los rendimientos financieros que generen para disminuir el monto que debe ser recaudado mensualmente por concepto de cargos por uso del STN, y también para cubrir los costos financieros o de impuestos ocasionados por el manejo de dichos recursos.

El no cumplimiento del plazo para firmar el Contrato de Conexión, por parte del agente que requiere la conexión, no obligará al Transportador a mantener la capacidad de transporte asignada y esta podrá ponerse a disposición de otro solicitante.

2. Cuando sea necesario ejecutar proyectos de expansión de redes, remuneradas a través de cargos por uso:

2.1 Los interesados en conectar sus plantas o unidades de generación al STN, STR o SDL enviarán a la UPME copia del estudio sobre la factibilidad técnica y económica de la conexión, en el cual una de las alternativas de conexión analizadas debe corresponder exclusivamente a activos a cargo del generador. Cuando exista el punto de conexión el estudio debe ir acompañado de una carta del transportador donde se informe que en dicho punto no hay capacidad disponible.

2.2 La UPME realizará los análisis técnicos y económicos de la conexión, y una vez

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conocidos los resultados de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme los interesados ratificarán su solicitud de conexión, para que se definan las posibles redes de expansión requeridas dando prioridad a quienes se les haya asignado Obligaciones de Energía Firme. Los interesados deberán ratificar sus solicitudes de conexión dentro de los 15 días hábiles siguientes a la publicación de los resultados de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme. En caso de encontrar que, de acuerdo con los criterios establecidos en la normatividad vigente, los beneficios del proyecto de expansión superan los costos, la UPME recomendará su ejecución. Para los años que no se programen estas Subastas, las recomendaciones se harán durante el segundo semestre del año.

2.3. En los casos que la normatividad vigente exija ejecutar dichos proyectos a través de procesos de libre concurrencia, la entidad encargada de adelantar las respectivas convocatorias incluirá en los documentos de selección, entre otras, las siguientes condiciones de la conexión: capacidad de transporte asignada, identificación del proyecto de generación, nombre del agente a quien se le asigna dicha capacidad, y el plazo para la firma del Contrato de Conexión entre este agente y el Transportador seleccionado.

2.4. En los casos no previstos en el numeral anterior (2.3) se continuará con los pasos 1.4 a 1.7 descritos arriba.


Duda:

En este caso no se divide en artículos el anexo pues las partes 1 y 2 terminan en dos puntos, ¿es correcto?

PARTE 5METODOLOGÍA PARA LA REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL (descripción no

original)


ARTÍCULO 4.5.1.4. 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

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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.


Duda:

Incluye disposición de carácter transitorio, ¿qué parte del texto se incorpora a la resolución única?

ARTÍCULO 4.5.1.17. 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.


Duda:

El parágrafo incluye disposición de carácter transitorio, hace referencia a la R CREG 061/00 que fue derogada expresamente por la R CREG 093/12 Art 11, ¿qué parte del texto se incorpora a la resolución única?

ARTÍCULO 4.5.1.19. 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.


Duda:

de 484

Incluye disposición de carácter transitorio, ¿qué parte del texto se incorpora a la resolución única?, la R CREG 061/00 a que alude fue derogada expresamente por la R CREG 093/12 Art 11.

PARTE 6POR LA CUAL SE ESTABLECEN 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 4.6.1. 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.


Duda:

¿La transición a que alude esta resolución concluyó con la expedición de la R CREG 093/12 -según el artículo 10 de esta última a partir del 1º de abril de 2013- y en consecuencia esta resolución no debe incorporarse a la resolución única?

ARTÍCULO 4.6.3. 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:

CIMm,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

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activo k para el mes m, calculada teniendo en cuenta lo previsto en el artículo 2o de la presente resolución.

PUj,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.


Duda:

Hace referencia a la R CREG 061/00 que fue derogada expresamente por la R CREG 093/12 Art 11, ¿qué parte del texto se incorpora a la resolución única?

PARTE 7POR LA CUAL SE PRECISAN LOS MECANISMOS DE VERIFICACIÓN DE LA

INFORMACIÓN DE AOM ENTREGADA POR LOS TRANSMISORES NACIONALES PARA EL AJUSTE ANUAL DEL PORCENTAJE DE AOM A RECONOCER


TÍTULO 2FIRMAS AUDITORAS DE LA INFORMACIÓN DE AOM (ANEXO 1)

TÍTULO 3INFORME DE AUDITOR (ANEXO 2) (descripción no original)

PARTE 8POR LA CUAL SE ESTABLECEN EL REGLAMENTO PARA EL REPORTE DE EVENTOS Y EL PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA, Y SE

PRECISAN OTRAS DISPOSICIONES RELACIONADAS CON LA CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL


TÍTULO 2ANEXO GENERAL

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CAPÍTULO 1ASPECTOS GENERALES

SECCIÓN 1CONSIDERACIONES ESPECIALES

ARTÍCULO 4.8.2.1.1.1. 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)

Duda:

Alude a la R CREG 061/00 que fue derogada expresamente por R CREG 093/12 Art 11.

SECCIÓN 2ZONA EXCLUIDA DE CANO

CAPÍTULO 2REGLAMENTO PARA EL REPORTE DE EVENTOS


SECCIÓN 2ACTIVOS DEL STN A REPORTAR

SECCIÓN 3PROCEDIMIENTO PARA EL REPORTE DE EVENTOS

SECCIÓN 4RESPONSABILIDAD DEL REPORTE DE INFORMACIÓN

SECCIÓN 5

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VALIDACIÓN DE LA INFORMACIÓN

SECCIÓN 6PLAZOS

CAPÍTULO 3CÁLCULO DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA


SECCIÓN 2DEMANDA ENTREGADA

SECCIÓN 3PRONÓSTICO DE DEMANDA

SECCIÓN 4PRONÓSTICO NUEVO DE DEMANDA

SECCIÓN 5CÁLCULO DE LA ENS

SECCIÓN 6CÁLCULO DE ENS PARA EVENTOS SIMULTÁNEOS

SECCIÓN 7INFORME SOBRE ENS

PARTE 9POR LA CUAL SE ESTABLECEN LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA EJECUCIÓN DE PROYECTOS URGENTES EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL O EN LOS

SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL


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TÍTULO 2PROYECTOS URGENTES EN EL STN

TÍTULO 3PROYECTOS URGENTES EN EL STR

PARTE 10POR LA CUAL SE ADOPTAN LOS AJUSTES NECESARIOS A LA REGULACIÓN

VIGENTE PARA DAR CUMPLIMIENTO A LO ESTABLECIDO EN EL ARTÍCULO 190 DE LA LEY 1753 DE 2015, RELACIONADOS CON EL PAGO DE CONTRIBUCIONES EN EL

CARGO POR USO DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN

ARTÍCULO 4.10.1. 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.


Duda:


PARTE 11ATENCIÓN SEGURA Y CONFIABLE DE LA DEMANDA (descripción no original)

TÍTULO 1POR LA CUAL SE ESTABLECEN LOS CRITERIOS DE CONFIABILIDAD DE LA

OPERACIÓN APLICABLES PARA CONTINGENCIAS SENCILLAS, COMO PARTE DEL CÓDIGO DE OPERACIÓN

TÍTULO 2POR LA CUAL SE ESTABLECEN REGLAS ADICIONALES PARA GARANTIZAR LA

ATENCIÓN SEGURA Y CONFIABLE DE LA DEMANDA

PARTE 12POR LA CUAL SE ESTABLECEN LAS NORMAS RELACIONADAS CON LAS PÉRDIDAS

DE REFERENCIA EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL

PARTE 13

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FÓRMULAS TARIFARIAS PARA LA REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN

NACIONAL (descripción no original)

TÍTULO 1METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN DE LA TRANSMISIÓN DE ENERGÍA EN EL STN

(ANEXO GENERAL CAPÍTULO I)


ARTÍCULO 4.13.1.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). 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)

Duda:


CAPÍTULO 2CÁLCULO DEL INGRESO ANUAL

ARTÍCULO 4.13.1.2.1. 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:

IATj = CAEAj * (1 + %ANE) + VAOMj + CAETj + CAESj - OIj

de 484

Donde:

IATj: Ingreso Anual del TN j, expresado en pesos del 31 de diciembre de 2008. ($)

CAEAj: 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).

VAOMj: Valor de los gastos de AOM, para el TN j, de acuerdo con lo establecido en el numeral 1.3 de este Anexo. ($).

CAETj: Costo Anual Equivalente de Terrenos para el TN j. ($).

CAESj: Costo Anual Equivalente de Servidumbres para el TN j. Este valor corresponde al demostrado por el TN con el reporte del inventario. ($).

OIj: 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.

NUCi: Cantidad de cada UC i reportada por el TN. (Número real).

CUi: Costo Unitario de cada UC i, de acuerdo con lo establecido en el Capítulo III0 de este Anexo. ($).

PUj,i: Porcentaje remunerado al TN j mediante cargos por uso de la UC i. (porcentaje).

RPPj,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).

VUi: Vida Util de la UC i, de acuerdo con lo establecido en el Capítulo III de este Anexo. (Años).

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%R: 5,69%. Valor igual al costo real de deuda incluido en la Tasa de Retorno. (Porcentaje).

ATUCi: Area Típica de la UC i, establecida en el numeral 3.2 de este Anexo. (m2).

VCTs: Valor Catastral del metro cuadrado de Terreno de la subestación s, donde está ubicada la UC i. ($/m2).

URj: Número total de UC reportadas por el TN j.

(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I Num. 1.1)

Duda:

El artículo 87 numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994 fue modificado con posterioridad a la expedición de esta resolución, por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011, ¿se requiere algún ajuste en el texto a compilar?

CAPÍTULO 3COSTO DE REPOSICIÓN

CAPÍTULO 4VALOR DEL AOM

CAPÍTULO 5LIQUIDACIÓN MENSUAL DEL INGRESO

ARTÍCULO 4.13.1.5.1. 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

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excedan o superen los límites, en la forma definida en esta resolución.

Donde:

IMTj,m: Ingreso Mensual del TN j, para el mes m. ($).

IATj: Ingreso Anual del TN j, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 1.1 de este Anexo. ($).

IEj,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. ($).

VMCj,m: <Ver Notas de Vigencia> Valor Mensual a Compensar por el TN j, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.9 de este Anexo. ($).

IPPm-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)

Duda:

Un factor de la fórmula -Valor Mensual a Compensar por el TN j- debe calcularse según lo dispuesto por la R CREG 128/10 Arts 3 y 4, ¿qué texto se incorpora a la resolución única?

CAPÍTULO 6CARGO POR USO DEL STN

TÍTULO 2GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (ANEXO GENERAL

CAPÍTULO II)


ARTÍCULO 4.13.2.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). 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.

de 484

-- 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)

Duda:


CAPÍTULO 2VALOR DE AOM DE REFERENCIA

ARTÍCULO 4.13.2.2.3. 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.

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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)

Duda:

Alude a las Circulares CREG 021/05 y 085/08, ¿se requiere algún ajuste en el texto a compilar?

Duda:

Incluye disposición de carácter transitorio, ¿qué parte del texto se incorpora a la resolución única?

CAPÍTULO 3PORCENTAJE DE AOM GASTADO, REMUNERADO Y DE REFERENCIA

CAPÍTULO 4PORCENTAJE DE AOM A RECONOCER

ARTÍCULO 4.13.2.4.2. 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.


Duda:

¿Está bien ubicada esta resolución? - ¿Es correcto incorporar a la resolución única los artículos 1 y 7 a 10?

TÍTULO 3UNIDADES CONSTRUCTIVAS (ANEXO GENERAL CAPÍTULO III)


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ARTÍCULO 4.13.3.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). 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)

Duda:


CAPÍTULO 2VALOR DE LAS UC

CAPÍTULO 3AREAS TÍPICAS DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS DE SUBESTACIONES "ATUCS"

TÍTULO 4CALIDAD DEL SERVICIO EN EL STN (ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV)


ARTÍCULO 4.13.4.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). <Ver Notas de Vigencia> 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)

Duda:


CAPÍTULO 2CARACTERÍSTICAS DE LA CALIDAD A QUE ESTÁ ASOCIADO EL INGRESO

REGULADO DE CADA TN

CAPÍTULO 3BASES DE DATOS

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CAPÍTULO 4MÁXIMAS HORAS ANUALES DE INDISPONIBILIDAD PERMITIDAS POR ACTIVO

CAPÍTULO 5AJUSTE DE LAS MÁXIMAS HORAS ANUALES DE INDISPONIBILIDAD PERMITIDAS

POR ACTIVO

CAPÍTULO 6MEDICIÓN Y CÁLCULO DE LA INDISPONIBILIDAD DE LOS ACTIVOS DE USO DEL STN

ARTÍCULO 4.13.4.6.1. 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:

HIDm,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.

Hi,k: Duración de la indisponibilidad i-ésima para el activo k. (cantidad de horas aproximadas al segundo decimal).

CRi,k: Capacidad disponible del activo k durante la indisponibilidad i-ésima.

CNk: 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

de 484

Indisponibilidad del activo k, durante cada uno de los once meses anteriores al primer mes de aplicación, se obtendrán utilizando la siguiente fórmula:

Donde:

HIDp-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.

MHAIk: Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad, para el activo k, de acuerdo con el numeral 4.3 de este Anexo. (horas).

IDAp-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.

MIDAp-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)

Duda:

Hace referencia a la R CREG 061/00 que fue derogada expresamente por la R CREG 093/12 Art 11, ¿qué parte del texto se incorpora a la resolución única?

CAPÍTULO 7INDISPONIBILIDADES EXCLUIDAS

CAPÍTULO 8INGRESO MENSUAL REGULADO

ARTÍCULO 4.13.4.8.1. INGRESO MENSUAL REGULADO. Para el cálculo de las compensaciones establecidas en este capítulo el Ingreso Mensual Regulado para un activo k

de 484

del STN se calculará así:

IMRm,k: Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo k, durante el mes m.

NUCi: Cantidad de cada UC reportada por el TN. (Número real).

CUi: Costo Unitario de cada UC i, de acuerdo con lo establecido en el Capítulo 3 de este Anexo. ($)

URk: Número de UC que conforman el activo k. (número real).

TR: Tasa de Retorno para remuneración con la Metodología de Ingreso Regulado.

VUk: Vida útil en años, reconocida para el activo k.

PAOMRj,a: Porcentaje de AOM a reconocer calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.3 de este Anexo.

RPPk: 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.

IPPm-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)

Duda:


CAPÍTULO 9COMPENSACIONES POR VARIACIÓN EN LAS CARACTERÍSTICAS DE CALIDAD DEL SERVICIO DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL STN QUE EXCEDA O

SUPERE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS

de 484

SECCIÓN 1COMPENSACIONES POR INDISPONIBILIDADES QUE EXCEDAN LAS MÁXIMAS

HORAS ANUALES DE INDISPONIBILIDAD AJUSTADAS (MHAIA)

SECCIÓN 2REMUNERACIÓN Y COMPENSACIONES EN CASOS DE INDISPONIBILIDAD DE UN

ACTIVO POR CATÁSTROFES NATURALES O ACTOS DE TERRORISMO.

SECCIÓN 3COMPENSACIONES POR ENERGÍA NO SUMINISTRADA O POR DEJAR NO

OPERATIVOS OTROS ACTIVOS

CAPÍTULO 10VALOR MENSUAL DE LA COMPENSACIÓN

CAPÍTULO 11LÍMITE DE LOS VALORES DE LAS COMPENSACIONES

CAPÍTULO 12POR LA CUAL SE MODIFICAN TEMPORALMENTE ALGUNOS ASPECTOS DE LAS

RESOLUCIONES CREG QUE REGULAN LA CALIDAD DEL SERVICIO Y EL SUMINISTRO DE INFORMACIÓN, CON MOTIVO DEL EVENTO OCURRIDO EN EL

MUNICIPIO DE MOCOA, DEPARTAMENTO DEL PUTUMAYO, EL 31 DE MARZO DE 2017

TÍTULO 5CONTENIDO DE LA SOLICITUD (ANEXO GENERAL CAPÍTULO V)

TÍTULO 6POR EL CUAL SE APRUEBA LA 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 4.13.6.1. 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

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Bahía Línea Barra Doble + By-pass 2 bahías


Duda:

La R CREG 026/99 a que alude agotó su objeto por ser una norma de carácter transitorio - ¿Está vigente?

ARTÍCULO 4.13.6.2. 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.

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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.


Duda:

¿Está vigente?

ARTÍCULO 4.13.6.3. <Artículo modificado por el artículo 22 de la Resolución 14 de 2004. El nuevo texto es el siguiente:> 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.


Duda:

La R CREG 031/97 a que alude agotó su objeto por cambio de vigencia de las fórmulas tarifarias; esta resolución fue derogada tácitamente por la R CREG 119/07, salvo algunos apartes - ¿Está vigente?

ARTÍCULO 4.13.6.4. LIQUIDACIÓN DE CARGOS CORRESPONDIENTES A LA VARIANTE DE LÍNEA ENTRE LA SUBESTACIÓN GUATAPÉ Y LA LÍNEA SAN CARLOS

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– 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.


Duda:

Hay duda sobre la vigencia de la R CREG 147/01 a que alude.

Duda:


LIBRO 5REGLAMENTO DE OPERACIÓN - COMPONENTE DISTRIBUCIÓN Y METODOLOGÍA

TARIFARIA (descripción no original)

PARTE 1POR LA CUAL SE ESTABLECE EL REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA, COMO PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

TÍTULO 1ADOPCIÓN

ARTÍCULO 5.1.1.1. 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)

Duda:

¿Está bien ubicada la parte que antecede este título? - Se trata del Reglamento de Distribución que regula la actividad de Transmisión Regional y/o Distribución Local de Energía Eléctrica, complementa el Código de Redes.

TÍTULO 2REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (ANEXO GENERAL)

CAPÍTULO 1

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INTRODUCCIÓN

CAPÍTULO 2PRINCIPIOS Y ÁMBITO DE APLICACIÓN DEL REGLAMENTO

CAPÍTULO 3PLAN DE EXPANSIÓN

SECCIÓN 1OBJETIVO

SECCIÓN 2RESPONSABILIDAD POR LA EXPANSIÓN DE LOS STR'S O SDL'S

SECCIÓN 3CRITERIOS PARA DESARROLLAR LA PLANEACIÓN DE LA EXPANSIÓN DE LOS OR'S

SECCIÓN 4PROCEDIMIENTOS Y METODOLOGÍAS

CAPÍTULO 4CONDICIONES DE CONEXIÓN

SECCIÓN 1OBJETIVO

SECCIÓN 2CRITERIOS TÉCNICOS DE DISEÑO

SECCIÓN 3ESPECIFICACIONES DE DISEÑO

SECCIÓN 4PROCEDIMIENTO PARA LA CONEXIÓN DE CARGAS


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ARTÍCULO 5.1.2.4.4.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). 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)

Duda:

¿Está bien agregar la subsección INTRODUCCIÓN -incluye texto suelto-?

SUBSECCIÓN 2SOLICITUD DE FACTIBILIDAD DEL SERVICIO Y PUNTOS DE CONEXIÓN

ARTÍCULO 5.1.2.4.4.2.1. SOLICITUD DE FACTIBILIDAD DEL SERVICIO Y PUNTOS DE CONEXIÓN. <Ver Notas de Vigencia> El OR está en la obligación de ofrecer al Usuario un punto de conexión factible a su Sistema cuando éste lo solicite y garantizará el libre acceso a la red. Para tal efecto, el Usuario deberá informar sobre la localización del inmueble, la potencia máxima requerida y el tipo de carga. El OR tendrá un plazo máximo de siete (7) días hábiles para certificar la factibilidad del punto de conexión, con el fin de que el Usuario proceda a realizar el diseño de su instalación. El OR podrá especificar un nivel de tensión de conexión diferente al solicitado por el Usuario por razones técnicas debidamente sustentadas.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.4.1)

Duda:

Modificación parcial por R CREG 156/11 según establece Art 60, ¿modificado por R CREG 156/11 Art 26?, ¿qué texto se incorpora a la resolución única?

SUBSECCIÓN 3SOLICITUD DE CONEXIÓN

SUBSECCIÓN 4PLAZOS Y PROCEDIMIENTOS PARA LA APROBACIÓN O IMPROBACIÓN DE LAS

SOLICITUDES DE CONEXIÓN POR PARTE DEL OR

ARTÍCULO 5.1.2.4.4.4.1. PLAZOS Y PROCEDIMIENTOS PARA LA APROBACIÓN O IMPROBACIÓN DE LAS SOLICITUDES DE CONEXIÓN POR PARTE DEL OR. <Ver Notas del Editor> El OR tendrá los siguientes plazos máximos para dar respuesta aprobando o improbando las

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solicitudes de conexión de cargas: Para Nivel I: Siete (7) días hábiles Para Nivel II: Quince (15) días hábiles Para Nivel III: Quince (15) días hábiles Para Nivel IV: Veinte (20) días hábiles En algunos casos, para conexiones en los niveles de tensión II, III o IV, el plazo para aprobar o improbar la conexión podrá ser mayor al aquí establecido, cuando el OR necesite efectuar estudios que requieran de un plazo mayor. En este caso, el OR informará al Usuario de la necesidad de efectuar tales estudios y el plazo que tomará la aprobación o improbación de la solicitud de conexión, sin que este plazo pueda exceder de tres (3) meses. La aprobación del proyecto por parte del OR no exonera de responsabilidad al diseñador por errores ú omisiones que afecten el STR y/o SDL en el cual opera el OR. El OR no podrá negar el acceso al servicio. En el evento de que la confiabilidad y calidad requeridas por el Usuario sean superiores a los estándares establecidos en este Reglamento y para mejorarlas se requieran obras de infraestructura para reforzar el STR y/o SDL que opera el OR, el pago de los costos que resulten serán asumidos por el Usuario. <Ver Notas de Vigencia> La solicitud y planos aprobados para la conexión deberán tener una vigencia mínima de un (1) año.


Duda:

Modificación parcial por R CREG 156/11 según establece Art 60, ¿modificado por R CREG 156/11 Art 30?, ¿qué texto se incorpora a la resolución única? - ¿Modificado por R CREG 097/08 Art 13 Par 2?

SUBSECCIÓN 5EJECUCIÓN DE LAS OBRAS DE CONEXIÓN

ARTÍCULO 5.1.2.4.4.5.1. EJECUCIÓN DE LAS OBRAS DE CONEXIÓN. Las obras de infraestructura requeridas por el Usuario deberán ser realizadas bajo su responsabilidad. No obstante, previo acuerdo entre el Usuario 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. <Ver Notas de Vigencia> Las instalaciones internas son responsabilidad de los Usuarios y deberán cumplir las condiciones técnicas que aseguren que las mismas no afecten la seguridad del STR y/o SDL, ni de otros Usuarios. Las Redes de Uso General que se requieran para la conexión del Usuario son

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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 Usuario, tales obras podrán ser realizadas por el Usuario; en este caso, se aplicará lo dispuesto en al Capítulo 9 del presente Reglamento. En el caso de nuevas Redes de Uso General realizadas por el Usuario, éste deberá presentar ante el OR un instrumento financiero que garantice el cumplimiento de las normas técnicas establecidas en este Reglamento, por un monto igual al veinte por ciento (20%) de las obras y por un período de cinco (5) años a partir de la puesta en servicio de los activos correspondientes.


Duda:

Modificación parcial por R CREG 156/11 según establece Art 60, ¿modificado por R CREG 156/11 Art 32?, ¿qué texto se incorpora a la resolución única?

SUBSECCIÓN 6CONTRATO DE CONEXIÓN

SUBSECCIÓN 7PUESTA EN SERVICIO DE LA CONEXIÓN

ARTÍCULO 5.1.2.4.4.7.1. PUESTA EN SERVICIO DE LA CONEXIÓN. <Ver Notas de Vigencia>

Previo a la puesta en servicio de una conexión, el OR deberá 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 deteriorarán la calidad de la potencia suministrada a los demás Usuarios. <Ver Notas de Vigencia> El Usuario deberá coordinar con el OR la realización de las pruebas y maniobras que se requieran para la puesta en servicio de la conexión. 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 por un nuevo Usuario, o por la ampliación de la capacidad de un Usuario 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.

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Previo a la puesta en servicio de la conexión, el Usuario, en los casos en que haya más de un Comercializador ofreciendo servicios en ese mercado, informará al OR, sobre el nombre del Comercializador que ha seleccionado para que le suministre el servicio.


Duda:

Modificación parcial por R CREG 156/11 según establece Art 60, ¿modificado por R CREG 156/11 Art 33?, ¿qué texto se incorpora al a resolución única? - ¿Modificación por R CREG 038/14 según establece Art 45?

SECCIÓN 5PROCEDIMIENTO PARA LA CONEXIÓN DE GENERACIÓN

SUBSECCIÓN 1INTRODUCCIÓN

ARTÍCULO 5.1.2.4.5.1.1. 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.


Duda:

¿Está bien agregar la subsección INTRODUCCIÓN -incluye texto suelto-? - La R CREG 030/96 a que se refiere este numeral fue sustituida expresamente por R CREG 106/06 Art 7.

SUBSECCIÓN 2PROCEDIMIENTO PARA LAS SOLICITUDES DE CONEXIÓN

SUBSECCIÓN 3OTROS REQUISITOS PARA SOLICITAR LA APROBACIÓN DE UNA CONEXIÓN

SUBSECCIÓN 4PLAZOS Y PROCEDIMIENTOS PARA LA APROBACIÓN O IMPROBACIÓN DE LAS

SOLICITUDES DE CONEXIÓN POR PARTE DEL OR

SUBSECCIÓN 5EJECUCIÓN DE LAS OBRAS DE CONEXIÓN

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SUBSECCIÓN 6CONTRATO DE CONEXIÓN

SUBSECCIÓN 7PUESTA EN SERVICIO DE LA CONEXIÓN

CAPÍTULO 5OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL Y/O DISTRIBUCIÓN

LOCAL

SECCIÓN 1OBJETIVO

SECCIÓN 2PLANEAMIENTO OPERATIVO

SECCIÓN 3SUPERVISIÓN OPERATIVA

SECCIÓN 4MANEJO OPERATIVO DE CARGA

SECCIÓN 5INFORMACIÓN OPERACIONAL


ARTÍCULO 5.1.2.5.5.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). 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.


Duda:

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¿está bien agregar la subsección INTRODUCCIÓN -incluye texto suelto-?

SUBSECCIÓN 2INFORMACIÓN SOBRE PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS - MANUAL DE OPERACIÓN

SUBSECCIÓN 3SISTEMA DE INFORMACIÓN TOPOLÓGICO

SUBSECCIÓN 4INFORMACIÓN SOBRE OCURRENCIA DE EVENTOS

ARTÍCULO 5.1.2.5.5.4.2. 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. <Ver Notas de Vigencia> 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)

Duda:

Modificación parcial por R CREG 156/11 según establece Art 60, ¿modificado por R CREG 156/11 Art 24?, ¿qué texto se incorpora en la resolución única?

CAPÍTULO 6PROPIEDAD DE ACTIVOS DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL Y/O

DISTRIBUCIÓN LOCAL

SECCIÓN 1PROPIEDAD DE ACTIVOS DE LOS STR Y/O SDL

SECCIÓN 2NUEVOS OR'S

SECCIÓN 3DERECHO A LA PROPIEDAD DE ACTIVOS EN UN STR Y/O SDL

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CAPÍTULO 7MODIFICACIONES Y ACTUALIZACIONES DEL REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN Y

SOLUCIÓN CONTROVERSIAS

TÍTULO 3SISTEMA DE INFORMACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN (ANEXO RD-1)

CAPÍTULO 1INFORMACIÓN SOBRE CARACTERÍSTICAS DE LA RED


ARTÍCULO 5.1.3.1.1.1. 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)

Duda:


SECCIÓN 2GENERADORES

SECCIÓN 3SISTEMA DE TRANSMISIÓN REGIONAL

CAPÍTULO 2INFORMACIÓN PARA EL PLAN DE EXPANSIÓN

CAPÍTULO 3INFORMACIÓN SOBRE CONEXIONES DE CARGA

CAPÍTULO 4INFORMACIÓN SOBRE CONEXIONES DE GENERADORES

CAPÍTULO 5

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INFORMACIÓN SOBRE CALIDAD DEL SERVICIO

TÍTULO 4NORMAS OPERATIVAS PARA CONSIGNACIÓN DE CIRCUITOS (ANEXO RD-2)

PARTE 2POR LA CUAL SE REGLAMENTA EL TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR

LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL Y DISTRIBUCIÓN LOCAL

PARTE 3REGULACIÓN SOBRE INSTALACIÓN DE EQUIPOS EN REDES PROPIAS O DE

TERCEROS PARA ELIMINAR RESTRICCIONES

PARTE 4POR LA CUAL SE MODIFICAN LAS NORMAS DE CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA APLICABLES A LOS SERVICIOS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA

ARTÍCULO 5.4.1. EQUIPOS DE MEDICIÓN. <Artículo modificado por el artículo 2 de la Resolución 16 de 2007. El nuevo texto es el siguiente:> 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

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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.


Duda:

La R CREG 082/02 a que alude fue sustituida tácitamente según se deduce de lo dispuesto por la R CREG 097/08 Art 23.

ARTÍCULO 5.4.2. PLAN PARA INSTALAR EL SISTEMA DE MEDICIÓN Y REGISTRO. <Artículo modificado por el artículo 3 de la Resolución 16 de 2007. El nuevo texto es el siguiente:> 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.


Duda:


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ARTÍCULO 5.4.6. REPORTE VALORES DE INDICADORES. <Ver Notas de VIgencia> 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. <Frase modificada por el artículo 3 de la Resolución 110 de 2005. El nuevo texto es el siguiente:> El estudio de diagnóstico preliminar durará 27 semanas, contadas a partir del 31 de julio de 2006.


Duda:

¿Todo el artículo es de carácter transitorio, o únicamente la frase "El estudio de diagnóstico preliminar durará 27 semanas, contadas a partir del 31 de julio de 2006"?

ARTÍCULO 5.4.7. LÍMITES DEL PST. <Artículo modificado tácitamente por el artículo 6 de la Resolución 16 de 2007. El nuevo texto es el siguiente:> 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.


Duda:

¿Es una norma de carácter transitorio?

PARTE 5POR LA CUAL SE ESTABLECEN LAS ÁREAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA -ADD-

ARTÍCULO 5.5.5. DETERMINACIÓN DE LOS INGRESOS DE CADA OR. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 68 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> 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:

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Donde:

IngADDn,m,a: Ingresos del ADD a en el mes m, en el nivel de tensión n.

DtUNn,m,a: Cargo por Uso Único del Nivel de Tensión n aplicado en el mes m en el ADD a.

CD4,R,m,k: Cargo del Nivel de Tensión 4 ($/kWh), del STR R, para el mes m en el año k.

PRn,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.

EFj,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.

IngRj,n,m: Ingresos Reconocidos al OR j, en el Nivel de Tensión n, del mes m.

Dtj,n,m,k: Cargo por Uso del OR j, del Nivel de Tensión n, correspondiente al mes m del año k.

DIn,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 DtUNn,m,a del mes m.

n: Nivel de Tensión 3, 2 o 1.

IngORj,n,m: Ingresos del OR j, en el Nivel de Tensión n, del mes m.

CDIj,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.

IPPm-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.

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IPPo: 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.

EFj,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.


Duda:


ARTÍCULO 5.5.7. TRANSICIÓN. <Artículo modificado por el artículo 2 de la Resolución 116 de 2010. El nuevo texto es el siguiente:> 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

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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

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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:

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Dn,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.

Don: 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)

IPPm-1: Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes anterior al mes m de prestación del servicio.

IPPs: 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:

DtUNTDn,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.

Dtn,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.

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IDefn,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.

Dj,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.

EFEn,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.

EFDn,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

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momento de cálculo de la transición, según las siguientes expresiones:

Con:

DtUNn,m,a: Cargo por Uso Único del Nivel de Tensión n, calculado para el mes m en la ADD a

Dtn,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.


Duda:


Duda:

¿Ya culminó la transición de que trata este artículo?, ¿qué texto se mantiene en la resolución única?

PARTE 6CARGOS POR USO DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN



ARTÍCULO 5.6.1.1. CRITERIOS GENERALES. La metodología que se aplicará para el cálculo de los 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 cargos de los Sistemas de Distribución Local variarán según los índices de calidad del servicio prestado.

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b) Para tener en cuenta las mejoras en productividad, los cargos del 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, mediante los mismos activos que son objeto de remuneración a través de ésta metodología.

c) Los cargos de los Sistemas de Transmisión Regional y de los Sistemas de Distribución Local, diferentes al Nivel de Tensión 1, se determinarán a partir de los inventarios de los OR, de acuerdo con las UC que se presentan en el CAPÍTULO V del Anexo General de la presente Resolución. Los OR podrán presentar UC especiales no contempladas para lo cual deberán suministrar la información correspondiente dentro de la respectiva actuación administrativa.

d) Los costos anuales de los Sistemas de Transmisión Regional se determinarán a partir de los activos de uso pertenecientes al Nivel de Tensión 4 y de las conexiones al STN de los OR.

e) Los cargos máximos de los Sistemas de Distribución Local se determinarán a partir de los activos de uso pertenecientes a los Niveles de Tensión 3 y 2 y de los pagos de cargos por uso entre OR en dichos niveles.

f) Los Cargos máximos del Nivel de Tensión 1 se determinarán de acuerdo con la metodología que se presenta en el CAPÍTULO III del Anexo General de la presente Resolución.

g) Los usuarios que sean propietarios de Activos del Nivel de Tensión 1, o que pertenezcan a una propiedad horizontal propietaria de dichos activos, pagarán cargos de este nivel de tensión, descontando la parte del cargo que corresponda a la inversión.

h) Los usuarios conectados al Nivel de Tensión 1 de barrios subnormales pagarán cargos del Nivel de Tensión 2 o 3 dependiendo del Nivel de Tensión donde se encuentre conectado el transformador de distribución secundaria..

i) Los costos y cargos que remuneran los activos de uso podrán ser actualizados a lo largo del período tarifario según lo dispuesto en esta resolución.

j) Cuando un OR se conecte al sistema de otro OR en cualquier Nivel de Tensión igual o inferior al 3, al Operador que está tomando energía del sistema se le considerará como un usuario del otro OR y, en tal caso, deberá pagar hasta el Cargo Máximo del Nivel de Tensión correspondiente (CAPÍTULO III del Anexo General de la presente Resolución).

k) El comercializador cobrará al Usuario los Cargos por Uso del Nivel de Tensión donde se encuentre conectado directa o indirectamente su sistema de medición.

l) Los Cargos por Uso del OR, resultantes de aplicar la metodología contenida en esta Resolución, remunerarán el uso de la infraestructura necesaria para llevar la energía eléctrica desde los puntos de conexión del OR 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 STR o SDL, ni las pérdidas de energía que se presentan en los activos de conexión.

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m) Un Operador de Red 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 143 de la Ley 1151 de 2007.

n) 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 y pague por ello.

o) 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 de SDL.

p) Los comercializadores aplicarán cargos por uso de 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 el 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.

q) Los cargos máximos aprobados por parte de la Comisión estarán sujetos al régimen de libertad regulada.

r) Los ingresos que perciben los OR por concepto de contratos de capacidad de respaldo serán tenidos en cuenta en la próxima revisión tarifaria.


Duda:

¿Está bien ubicada la parte que antecede a este artículo bajo la actividad DISTRIBUCIÓN?

ARTÍCULO 5.6.1.2. INFORMACIÓN BASE PARA EL CÁLCULO DE LOS COSTOS Y LOS CARGOS. Para la aprobación de los costos y los cargos de un OR se tendrá en cuenta, principalmente, la siguiente información:

1. Inventarios de activos de uso del Nivel de Tensión 4 y Activos de Conexión del OR al STN, remunerados mediante cargos por uso, operados por el OR.

2. Inventarios de activos de uso y activos de conexión al STR o SDL, remunerados mediante cargos por uso, operados por el OR en los Niveles de Tensión 3 y 2 y reportados a la CREG, y que hayan entrado en operación a la Fecha de Corte.

3. Identificación de las UC operadas por el OR cuyo valor no debe incluirse en el cálculo de

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los cargos 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 143 de la Ley 1151 de 2007.

4. Áreas de los terrenos donde están ubicadas las subestaciones junto con su valor catastral.

5. Energía transportada en cada uno de los Niveles de Tensión, durante los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte, de acuerdo con el CAPÍTULO IX del Anexo General de la presente Resolución.

6. Energía registrada en todas las fronteras comerciales, durante los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte.

7. Energía vendida por Nivel de Tensión, en cada Mercado de Comercialización, durante los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte, reportada al SUI. Para Nivel de Tensión 1 se descontará la energía vendida en los barrios subnormales que deberá ser informada por el OR en su solicitud, aclarando si dicha energía se encuentra o no incluida en la reportada al SUI.

8. Información sobre las inversiones en Nivel de Tensión 1, obtenida a partir de las muestras estadísticas reportadas por cada OR.

9. Información de los transformadores con secundario de Nivel de Tensión 1, reportados al SUI en la base de datos de indicadores de calidad a la Fecha de Corte, excluyendo los que atienden usuarios de barrios subnormales. Estos activos a excluir deben ser identificados y reportados por el OR en su solicitud.

10. Información contable reportada al SUI para los cuatro años calendario que finalizan en la Fecha de Corte.

11. Información de indicadores de calidad registrada en el SUI, para los dos años calendario que finalizan en la Fecha de Corte.

12. Información sobre eventos en los activos del STR reportados por los OR.

13. Ingresos por la explotación de la infraestructura remunerada a través de cargos por uso, en otras actividades diferentes a la de distribución de energía eléctrica, durante los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte.

PARÁGRAFO. 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.


Duda:

El numeral 3 del artículo 3 alude al artículo 143 de la Ley 1151 de 2007 que fue derogado expresamente por el artículo 276 de la Ley 1450 de 2011, ¿qué texto se incorpora en la resolución única?

ARTÍCULO 5.6.1.17. VIGENCIA DE LOS CARGOS. Los costos y cargos por uso de los STR

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y SDL que defina la Comisión estarán vigentes desde la fecha en que quede en firme la resolución que los apruebe 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.

PARÁGRAFO 1. <Parágrafo 1o. modificado por el artículo 1 de la Resolución 135 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Los Operadores de Red deberán someter a aprobación de la Comisión a más tardar el 10 de noviembre de 2008, con base en la metodología aquí establecida, el estudio de los cargos aplicables para el presente periodo tarifario.

PARÁGRAFO 2. Una vez enviada la información, la CREG ordenará al OR publicar en un diario de amplia circulación, en la zona donde presta el servicio, o en uno de circulación nacional, un resumen del estudio de cargos que se presentó a la Comisión, con el fin de que los terceros interesados puedan intervenir en la actuación administrativa. El OR deberá enviar a la Comisión copia del aviso de prensa respectivo. El resumen deberá contener como mínimo la información contenida en el CAPÍTULO VIII del Anexo General de la presente Resolución.

PARÁGRAFO 3. Vencido el período de vigencia de los cargos por uso que apruebe la Comisión, éstos continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos.


Duda:

Menciona un plazo de 5 años a partir de la vigencia de esta resolución, como vigencia de los costos y cargos por uso de los STR y SDL, ¿esta resolución debe incorporarse en la resolución única?

TÍTULO 2LIQUIDACIÓN, FACTURACIÓN Y PUBLICACIÓN DE CARGOS POR USO POR EL LAC


ARTÍCULO 5.6.2.3. 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.


Duda:

¿Están bien ubicados este artículo y los 2 siguientes?

PARTE 7POR LA CUAL SE PRECISAN LOS MECANISMOS DE VERIFICACIÓN DE LA

INFORMACIÓN DE AOM ENTREGADA POR LOS OPERADORES DE RED PARA EL AJUSTE ANUAL DEL PORCENTAJE DE AOM A RECONOCER

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ARTÍCULO 5.7.1.7. ARTÍCULO TRANSITORIO. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 90 de 2010. El nuevo texto es el siguiente:> 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.


Duda:

El primer inciso es de carácter transitorio, solo se incluye en la resolución única el segundo inciso, ¿es correcto?

TÍTULO 2FIRMAS AUDITORAS DE LA INFORMACIÓN DE AOM (ANEXO 1)

TÍTULO 3INFORME DE AUDITOR (ANEXO 2) (descripción no original)

PARTE 8POR LA CUAL SE ESTABLECE LA METODOLOGÍA PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LOS PLANES DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS EN LOS SISTEMAS DE

DISTRIBUCIÓN LOCAL

TÍTULO 1INTRODUCCIÓN

ARTÍCULO 5.8.1.6. PLAZO PARA LA PRESENTACIÓN DE LOS PLANES DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS. <Numeral modificado por el artículo 6 de la Resolución 31 de 2012. El nuevo texto es el siguiente:> 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 CPROGj,m será igual a cero y la variable Pj,1 se determinará según lo establecido en el numeral 5.2.2 del anexo 5 de la presente resolución.

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Duda:

Incluye una disposición de carácter transitorio, sin embargo las consecuencias trascienden, ¿qué texto se incorpora en la resolución única?

PARTE 9POR LA CUAL SE ESTABLECEN EL REGLAMENTO PARA EL REPORTE DE EVENTOS Y EL PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA, Y SE

PRECISAN OTRAS DISPOSICIONES RELACIONADAS CON LA CALIDAD DEL SERVICIO EN LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL



CAPÍTULO 1ASPECTOS GENERALES

SECCIÓN 1CONSIDERACIONES ESPECIALES

SECCIÓN 2ZONA EXCLUIDA DE CANO

CAPÍTULO 2REGLAMENTO PARA EL REPORTE DE EVENTOS

CAPÍTULO 3CÁLCULO DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA


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SECCIÓN 2DEMANDA ENTREGADA

SECCIÓN 3PRONÓSTICO DE DEMANDA

SECCIÓN 4PRONÓSTICO NUEVO DE DEMANDA

SECCIÓN 5CÁLCULO DE LA ENS

SECCIÓN 6INFORME SOBRE ENS

PARTE 10POR LA CUAL SE ESTABLECEN LOS PROCEDIMIENTOS QUE SE DEBEN SEGUIR

PARA LA EXPANSIÓN DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL MEDIANTE PROCESOS DE SELECCIÓN


TÍTULO 2EXPANSIÓN DEL STR

TÍTULO 3PROCESOS DE SELECCIÓN

TÍTULO 4EJECUCIÓN DE LA EXPANSIÓN EN EL STR

ARTÍCULO 5.10.4.3. 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

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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.


Duda:

Incluye parágrafo transitorio que se elimina.

TÍTULO 5OTROS

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PARTE 11POR LA CUAL SE ESTABLECEN LOS CRITERIOS Y CONDICIONES PARA LA

REALIZACIÓN DE LAS AUDITORÍAS A LA INFORMACIÓN DEL ESQUEMA DE CALIDAD DEL SERVICIO EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN LOCAL



CAPÍTULO 1ASPECTOS A VERIFICAR EN LA AUDITORÍA

CAPÍTULO 2REQUISITOS DEL AUDITOR

ARTÍCULO 5.11.2.2.5. 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.


Duda:

¿Están bien ubicados este artículo y el siguiente?

CAPÍTULO 3PROCESO DE SELECCIÓN DEL AUDITOR

CAPÍTULO 4DESARROLLO DE LA AUDITORÍA

CAPÍTULO 5CUESTIONARIOS

PARTE 12POR LA CUAL SE ESTABLECEN LAS CONDICIONES DE CALIDAD, OPERACIÓN Y

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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


ARTÍCULO 5.12.1.10. 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.


Duda:

Incluye disposición de carácter transitorio, ¿que texto se incorpora a la resolución única?

TÍTULO 2ACUERDOS SOBRE USO DE INFRAESTRUCTURA DE ENERGÍA ELÉCTRICA (ANEXO

1)

TÍTULO 3CONDICIONES TÉCNICAS A OBSERVAR PARA LA COMPARTICIÓN DE

INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA (ANEXO 2)

CAPÍTULO 1CONSIDERACIONES GENERALES

CAPÍTULO 2SOLICITUD

CAPÍTULO 3REDES DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN LOCAL (SDL)

CAPÍTULO 4REDES DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL Y NACIONAL, STR Y STN

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PARTE 13CARGOS POR USO DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL Y

DISTRIBUCIÓN LOCAL (descripción no original)

TÍTULO 1CONFORMACIÓN DE STR (ANEXO GENERAL CAPÍTULO I)

ARTÍCULO 5.13.1.1. CONFORMACIÓN DE STR (ANEXO GENERAL CAPÍTULO I). Se conforman dos (2) STR con los Activos de Conexión del OR al STN y el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, en el Nivel de Tensión 4, de los OR enumerados en cada uno de ellos.

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO I)

Duda:

Bajo esta parte se incorpora únicamente el Capítulo I, el resto del anexo general se incluye bajo el libro FÓRMULAS TARIFARIAS EN ZONAS INTERCONECTADAS, ¿esto es correcto?

TÍTULO 2CÁLCULO DE COSTOS ANUALES (ANEXO GENERAL CAPÍTULO II)

CAPÍTULO 1DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS ANUALES POR EL USO DE LOS ACTIVOS DE LOS

NIVELES DE TENSIÓN 4, 3 Y 2


ARTÍCULO 5.13.2.1.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). Para cada uno de los Niveles de Tensión 4, 3 y 2 de los STR o SDL, se determinarán los siguientes costos anuales, en pesos de diciembre de 2007, de conformidad con las siguientes disposiciones:

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO II Num. 2.1)

Duda:


SECCIÓN 2COSTO ANUAL EQUIVALENTE DE ACTIVOS DE USO (CAAEJ,N)

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ARTÍCULO 5.13.2.1.2.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). El Costo Anual Equivalente de los Activos de Uso se determinará a partir de:

Los inventarios de Activos en Operación a la Fecha de Corte reportados por los OR a la CREG en la solicitud de cargos, clasificados según el listado de UC que se presenta en el CAPÍTULO V de este Anexo y las UC especiales sometidas a consideración de la Comisión. En particular, se deben identificar los activos operados por el OR cuyo valor no debe incluirse en el cálculo de los cargos 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 143 de la Ley 151 <sic, es 1151> de 2007.

La valoración de las UC reportadas, utilizando el Costo Reconocido y la vida útil que se establecen en el CAPÍTULO V de este Anexo. Los terrenos asociados con cada subestación reportados por el OR a la CREG, conjuntamente con la solicitud de aprobación de que trata el Artículo 4 de la presente Resolución, indicando para cada terreno su área (m2) y valor catastral total (en pesos de diciembre de 2007). Para el Nivel de Tensión 4 se considerarán los siguientes activos:

Los activos incluidos en el inventario del OR conforme a la metodología prevista en la Resolución CREG 082 de 2002, que se encuentren en operación a la fecha de presentación de la nueva solicitud de aprobación de costos,

Las actualizaciones aprobadas por la Comisión en cumplimiento del Artículo 6 de la Resolución CREG 082 de 2002, Los activos que a la Fecha de Corte tenían la aprobación correspondiente de la UPME y se encontraban en operación, Las UC Sistema de Control de la Subestación y Protección Diferencial que se encontraban en operación a la Fecha de Corte. El costo anual equivalente de los activos de uso para cada Nivel de Tensión se determina así:

CAAEj,n: Costo Anual Equivalente de los Activos de Uso en el Nivel de Tensión n, para el Operador de Red j. De acuerdo con lo establecido en el Artículo 1 de esta resolución, los

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activos de Conexión al STN se incluirán dentro del costo anual para remunerar los Activos de Nivel de Tensión 4.

NRj,n: Número total de UC del Nivel de Tensión n, reportadas por el OR j.

CRi: Costo Reconocido para la UC i, reportada por el OR j, con los valores establecidos en el CAPÍTULO V de este Anexo y teniendo en cuenta el porcentaje de reconocimiento previsto en el literal b del numeral 4.3 de este Anexo.

PUj,i: Fracción del costo de la UC i, que es remunerada vía cargos por uso al OR j.

RPPj,i: Esta fracción se calcula 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.

r: Tasa de Retorno para la remuneración con la Metodología de Ingreso Regulado o con la Metodología de Precio Máximo, según corresponda.

Vi: Vida útil en años, reconocida para la UC i.

CASNj: Costo Anual de las UC que no se asocian con un Nivel de Tensión específico, para el OR j. Este costo se determina según lo establecido en el numeral 2.1.1.1 de este Anexo.

Nsj: Número total de Niveles de Tensión (máximo 4), para los cuales el OR j opera activos de uso.

Dsj,n: Variable que toma los valores 1 ó 0. Su valor es 1 cuando el OR j reporta activos de uso para el Nivel de Tensión n.

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO II Num. 2.1.1)

Duda:

¿Está bien agregar la sub-subsección INTRODUCCIÓN -incluye texto suelto-?

Duda:

En teoría la R CREG 097/08 sustituye tácitamente la R CREG 082/02, sin embargo esta última es mencionada en este texto, ¿alguna parte de la misma mantiene su vigencia con posterioridad a la expedición de la R CREG 097/08?

SUBSECCIÓN 2COSTO ANUAL DE UC QUE NO SE ASOCIAN CON UN NIVEL DE TENSIÓN

ESPECÍFICO (CASNJ)

SECCIÓN 3

de 484

COSTO ANUAL DE TERRENOS (CATJ,N)

ARTÍCULO 5.13.2.1.3.1. COSTO ANUAL DE TERRENOS (CATJ,N). Este costo se calcula para cada Nivel de Tensión de acuerdo con la siguiente expresión:

donde:

CATj,n: Costo Anual de Terrenos para el OR j, del Nivel de Tensión n. Aplica exclusivamente a las UC de Subestaciones

R: 6,9%. Porcentaje reconocido anualmente sobre del valor de los terrenos.

NSj,n: Número total de UC de subestaciones del Nivel de Tensión n, reportadas por el OR j, sobre las cuales se reconocen áreas de terrenos.

ATi: Área Típica reconocida a la UC i (m2). Las Áreas Típicas se definen en el CAPÍTULO V de este Anexo

PUj,i: Fracción del costo de la UC i que es remunerada vía cargos por uso al OR j.

RPPj,i: Esta fracción se calcula 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.

VCTi: Valor Catastral del Terreno ($/m2 de diciembre de 2007) correspondiente a la subestación en la cual se encuentra la UC i.

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO II Num. 2.1.2)

Duda:


SECCIÓN 4COSTO ANUAL EQUIVALENTE DE ACTIVOS NO ELÉCTRICOS (CAANEJ,N)

de 484

SECCIÓN 5GASTOS ANUALES DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

(AOMJ,N,K)

CAPÍTULO 2COSTO ANUAL PARA EL NIVEL DE TENSIÓN 1

ARTÍCULO 5.13.2.2.1. COSTO ANUAL DE INVERSIÓN. <Numeral aclarado por el artículo 2 de la Resolución 133 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> El Costo anual equivalente de los activos de uso para el Nivel de Tensión 1, CAIj,1, se determina así:

Donde:

NTj: Número de Transformadores de Distribución de Nivel de Tensión 1, para el OR j. Corresponde a los transformadores reportados al SUI por los OR a la Fecha de Corte, sin incluir los transformadores exclusivos de alumbrado público.

Inv_HRj,h: Inversión media de redes por circuito estimada en el Nivel de Tensión 1, para el estrato h, de la muestra del OR j.

Inv_HTj,h: Inversión media de transformadores por circuito estimada en el Nivel de Tensión 1, para el estrato h, de la muestra del OR j.

Wj,h: Ponderación del estrato h de la muestra del OR j.

r: Tasa de Retorno reconocida para la metodología de Precio Máximo.

Vi: Vida útil en años, reconocida para los activos i de Nivel de Tensión 1, de acuerdo con la Tabla 27 del numeral 5.3 del presente Anexo

La inversión media de redes por circuito Inv_HRj,h, se obtiene de la siguiente manera:

Donde:

de 484

Inv_Rj,h,k: Inversión estimada en redes para el circuito k del estrato h, de la muestra del OR j. Para obtener este valor se utiliza el inventario de los circuitos de la muestra reportados por el OR a la Comisión en respuesta a la Circular CREG 013 de 2007 y los costos reconocidos en el numeral 5.3 del presente Anexo.

NMj,h: Número de Transformadores de Distribución de Nivel de Tensión 1, de la Muestra del OR j, del estrato h.

La inversión media de transformadores por circuito Inv_HTj,h, se determina así:

Donde:

Inv_Tj,h,k: Inversión estimada en el transformador del circuito k del estrato h, de la muestra del OR j. Para obtener este valor se utiliza el inventario de los circuitos de la muestra reportados por el OR a la Comisión en respuesta a la Circular CREG 013 de 2007 y los costos reconocidos en el numeral 5.3 del presente Anexo. Para la valoración de los transformadores de la muestra se aplican los criterios definidos en el CAPÍTULO 14 de este Anexo.

NMj,h: Número de Transformadores de Distribución de Nivel de Tensión 1, de la Muestra del OR j, del estrato h.

Para el cálculo de las variables Inv_HRj,h, y Inv_HTj,h no se deben considerar las redes o transformadores de la muestra dedicados exclusivamente al servicio de alumbrado público.

La inversión total estimada para cada OR se obtiene de la siguiente manera:

Donde:

NTj: Número de Transformadores de Distribución de Nivel de Tensión 1, para el OR j. Corresponde a los transformadores reportados al SUI por los OR a la Fecha de Corte, sin incluir los transformadores exclusivos de alumbrado público.

de 484

H: Número de estratos de la muestra del OR j.

Inv_Hj,h: Inversión media por circuito (transformador más red secundaria) estimada en el Nivel de Tensión 1, para el estrato h, de la muestra del OR j, calculada con la siguiente expresión:

El factor de ponderación del estrato h, de la muestra del OR j, se obtiene de la siguiente manera:

Donde:

Nj,h: Número de Transformadores de Distribución de Nivel de Tensión 1, del estrato h, para el OR j. Sin incluir los transformadores exclusivos de alumbrado público.

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO II Num. 2..2.1) (Fuente: R CREG 133/08, Art. 2)

Duda:

Alude a la Circular CREG 013/07, ¿se requiere algún ajuste en el texto a compilar?

TÍTULO 3CÁLCULO DE CARGOS POR NIVEK DE TENSIÓN (ANEXO GENERAL CAPÍTULO III)

CAPÍTULO 1CÁLCULO DE CARGOS DE LOS STR

ARTÍCULO 5.13.3.1.2. INGRESO ANUAL. Para cada OR se determinará un Costo Anual por el uso de los Activos de Nivel de Tensión 4, así:

de 484

donde:

CA j,4: Costo Anual por uso de los activos del Nivel de Tensión 4, aprobado por la CREG para el OR j.

CAI j,4: Costo Anual para remunerar la inversión de los activos del Nivel de Tensión 4, para el OR j.

AOMj,4,k: Gastos anuales de Administración, Operación y Mantenimiento asignables al Nivel de Tensión 4, para el OR j, en el año k.

CATj,4: Costo Anual de Terrenos para el OR j, del Nivel de Tensión 4.

CAANEj,4: Costo Anual Equivalente de los Activos No Eléctricos asignable al Nivel de Tensión 4, para el Operador de Red j.

CAIR j,4: Costo Anual de referencia a partir del cual se calcula el costo anual para remunerar la inversión de los activos del Nivel de Tensión 4, aprobado por la CREG para el OR j. Este valor se definirá como un número fijo en la resolución particular de cada OR.

CAAEj,4: Costo Anual Equivalente de los Activos de Uso en el Nivel de Tensión 4, en operación a la Fecha de Corte, para el Operador de Red j.

NCAAEj,4: Costo Anual Equivalente de los nuevos Activos de Uso en el Nivel de Tensión 4, diferentes a los que hayan sido adjudicados mediante convocatorias, para el Operador de Red j, aprobados por la CREG de acuerdo con lo previsto en el Artículo 9 de la presente Resolución. Este costo anual se obtendrá utilizando la fórmula de cálculo del CAAEj,4 aplicándola a estos nuevos activos. El valor de las UC a reconocer se afectará por el porcentaje informado por la UPME, en cumplimiento de lo establecido en el literal b del numeral 4.3 de este Anexo.

CFSj: <Variable aclarada por el artículo 3 de la Resolución 133 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Valor de la inversión de los activos que están fuera de servicio a la Fecha de Corte, incluidos en la remuneración de los STR aprobada con base en la Resolución CREG 082 de 2002 del OR j; más el valor de las bahías de transformador con tensión mayor o igual a 220 kV para conexión del OR j a subestaciones del STN, con configuración de

de 484

interruptor y medio y de anillo, reconocidas en esa remuneración; más los activos operados por el OR cuyo valor no debe incluirse en el cálculo de los cargos, 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 143 de la Ley 1151 de 2007. Las anteriores cifras deberán ser calculadas con las UC definidas en la Resolución CREG 082 de 2002, en pesos de diciembre de 2001. El valor total lo deberá reportar el OR en su solicitud incluyendo el soporte respectivo.

FC j,4: Factor de conversión en el Nivel de Tensión 4, para el OR j.

R82: Con este subíndice se identifican las variables que se calcularon con la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002, las cuales se transcriben en el numeral 3.5.

IPPdic01: Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre de 2001.

IPPo: Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre de 2007.

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO III Num. 3.1.1) (Fuente: R CREG 133/08, Art. 3)

Duda:


ARTÍCULO 5.13.3.1.4. CARGO DEL NIVEL DE TENSIÓN 4. <Numeral aclarado por el artículo 4 de la Resolución 133 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Para cada uno de los STR, el LAC estimará el Cargo del Nivel de Tensión 4 así:

donde:

CD4,R,m: Cargo del Nivel de Tensión 4 ($/kWh), del Sistema de Transmisión Regional R, en el mes m.

IMj,R,m: Ingreso Mensual del mes m, para remunerar el uso de los activos del Nivel de Tensión 4 del Operador de Red j, perteneciente al STR R.

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TR: Número total de OR que conforman el STR R.

IEc,R,m: Ingreso Esperado de cada convocatoria c ejecutada en el STR R, para el mes m.

NCR: Número total de convocatorias ejecutadas en el STR R.

DTCj,R,m-1: Demanda total de los comercializadores que atienden usuarios conectados al sistema 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 numeral 12.3 de este Anexo.

Lo dispuesto en este numeral y en el numeral 6.1 de este Anexo se aplicará a partir de la fecha establecida en el Artículo 11 para la aplicación de la conformación de los STR. Mientras los OR no tengan costos anuales aprobados con base en la metodología definida en esta resolución, la variable CAj,4 a utilizar se calculará de la siguiente forma:

donde:



R82: Con este subíndice se identifican las variables que se calcularon con la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002, las cuales se transcriben en el numeral 3.5 de este Anexo.


Duda:


CAPÍTULO 2CÁLCULO DE CARGOS MÁXIMOS PARA LOS NIVELES DE TENSIÓN 3 Y 2

ARTÍCULO 5.13.3.2.2. NIVEL DE TENSIÓN 3. <Numeral corregido por el artículo 1 de la

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Resolución 166 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:>

Donde:

CDj,3: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 3 para el OR j. Este valor estará referido a pesos de diciembre de 2007.

CDI j,3: Costo unitario para remunerar la inversión de los activos del Nivel de Tensión 3, para el OR j.




Oj,3: Pago anual por uso de SDL que el OR j hace a otro OR, por concepto de conexiones en el Nivel de Tensión 3.

Euj,3,0: Energía útil del Nivel de Tensión 3 del OR j, para los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte. Esta energía se estima según lo establecido en el numeral 9.2 de este Anexo.

Euj,3: Energía útil del Nivel de Tensión 3 del OR j. Es igual a la energía útil del Nivel de Tensión 3 del OR j, para los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte, adicionada con la energía asociada a los proyectos objeto de actualizaciones de acuerdo

de 484

con lo establecido en el artículo 9o de la presente resolución.

CDIR j,3: Costo unitario de referencia a partir del cual se calcula el costo para remunerar la inversión de los activos del Nivel de Tensión 3, aprobado por la CREG para el OR j. Este valor se definirá como un número fijo en la resolución particular de cada OR.


NCAAEj,3: Costo Anual Equivalente de los nuevos Activos de Uso en el Nivel de Tensión 3, para el Operador de Red j, aprobados por la CREG de acuerdo con lo previsto en el artículo 9o de la presente resolución. Este costo anual se obtendrá utilizando la fórmula de cálculo del CAAEj,3 aplicándola a estos nuevos activos. El valor de las UC a reconocer se afectará por el porcentaje informado por la UPME, en cumplimiento de lo establecido en el literal b) del numeral 4.3 de este Anexo.

NC3j: Número de conexiones con otros OR, que inyectan energía en el Nivel de Tensión 3 del OR j.

CDf,3: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 3 ($/kWh) estimado para el OR que exporta en la conexión f.

EIj,f: Energía que importó el OR j, a través de la conexión f, reportada según lo dispuesto en el Capítulo 9.


Oj,3,Cal82: Pago anual por uso de SDL que el OR j hace a otros OR, por concepto de conexiones en el Nivel de Tensión 3, utilizado en el cálculo de los cargos aprobados con base en la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002.

Euj,3,Cal82:

Energía útil del Nivel de Tensión 3 del Operador de Red j, para el año 5, utilizada en el cálculo de los cargos aprobados con base en la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002.

FInv j,3: Factor que muestra la relación entre i) el valor de la inversión a la Fecha de Corte, calculada con las UC definidas en la Resolución CREG 082 de 2002, en el Nivel de Tensión 3, para el OR j, y ii) el valor de la inversión para el mismo Nivel de Tensión con el que se calcularon los cargos que el OR tiene aprobados con la metodología de la citada resolución. Este factor deberá ser calculado y sustentado por el OR en la solicitud de cargos.

FDem j,3: Factor que muestra la relación entre i) la energía útil en el Nivel

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de Tensión 3, para el OR j, calculada de acuerdo con lo previsto el numeral 9.2 de este Anexo y ii) la energía útil para el mismo Nivel de Tensión, con la que se calcularon los cargos aprobados con la metodología de Resolución CREG 082 de 2002.


IPPdic01: Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre de 2001.

IPPo: Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre de 2007.


Duda:


ARTÍCULO 5.13.3.2.3. NIVEL DE TENSIÓN 2. <Numeral corregido por el artículo 2 de la Resolución 166 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:>

de 484

Donde:

CDj,2: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 2 para el OR j. Este valor estará referido a pesos de diciembre de 2007.

CDI j,2: Costo unitario para remunerar la inversión de los activos del Nivel de Tensión 2, para el OR j.




Oj,2: Pago anual por uso de SDL que el OR j hace a otro OR, por concepto de conexiones en el Nivel de Tensión 2.

Euj,2,0: Energía útil del Nivel de Tensión 2 del OR j, para los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte. Esta energía se estima según lo establecido en el numeral 9.2 de este Anexo.

Euj,2: Energía útil del Nivel de Tensión 2 del OR j. Es igual a la energía útil del Nivel de Tensión 2 del OR j, para los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte, adicionada con la energía asociada a los proyectos objeto de actualizaciones de acuerdo con lo establecido en el artículo 9o de la presente resolución.

CDj,3-2: Cargo unitario del nivel de Tensión 3 que se remunera parcialmente en el Nivel de Tensión 2, para el OR j. Este valor se definirá como un número fijo en la resolución particular de cada OR.

CDIRj,2: Costo unitario de referencia a partir del cual se calcula el costo para remunerar la inversión de los activos del Nivel de Tensión 2, aprobado por la CREG para el OR j. Este valor se definirá como un número fijo en la resolución particular de cada OR.


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NCAAEj,2: Costo Anual Equivalente de los nuevos Activos de Uso en el Nivel de Tensión 2, para el Operador de Red j, aprobados por la CREG de acuerdo con lo previsto en el artículo 9o de la presente resolución. Este costo anual se obtendrá utilizando la fórmula de cálculo del CAAEj,2 aplicándola a estos nuevos activos. El valor de las UC a reconocer se afectará por el porcentaje informado por la UPME, en cumplimiento de lo establecido en el literal b) del numeral 4.3 de este Anexo.

NC2j: Número de conexiones con otros OR, que inyectan energía en el Nivel de Tensión 2 del OR j.

CDf,2: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 2 ($/kWh) estimado para el OR que exporta en la conexión f.

EIj,f: Energía que importó el OR j, a través de la conexión f, reportada según lo dispuesto en el CAPITULO 9.

Fej,3-->2: Flujo de energía del Nivel de Tensión 3 al Nivel de Tensión 2, del OR j. Estas energías se determinan según lo establecido en el CAPITULO 9 de la presente resolución.


Oj,2,Cal82: Pago anual por uso de SDL que el OR j hace a otros OR, por concepto de conexiones en el Nivel de Tensión 2, utilizado en el cálculo de los cargos aprobados con base en la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002.

Euj,2,Cal82: Energía útil del Nivel de Tensión 2 del Operador de Red j, para el año 5, utilizada en el cálculo de los cargos aprobados con base en la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002.

Fej,3-->2,Cal82: Energía que fluye del Nivel de Tensión 3 al Nivel de Tensión 2, del OR j, para el año 5, utilizada en el cálculo de los cargos aprobados con base en la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002.

FInv j,2: Factor que muestra la relación entre i) el valor de la inversión a la Fecha de Corte, calculada con las UC definidas en la Resolución CREG 082 de 2002, en el Nivel de Tensión 2, para el OR j, y ii) el valor de la inversión para el mismo Nivel de Tensión con el que se calcularon los cargos que el OR tiene aprobados con la metodología de la citada resolución. Este factor deberá ser calculado y sustentado por el OR en la solicitud de cargos.

FDem j,2: Factor que muestra la relación entre i) la energía útil en el Nivel de Tensión 2, para el OR j, calculada de acuerdo con lo previsto el numeral 9.2 de este Anexo y ii) la energía útil para el mismo

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Nivel de Tensión, con la que se calcularon los cargos aprobados con la metodología de Resolución CREG 082 de 2002.


IPPdic01: Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre de 2001.

IPPo: Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre de 2007.


Duda:


CAPÍTULO 3CÁLCULO DE CARGOS MÁXIMOS DEL NIVEL DE TENSIÓN 1

ARTÍCULO 5.13.3.3.1. CÁLCULO DE CARGOS MÁXIMOS DEL NIVEL DE TENSIÓN 1. Para cada OR se define un cargo máximo por concepto de inversiones y un cargo máximo por concepto de gastos de Administración, Operación y Mantenimiento que se determinan de la siguiente manera:

Donde:

CDIj,1: Cargo Máximo por concepto de inversiones para el Nivel de

de 484

Tensión 1, para el OR j.

CDIR j,1: Costo unitario de referencia a partir del cual se calcula el costo para remunerar la inversión de los activos del Nivel de Tensión 1, aprobado por la CREG para el OR j. Este valor se definirá como un número fijo en la resolución particular de cada OR.

CAIj,1: Costo anual de los activos de uso en el Nivel de Tensión 1, para el OR j, tal como se definió en el CAPÍTULO II de este Anexo.

OIj: Otros Ingresos por la explotación de los activos remunerados mediante cargos por uso en actividades distintas a la de distribución de energía eléctrica. Este valor corresponde al 33% del valor de los ingresos por este concepto durante el año que finaliza en la Fecha de Corte. El valor debe ser reportado por el OR en el momento de la solicitud de aprobación de cargos. En caso de que no se reporte dicho valor, se tomará el 50% del valor más alto reportado por los OR.

Vj,1: Ventas anuales de energía en el Nivel de Tensión 1, efectuadas por todos los Comercializadores de energía en el sistema del OR j. La información de ventas corresponde a la registrada por los Comercializadores al SUI para el año que finaliza en la Fecha de Corte.

VAj,1,0: Ventas anuales de energía en el Nivel de Tensión 1, facturada con el cargo para circuitos aéreos, del OR j, durante el año que finaliza en la Fecha de Corte.

VSj,1,0: Ventas anuales de energía en el Nivel de Tensión 1, facturada con el cargo para circuitos subterráneos, del OR j, durante el año que finaliza en la Fecha de Corte.

PNTj,nr: Pérdidas No Técnicas No Reconocidas al OR j, en kWh-año, determinadas de acuerdo con el CAPÍTULO XII de este Anexo.

CDMj,1: Cargo Máximo por concepto de AOM para el Nivel de Tensión 1, para el OR j.

AOMj,1,k: Gastos anuales de Administración, Operación y Mantenimiento asignables al Nivel de Tensión 1, para el OR j, en el año k, tal como se definió en el CAPÍTULO II de este Anexo.



de 484


(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO III Num. 3.3)

Duda:

El Decreto 388 de 2007 a que alude fue modificado posterioridad a la expedición de esta resolución por el Decreto 2492 de 2014, ¿se requiere algún ajuste en el texto a compilar?

Duda:


CAPÍTULO 4COSTOS MEDIOS DEL OPERADOR DE RED

ARTÍCULO 5.13.3.4.1. COSTOS MEDIOS DEL OPERADOR DE RED. Para efectos de la aplicación del Decreto 388 de 2007 se definen los siguientes costos medios por Nivel de Tensión:

- El Costo Medio del OR para el Nivel de Tensión 4 se calculará de la siguiente forma:

Donde:

CMj,4,m: Costo medio del OR j para el Nivel de Tensión 4 para el mes m.

IMj,R,m: Ingreso Mensual del mes m, para remunerar el uso de los activos del Nivel de Tensión 4 del OR j, perteneciente al STR R, tal como se define en el numeral 3.1.2 de este Anexo.

CALj,m-1: Compensaciones del OR j, perteneciente al STR R, en el mes m-1, por incumplimiento de lo establecido en el CAPÍTULO XI, tal como se define esta variable en el numeral 11.1.8 de este Anexo.

TR: Número total de OR que conforman el STR R al que pertenece el OR j.

IEc,R,m: Ingreso Esperado de cada convocatoria c ejecutada en el STR R, para el mes m.

de 484

NCR: Número total de convocatorias ejecutadas en el STR R.

DTCj,R,m-1: Demanda total de los comercializadores que atienden usuarios conectados al sistema 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 numeral 12.3 de este Anexo.

- El costo medio del OR para el Nivel de Tensión 3 será igual al Cargo Máximo del Nivel de Tensión 3 para el OR j, CDj,3, tal como se define en el numeral 3.2.1 de este Anexo

- El costo medio del OR para el Nivel de Tensión 2 será igual al Cargo Máximo del Nivel de Tensión 2 para el OR j, CDj,2, tal como se define en el numeral 3.2.2 de este Anexo.


Duda:


CAPÍTULO 5DESCRIPCIÓN DE VARIABLES UTILIZADAS

ARTÍCULO 5.13.3.5.1. DESCRIPCIÓN DE VARIABLES UTILIZADAS. En este numeral se transcriben los nombres de las variables citadas en este Capítulo, con el subíndice R82, y que hacen referencia a las calculadas para cada OR de acuerdo con la metodología establecida en la Resolución CREG 082 de 2002, cuyos valores se encuentran en la resolución particular mediante la cual se le aprobaron los costos anuales y los cargos a cada OR, tanto en la parte resolutiva como en la parte motiva de dichas resoluciones.

Los subíndices AE y DE significan “antes de aplicar criterios de eficiencia” y “después de aplicar criterios de eficiencia”, respectivamente, tal como aparecen en los considerandos de cada una de las resoluciones particulares:

CALRj,4,R82,AE: Costo anual equivalente de activos de uso correspondientes a unidades constructivas de líneas radiales, del OR j en el Nivel de Tensión 4 antes de aplicar criterios de eficiencia (CALRj,4)

CALNRj,4,R82,AE: Costo anual equivalente de activos de uso correspondientes a unidades constructivas diferentes a líneas radiales, del OR j en el Nivel de Tensión 4 antes de aplicar criterios de eficiencia (CALNRj,4)

CAACj,R82: Costo Anual Equivalente Activos Eléctricos asociados con la conexión al STN del OR j (CAACj). Este valor es igual antes y después de aplicar los criterios de eficiencia.

de 484

CALRj,4,R82,DE: Costo anual equivalente de activos de uso correspondientes a unidades constructivas de líneas radiales, del OR j en el Nivel de Tensión 4 después de aplicar criterios de eficiencia (CALRj,4)

CALNRj,4,R82,DE: Costo anual equivalente de activos de uso correspondientes a unidades constructivas diferentes a líneas radiales, del OR j en el Nivel de Tensión 4 después de aplicar criterios de eficiencia (CALNRj,4)

CAAEj,3,R82,AE: Costo anual equivalente de los Activos de Uso en el Nivel de Tensión 3, para el Operador de Red j, antes de aplicar criterios de eficiencia (CAAEj,3)

CAAEj,3,R82,DE: Costo anual equivalente de los Activos de Uso en el Nivel de Tensión 3, para el Operador de Red j, después de aplicar criterios de eficiencia (CAAEj,3)

CAUj,2,R82,AE: Costo Anual Equivalente de Activos de uso correspondientes a Unidades Constructivas de líneas urbanas, del Nivel de Tensión 2, reportadas por el OR j, antes de aplicar criterios de eficiencia (CAUj,2).

CAUj,2,R82,DE: Costo Anual Equivalente de Activos de uso correspondientes a Unidades Constructivas de líneas urbanas, del Nivel de Tensión 2, reportadas por el OR j, después de aplicar criterios de eficiencia (CAUj,2).

CARj,2,R82,AE: Costo Anual Equivalente de Activos de uso correspondientes a Unidades Constructivas de líneas rurales, del Nivel de Tensión 2, reportadas por el OR j, antes de aplicar criterios de eficiencia (CARj,2).

CARj,2,R82,DE: Costo Anual Equivalente de Activos de uso correspondientes a Unidades Constructivas de líneas rurales, del Nivel de Tensión 2, reportadas por el OR j, después de aplicar criterios de eficiencia (CARj,2).

CAOj,2,R82,AE: Costo Anual Equivalente de Activos de uso correspondientes a Unidades Constructivas diferentes a líneas rurales y urbanas, del Nivel de Tensión 2, reportadas por el OR j, antes de aplicar criterios de eficiencia (CAOj,2).

CAOj,2,R82,DE: Costo Anual Equivalente de Activos de uso correspondientes a Unidades Constructivas diferentes a líneas rurales y urbanas, del Nivel de Tensión 2, reportadas por el OR j, después de aplicar criterios de eficiencia (CAOj,2)

Las siguientes variables corresponden a los Costos Anuales y Cargos Máximos aprobados por la CREG para el OR j, con la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002, con los valores que estén vigentes al momento de la solicitud de cargos con esta nueva metodología. Estos valores se deben utilizar en pesos de diciembre de 2001.

CA j,4,R82: Costo Anual por uso de los activos del Nivel de Tensión 4, para el OR j (CAj,4)

CACj,R82: Costo Anual de Conexiones al STN (CACj),.

CDj,3,R82: Cargo máximo para el Nivel de Tensión 3 (CDj,3)

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CDj,2,R82: Cargo máximo para el Nivel de Tensión 2 (CDj,2)

CDAIj,1,R82: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1, por concepto de Inversión, para Redes Aéreas (CDAIj,1)

CDSIj,1,R82: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1, por concepto de Inversión, para Redes Subterráneas (CDSIj,1)


Duda:


TÍTULO 4ACTUALIZACIÓN POR LA PUESTA EN SERVICIO DE NUEVOS ACTIVOS (ANEXO

GENERAL CAPÍTULO IV)

CAPÍTULO 1ACTIVOS DEL STR EJECUTADOS POR EL OR

CAPÍTULO 2ACTIVOS DEL STR EJECUTADOS MEDIANTE CONVOCATORIAS

CAPÍTULO 3ACTIVOS CON COSTOS SUPERIORES A LOS COSTOS MEDIOS

ARTÍCULO 5.13.4.3.1. ACTIVOS CON COSTOS SUPERIORES A LOS COSTOS MEDIOS. En cumplimiento del Decreto 388 de 2007, modificado por los Decretos 1111 y 3451 de 2008, los costos del Nivel de Tensión 4 y los cargos de los Niveles de Tensión 3 y 2 podrán ser revisados, cuando entren en operación proyectos cuyos costos promedio ($/kWh) resulten superiores a los respectivos Costos Medios del OR.

Con este propósito se definen los siguientes criterios a aplicar por la UPME:

a. Para los proyectos ejecutados con posterioridad a la vigencia de la presente resolución, se debe demostrar que son la mejor opción frente a otras alternativas de prestación del servicio.

b. La relación Beneficio / Costo debe ser superior o igual a 1. Cuando no se cumpla esta condición la UPME informará el porcentaje del costo del proyecto que hace que la relación Beneficio / Costo sea mayor o igual que uno, porcentaje que se aplicará a los activos reportados para su reconocimiento en los cargos.

de 484

Esta revisión la realizará la CREG, para lo cual el OR deberá reportar la siguiente información:

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO IV Num. 4.3)

Duda:


ARTÍCULO 5.13.4.3.3. A LA CREG. a. Constancia de aprobación del proyecto por parte de la UPME

b. Certificación de entrada en operación comercial:

-- Para proyectos de Nivel de Tensión 4, expedida por el CND -- Para proyectos de Nivel de Tensión 3 o 2, expedida por el Operador de Red al que se conectó. c. Asimilación a UC de conformidad con el CAPÍTULO V de este Anexo.

d. Presentar un anexo con los costos finales desagregados de todas las inversiones y las actividades relacionadas con el proyecto.

e. Identificación de las UC operadas por el OR cuyo valor no debe incluirse en el cálculo de los cargos 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 143 de la Ley 1151 de 2007.

El ajuste de los cargos se realizará de conformidad con lo establecido en la presente resolución.

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO IV Num. 4.3.2)

Duda:


CAPÍTULO 4REPOSICIÓN DE UC ASOCIADAS CON ACTIVOS DE DISTRIBUCIÓN FINANCIADOS A

TRAVÉS DE RECURSOS PÚBLICOS

ARTÍCULO 5.13.4.4.1. REPOSICIÓN DE UC ASOCIADAS CON ACTIVOS DE DISTRIBUCIÓN FINANCIADOS A TRAVÉS DE RECURSOS PÚBLICOS. En cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 7o del Decreto 388 de 2007, los costos del Nivel de Tensión 4 y los cargos de los Niveles de Tensión 3 y 2 podrán ser revisados, una vez por año calendario, cuando un OR realice reposición de Unidades Constructivas asociadas con activos de

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distribución financiados a través de recursos públicos.

El OR deberá adjuntar la siguiente información:

a. Comunicación a la CREG solicitando la modificación del factor RPPj,i de que trata el CAPÍTULO II de este Anexo.

b. Listado de UC objeto de la reposición según el CAPÍTULO V de este Anexo.

c. Constancia de la entidad pública propietaria de los activos donde se certifique que fue el OR quien realizó dicha reposición.

Cuando, durante la vigencia del período tarifario, la Comisión apruebe modificar la remuneración de un STR según lo establecido en los numerales 4.1 y 4.2 de este Capítulo, los nuevos Costos Anuales serán considerados en la liquidación y recaudo de los cargos de los STR respectivos, a partir del mes siguiente al de la entrada en vigencia de la respectiva Resolución, siempre y cuando el proyecto haya entrado en operación comercial.

Las actualizaciones aprobadas de acuerdo con lo señalado en el numeral 4.3 de este Capítulo serán consideradas en la liquidación y recaudo de los cargos de los STR y SDL respectivos, a más tardar dentro de los tres meses inmediatamente siguientes a la entrada en operación comercial del activo correspondiente siempre y cuando la respectiva solicitud haya sido formulada con una antelación no menor de siete (7) meses a la fecha prevista para la entrada en operación del activo.

Las actualizaciones aprobadas de acuerdo con lo señalado en el numeral 4.4 de este Capítulo serán considerados en la liquidación y recaudo de los cargos de los STR y SDL respectivos, en el mes siguiente al de la entrada en vigencia de la correspondiente resolución. Para las actualizaciones se seguirá la metodología descrita en los numerales 3.1 y 6.1 de este Anexo.

La Comisión podrá efectuar las auditorías que considere pertinentes para verificar la información sobre los nuevos activos de que trata este Capítulo.

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO IV Num. 4.4)

Duda:


CAPÍTULO 5ACTIVOS DEL SISTEMA DE GESTIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN

TÍTULO 5UNIDADES CONSTRUCTIVAS (ANEXO GENERAL CAPÍTULO V)

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TÍTULO 6ACTUALIZACIÓN, LIQUIDACIÓN Y RECAUDO DE LOS CARGOS DE LOS STR Y LOS

SDL (ANEXO GENERAL CAPÍTULO VI)

CAPÍTULO 1ACTUALIZACIÓN, LIQUIDACIÓN Y RECAUDO DE LOS CARGOS DE STR

CAPÍTULO 2ACTUALIZACIÓN DE LOS CARGOS MÁXIMOS DE SDL

CAPÍTULO 3ACTUALIZACIÓN DE LOS COSTOS ANUALES Y DE CARGOS MÁXIMOS

ARTÍCULO 5.13.6.3.1. ACTUALIZACIÓN DE LOS COSTOS ANUALES Y DE CARGOS MÁXIMOS. El costo anual del Nivel de Tensión 4 y los cargos máximos de los niveles de Tensión 3 y 2 serán actualizados por la CREG, en los casos previstos en el Artículo 9 de esta Resolución, con los valores que resulten para las siguientes variables: NCAAE j,n, CATj,n (de ser necesario), CAANEj,n, CRIj,n, AOMj,n y Euj,n (para los Niveles de Tensión 3 y 2).

Con los anteriores resultados se obtendrán los nuevos valores de las variables CA j,4, CDIj,3, CDj,3, CDIj,2 y CDj,2.

Cuando la CREG oficialice mediante resolución particular los Ingresos Anuales Esperados que recibirán los adjudicatarios de proyectos ejecutados a través de convocatorias, el LAC actualizará el CAj,4 del respectivo OR.

Cuando en cumplimiento de lo establecido en el literal c) del Artículo 5 del Decreto 388 de 2007, modificado por el Decreto 3451 de 2008, se adelanten convocatorias públicas para adjudicar la construcción de proyectos en los Niveles de Tensión 3 y 2, el OR del área de influencia del proyecto podrá solicitar a la CREG la actualización de los cargos máximos aprobados.

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO VI Num. 6.3)

Duda:


CAPÍTULO 4ACTUALIZACIÓN DE LOS COSTOS ANUALES DE AOM

CAPÍTULO 5CARGOS POR USO POR NIVEL DE TENSIÓN

de 484

CAPÍTULO 6RECAUDO DE CARGOS DEL NIVEL DE TENSIÓN 1

CAPÍTULO 7LIQUIDACIÓN Y RECAUDO DE LOS COSTOS DE TRANSPORTE DE ENERGÍA

REACTIVA EN EXCESO

TÍTULO 7VERIFICACIÓN DE LA INFORMACIÓN ENTREGADA (ANEXO GENERAL CAPÍTULO VII)

TÍTULO 8RESUMEN DE INFORMACIÓN PARA PUBLICACIÓN POR PARTE DE LOS OR (ANEXO

GENERAL CAPÍTULO VIII)

TÍTULO 9REPORTES DE FLUJOS DE ENERGÍA Y CÁLCULO DE ENERGÍA ÚTIL (ANEXO

GENERAL CAPÍTULO IX)

TÍTULO 10GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (ANEXO GENERAL

CAPÍTULO X)


ARTÍCULO 5.13.10.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). En este Capítulo se establece la metodología para definir el porcentaje de gastos de AOM a reconocer a cada OR durante cada uno de los años del 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 OR. Asociados a activos de conexión de otro OR o a activos de conexión de usuarios. Asociados con servicios prestados a terceros. Asociados con la remuneración de la inversión de activos de terceros.

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Asociados con la reposición de activos.

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO X)

Duda:


CAPÍTULO 2VALOR DE AOM DE REFERENCIA

ARTÍCULO 5.13.10.2.1. VALOR DE AOM DE REFERENCIA. Para el cálculo del valor anual de AOM de referencia se obtendrá un valor del AOM remunerado, AOMRj,04-07 y un valor del AOM gastado, AOMGj,04-07, para cada Operador de Red j. Dichos valores se calcularán como se muestra a continuación:

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO X Num. 10.1)

Duda:


ARTÍCULO 5.13.10.2.3. AOM GASTADO. Para obtener el valor de AOM gastado, AOMGj,04-

07, los OR utilizarán la información del Plan Único 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 distribución. Deberán excluir además de lo mencionado en el inicio de este capítulo, los impuestos de renta, 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 distribución de energía eléctrica.

Los OR incluirán en su solicitud de costos y cargos la identificación de las cuentas utilizadas, el valor total de la cuenta en pesos, el valor asociado a la actividad de distribución 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.

Para lo anterior los OR utilizarán como referencia el listado de cuentas de la Circular 085 de 2008, incluyendo la cuenta 753004, Costos de Conexión, en la parte que corresponde a gastos AOM de activos de conexión al STN remunerados vía cargos por uso y 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 Distribución.

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

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periodo 2004-2007 expresados en pesos de diciembre de 2007 y ii) el número de años del periodo considerado (4).

De acuerdo con lo establecido en el parágrafo del Artículo 3 se determina el siguiente procedimiento específico para la obtención del AOM gastado de las empresas resultantes de fusiones o desintegraciones:

i. En el caso de fusiones de empresas se utilizará la información de AOM reportada por las empresas que dieron lugar a la fusión, es decir se sumará el AOM anual o por fracción de año reportado por cada una de estas empresas durante el periodo considerado. Si dentro de las solicitudes de costos y cargos de los OR no se puede obtener la información necesaria para este fin, se utilizará la disponible en la CREG entregada por los OR en respuesta a las Circulares 01, 04 y 016 de 2007 y a las comunicaciones particulares enviadas a cada empresa.

ii. En el caso de desintegración de empresas se sumará el valor de AOM reportado por la empresa que dio lugar a la desintegración durante el periodo considerado, con los valores de AOM reportados por las nuevas empresas a partir de la desintegración durante el año o fracción del año del periodo considerado. Dicho valor se divide entre el número de años del periodo considerado (4) y se obtiene el valor anual del AOM gastado para el OR j antes de la desintegración, AOMGj,AD,04-07, expresado en pesos de diciembre de 2007.

Si los OR desintegrados no obtienen la información necesaria, la CREG calculará el AOMGj,AD,04-07 con la mejor información disponible.

El valor anual de AOM gastado para el OR j antes de la desintegración, AOMGj,AD,04-07, se repartirá entre las empresas desintegradas, con base en la participación de la suma de los Costos Anuales Equivalentes de los activos de uso de los Niveles de Tensión 4, 3 y 2, antes de aplicar criterios de eficiencia, en el total de estos Costos para todas las empresas. Estos costos corresponden a los aprobados en las resoluciones particulares que dieron lugar a dicha desintegración.

Donde:

AOMGj,AD,04-07: AOM gastado para el OR j antes de la desintegración, durante elperiodo 2004 – 2007.

FPAj: Factor de participación del OR j en el total del Costo AnualEquivalente de los niveles de tensión 4, 3 y 2 de las empresasque quedaron después de la desintegración.

de 484

CAAEj,4,R82,AE: Costo anual equivalente de los activos de uso en el Nivel deTensión 4, para el Operador de Red j, antes de aplicar criteriosde eficiencia (CAAEj,4)

CAACj,R82: Costo Anual Equivalente Activos Eléctricos asociados con laconexión al STN del OR j (CAACj). Este valor es igual antes ydespués de aplicar los criterios de eficiencia.

CAAEj,3,R82,AE: Costo anual equivalente de los Activos de Uso en el Nivel deTensión 3, para el Operador de Red j, antes de aplicar criteriosde eficiencia (CAAEj,3)

CAAEj,2,R82,AE: Costo anual equivalente de los Activos de Uso en el Nivel deTensión 2, para el Operador de Red j, antes de aplicar criteriosde eficiencia (CAAEj,2)

CALRj,4,R82,AE: Costo anual equivalente de activos de uso correspondientesunidades constructivas de líneas radiales, del OR j en el Nivel deTensión 4 antes de aplicar criterios de eficiencia (CALRj,4)

CALNRj,4,R82,AE: Costo anual equivalente de activos de uso correspondientes aunidades constructivas diferentes a líneas radiales, del OR j enel Nivel de Tensión 4 antes de aplicar criterios de eficiencia(CALNRj,4)

CAUj,2,R82,AE: Costo Anual Equivalente de Activos de uso correspondientes aUnidades Constructivas de líneas urbanas, del Nivel de Tensión2, reportadas por el OR j, antes de aplicar criterios de eficiencia(CAUj,2).

CARj,2,R82,AE: Costo Anual Equivalente de Activos de uso correspondientes aUnidades Constructivas de líneas rurales, del Nivel de Tensión2, reportadas por el OR j, antes de aplicar criterios de eficiencia(CARj,2).

CAOj,2,R82,AE: Costo Anual Equivalente de Activos de uso correspondientes aUnidades Constructivas diferentes a líneas rurales y urbanas,del Nivel de Tensión 2, reportadas por el OR j, antes de aplicarcriterios de eficiencia (CAOj,2).

z: OR resultantes de la desintegración.

NORD: Número de OR resultantes de la desintegración.

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO X Num. 10.1.2)

de 484

Duda:

Alude a las Circulares CREG 001/07, 004/07, 013/07 y 085/08, ¿se requiere algún ajuste en el texto a compilar?

Duda:

¿Corresponde a una norma de carácter transitorio?

CAPÍTULO 3PORCENTAJE DE AOM GASTADO Y REMUNERADO (2004-2007)

ARTÍCULO 5.13.10.3.1. PORCENTAJE DE AOM GASTADO Y REMUNERADO (2004-2007). A partir de los valores de AOMGj,04-07, AOMRj,04-07 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 de la Inversión del OR j, remunerada vía cargos por uso.

PAOMGj,04-07: Porcentaje de AOM gastado por el OR j, en el periodo 2004-2007.

PAOMRj,04-07: Porcentaje de AOM remunerado al OR j, en el periodo 2004-2007.

PAOMj,ref: Porcentaje de AOM de referencia para el OR j.

AOMGj,04-07: AOM gastado por el OR j, en el periodo 2004-2007.

AOMRj,04-07: AOM remunerado al OR j, en el periodo 2004-2007.

AOMj,ref: AOM de referencia para el OR j.

n : Nivel de Tensión

CRIj,n: Costo de Reposición de la Inversión reconocida al OR j, para el nivel de tensión n, de acuerdo con lo definido en el CAPÍTULO II de este Anexo.

Los valores de los tres porcentajes de AOM calculados en este numeral son iguales para

de 484

todos los niveles de tensión y quedarán fijos, tal como se establezcan en cada resolución particular.


Duda:


CAPÍTULO 4GASTOS AOM A RECONOCER


ARTÍCULO 5.13.10.4.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). <Ver Notas de Vigencia>

Para los años 2008 y 2009 se establecerá el porcentaje de AOM a reconocer al OR j, PAOMRj,k igual para todos los niveles de tensión, igual al porcentaje de AOM de referencia para el OR j, PAOMj,ref.

A partir del año 2010 el porcentaje de AOM a reconocer al OR j, PAOMRj,k, se determinará con base en la información anual de los gastos AOM presentados por dicho OR y el comportamiento en los indicadores de calidad de su sistema. Para lo anterior se deberá tener en cuenta lo siguiente:

Se establece un límite superior para cada OR j como su PAOMj,ref incrementado en un 0,7%. Se establece un límite inferior igual para todos los OR del 1% del CRIj,n. En ningún caso el porcentaje de AOM a reconocer al OR j, en el año k, PAOMRj,k, será mayor ni menor a los límites superior e inferior establecidos en este numeral. El porcentaje de AOM a reconocer al OR j, en el año k, PAOMRj,k, se aplicará a partir del mes de mayo del año k. Cada año los OR deberán enviar a la CREG la información extractada del Plan Único de Cuentas -PUC-, a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior con la cual se determinará el AOM Demostrado por el OR j, en el año k-1, AOMDj,k-1.

Las empresas deberán contratar auditorias, cuyos requisitos se establecerán por la CREG en Resolución aparte así como el detalle de la información a entregar, junto con los plazos y los

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formatos de dicha información.. Igualmente, se incluirá en dicha resolución el mecanismo que deberá emplear el OR para hacer público el PAOMRj,k.

Teniendo en cuenta que la Ley contempla que la metodología para la remuneración de la actividad de distribución debe permitir que se compartan las mejoras de eficiencia entre la empresa y el usuario, se entiende que si una empresa no entrega la información que permita conocer las respectivas mejoras en AOM, la CREG asumirá que éstas 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 obtenga el visto bueno de la Auditoría contratada para revisar esta información, se considerará como no entregada.

A partir del AOMDj,k-1 se determinará el porcentaje de AOM demostrado en el año k-1, PAOMDj,k-1, como la relación entre i) el AOMDj,k-1 y ii) el Costo de Reposición de la Inversión del OR j, remunerada vía cargos por uso.

Donde:

PAOMDj,k-1: Porcentaje de AOM demostrado por el OR j, en el año k-1.

AOMDj,k-1: Gastos anuales de Administración, Operación y Mantenimiento demostrados por el OR j, en el año k-1.

n : Nivel de Tensión

CRIj,n: Costo de Reposición de la inversión reconocida al OR j, para el nivel de tensión n, de acuerdo con lo definido en el CAPÍTULO II del presente anexo.

IPPk-1: Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre del año k-1.


Cuando se presenten fusiones o desintegraciones de empresas, se empleará el siguiente procedimiento para la obtención del AOM Demostrado por el OR j, en el año k-1, AOMDj,k-1: i. En el caso de fusiones de empresas se utilizará la información de AOM de las empresas

de 484

que dieron lugar a la fusión, es decir se sumará el AOM Demostrado por cada una de estas empresas en la fracción del año k-1 antes de la fusión y el AOM Demostrado por la empresa resultante de la fusión en lo restante del año k-1.

ii. En el caso de desintegración de empresas se sumará el valor de AOM Demostrado por la empresa que dio lugar a la desintegración durante la fracción del año k-1, con los valores de AOM Demostrados por las nuevas empresas desintegradas en lo restante del año k-1, dicho valor será considerado como el AOM Demostrado por el OR j antes de la desintegración, en el año k-1, AOMDj,AD,k-1.

El AOM Demostrado por el OR j antes de la desintegración, en el año k-1, AOMDj,AD,k-1, se repartirá entre las empresas desintegradas, con base en su porcentaje de participación en la suma del Costo de Reposición de la Inversión reconocida, de acuerdo con las resoluciones particulares que dieron lugar a dicha desintegración.

Cuando se presenten fusiones o desintegraciones de empresas y mientras se hace la revisión anual establecida en este capítulo del porcentaje de AOM, se continuará aplicando el mismo PAOMRj,k a todas las empresas que hacen parte de la fusión o desintegración.


Duda:


Duda:


SECCIÓN 2PORCENTAJE DE AOM A RECONOCER EN EL AÑO K, PAOMRJ,K

ARTÍCULO 5.13.10.4.2.3. ACLARACIÓN PARA EL CÁLCULO DEL PAOMRJ,K DE LOS OPERADORES DE RED. Para aplicar las fórmulas de comparación de los Índices Anuales Agrupados de la Discontinuidad, IAAD, establecidas en el numeral 10.3.1 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, los Operadores de Red, OR, deberán tener en cuenta lo siguiente:

a) Los OR que con anterioridad al 1o de enero del año k no hayan dado inicio al Esquema de Incentivos y Compensaciones, previsto en el numeral 11.2.4 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, deberán continuar calculando el Índice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad, ITADn,p, teniendo en cuenta lo previsto en el penúltimo inciso del numeral 10.3.1 del citado anexo, y los valores reportados para el indicador DESc, de acuerdo con el listado de interrupciones señalado en la Resolución CREG 096 de 2000;

b) Los OR que con anterioridad al 1o de enero del año k hayan dado inicio al esquema de incentivos, recalcularán cada Índice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad, ITADn,p,

de 484

correspondiente a los trimestres anteriores a la fecha de inicio del esquema, teniendo en cuenta el listado de interrupciones previsto en el numeral 11.2.1.2 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 y aquellas que la modifiquen o sustituyan.


Duda:


ARTÍCULO 5.13.10.4.2.4. TRANSITORIO. Los OR que con anterioridad al 1o de enero de 2012 hayan dado inicio al esquema de incentivos realizarán el cálculo de cada Índice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad, ITADn,p, correspondiente a los trimestres anteriores a la fecha de inicio del esquema, de acuerdo con lo previsto en el literal b) del artículo 1o de esta resolución.

Con los valores de ITADn,p obtenidos con el procedimiento mencionado, con los calculados para los trimestres posteriores a la fecha de inicio del esquema de incentivos y con base en lo establecido en el numeral 10.3.1 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, el OR calculará el porcentaje de AOM a reconocer para el año 2012, de lo cual deberá entregar un informe a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, el cual deberá contener, en archivos de hojas electrónicas, lo siguiente: i) el listado de interrupciones que fueron reclasificadas para recalcular los ITADn,p, identificando la clasificación asignada con ambas metodologías, ii) los valores de los ITADn,p recalculados y iii) el resultado obtenido para el nuevo porcentaje de AOM a reconocer para el año 2012, PAOMRj,2012.

Los OR que hayan iniciado el esquema de incentivos antes del 1o de enero de 2011 deberán calcular primero el PAOMRj,2011 y, con base en este, el PAOMRj,2012.

Si como resultado de este ejercicio el PAOMRj,2012 es diferente al calculado e informado a la SSPD en cumplimiento de la Resolución CREG 051 de 2010, el nuevo resultado se aplicará a partir del primer día del mes siguiente al de su entrega a la SSPD, y el OR deberá informarlo al LAC para la actualización de los respectivos cargos.

Si no hay cambio en el PAOMRj,2012 se seguirá utilizando el porcentaje que se esté aplicando a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución.

PARÁGRAFO. Lo previsto en este artículo solo se puede aplicar por los OR, para recalcular los porcentajes de AOM a reconocer, siempre y cuando: i) hayan dado inicio al esquema de incentivos y compensaciones, antes del 1o de enero de 2012, y ii) los porcentajes iniciales hayan sido informados a la SSPD dando cumplimiento a lo previsto en las Resoluciones CREG 051 de 2010 y 024 de 2012 para su entrega.


Duda:

Esta es una norma de carácter transitorio, asociada a un hito, ¿debe incorporarse en la resolución única?, ¿es posible que todavía aplique para quienes hayan iniciado el esquema de incentivos antes de las fechas a las que alude?

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ARTÍCULO 5.13.10.4.2.5. IAADJ,K-1,N > IAADJ,K-2,N. Sí cualquiera de los dos Índices Anuales Agrupados de la Discontinuidad (IAAD), para los Niveles de Tensión 2 - 3 en forma agregada y para el Nivel de Tensión 1 en forma independiente, calculado cada uno al mes de diciembre del año k-1, como el promedio de los IAAD del año 2008 hasta el año k-1, es superior al respectivo IAAD calculado doce meses atrás, año k-2, como el promedio de los IAAD del año 2008 hasta el año k-2, el porcentaje de AOM a reconocer en el año k, PAOMRj,k, se determinará de acuerdo con el siguiente procedimiento:

i. Sí PAOMGj,04-07 = PAOMRj,04-07 y PAOMDj,k-1 = PAOMRj,k-1

ii. Sí PAOMGj,04-07 = PAOMRj,04-07 y PAOMDj,k-1 < PAOMRj,k-1

iii. Sí PAOMGj,04-07 < PAOMRj,04-07 y PAOMDj,k-1 = PAOMRj,k-1

iv. Sí PAOMGj,04-07 < PAOMRj,04-07 y PAOMDj,k-1 < PAOMRj,k-1

Donde:

PAOMGj,04-07: Porcentaje de AOM gastado por el OR j, en el periodo 2004-2007.

PAOMRj,04-07: Porcentaje de AOM remunerado al OR j, en el periodo 2004-2007.

PAOMDj,k-1: Porcentaje de AOM demostrado por el OR j, en el año k-1.

PAOMRj,k-1: Porcentaje de AOM reconocido al OR j, en el año k-1.

PAOMRj,k: Porcentaje de AOM a reconocer por el OR j, en el año k.

A partir del primer trimestre del año 2008 y hasta que se inicie con la aplicación del esquema de incentivos de calidad presentado en el CAPÍTULO XI, cada OR j deberá calcular el Índice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad, ITADn,p, establecido en el numeral 11.2.3.2 de este Anexo, con base en los valores reportados para el indicador DES.

<Ver Notas del Editor> El OR tendrá hasta el día catorce (14) de julio de 2009 para reportar al SUI los Índices Trimestrales Agrupados de la Discontinuidad comprendidos entre enero de 2008 y junio de 2009. A partir de esa fecha, el OR tendrá hasta el día catorce (14) del mes siguiente al de finalización de cada trimestre para reportar al SUI dichos índices.

de 484

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO X Num. 10.3.1.2)

Duda:

Incluye texto modificado tácitamente por la R CREG 098/09 Art 4, se elimina el último inciso.

ARTÍCULO 5.13.10.4.2.6. REPORTE DE LOS INDICES AGRUPADOS DE LA DISCONTINUIDAD ITAD PARA EL CÁLCULO DE PAOMR. Para efectos del cálculo del Porcentaje de AOM a Reconocer, PAOMRj.k, establecido en el numeral 10.3.1 del Anexo General de la Resolución CREG 097 de 2008, el OR tendrá hasta el día diecisiete (17) de noviembre de 2009 para reportar al SUI los Indices Trimestrales Agrupados de la Discontinuidad- ITAD, comprendidos entre enero de 2008 y septiembre de 2009. A partir de esa fecha, el OR tendrá hasta el día quince (15) del segundo mes siguiente al de finalización de cada trimestre para reportar al SUI dichos índices.


Duda:

Incluye texto de carácter transitorio -"... Para efectos ... septiembre de 2009"-, ¿se mantiene ese texto?

CAPÍTULO 5AOM PARA EL OR RECIENTEMENTE VINCULADO AL SIN

TÍTULO 11CALIDAD DEL SERVICIO (ANEXO GENERAL CAPÍTULO XI)


ARTÍCULO 5.13.11.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). En este Capítulo se establecen las reglas que se deben cumplir en cuanto a la calidad en la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica tanto en los STR como en los SDL. Para el caso de los STR se define el tratamiento aplicable a los Operadores de Red cuando no cumplan las condiciones aquí establecidas, y para el caso de los SDL se define un Esquema de Incentivos aplicable de acuerdo con su gestión de calidad.

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO XI)

Duda:


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CAPÍTULO 2CALIDAD DEL SERVICIO EN EL STR


ARTÍCULO 5.13.11.2.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). <Ver Notas de Vigencia sobre fecha de aplicación>

La continuidad en la Distribución de Energía Eléctrica en el STR, dentro de los niveles de calidad establecidos, será responsabilidad de los Operadores de Red. Sin perjuicio de la responsabilidad a cargo del Operador de Red 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 compensaciones al Operador de Red, a favor de los usuarios, de conformidad con lo establecido en este Capítulo.

Las compensaciones se aplicarán disminuyendo el Ingreso Mensual que le corresponde a cada Operador de Red. Para tal efecto, el LAC calculará mensualmente las compensaciones que deberán ser asumidas por el OR, conforme a lo previsto en el numeral 11.1.8 de este Anexo.

<Ver Notas de Vigencia> A partir del primer día del séptimo mes siguiente a 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 compensaciones establecidos en esta Resolución.

Hay incumplimiento en la prestación continua del servicio de Distribución de Energía Eléctrica en el STR cuando se presenten indisponibilidades que ocasionen Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos.

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO XI Num. 11.1)

Duda:


ARTÍCULO 5.13.11.2.1.2. Se fija el 1o de julio de 2009 como fecha para que el CND y el LAC inicien la aplicación de los procedimientos para el cálculo de los indicadores de calidad y las compensaciones establecidos en el numeral 11.1 del Anexo General Resolución CREG 097 de 2008.


Duda:

¿Esta norma fijó una fecha límite que ya se cumplió, se mantiene en la resolución única?

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SECCIÓN 2BASES DE DATOS

SECCIÓN 3MÁXIMAS HORAS ANUALES DE INDISPONIBILIDAD

SECCIÓN 4MÁXIMOS PERMITIDOS DE INDISPONIBILIDAD

SECCIÓN 5INDISPONIBILIDAD DE LOS ACTIVOS DE USO DEL STR

ARTÍCULO 5.13.11.2.5.1. INDISPONIBILIDAD DE LOS ACTIVOS DE USO DEL STR. La duración de las indisponibilidades de los activos del STR 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.

Las horas de indisponibilidad de cada uno de los activos que hacen parte de los grupos de activos relacionados en el numeral 11.1.2 del presente Anexo, la calcula mensualmente el Centro Nacional de Despacho, CND, mediante la siguiente expresión:

Donde:

HIDm,u: Horas de Indisponibilidad del activo u, durante el mes m.

i: Evento de Indisponibilidad.

n: Número Total de Indisponibilidades del activo u, durante el mes m.

Hi,u: Duración de la indisponibilidad i, para el activo u.

CAPDi,u : Capacidad disponible del activo u, durante la indisponibilidad i.

CAPNu: Capacidad Nominal del activo u.

Para la aplicación de la metodología establecida en esta Resolución, las Horas de Indisponibilidad del activo u, durante cada uno de los once meses anteriores al primer mes de aplicación de esta metodología, se asumirán iguales a cero (0).

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO XI Num. 11.1.4)

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Duda:

¿Cómo afecta el texto de esta norma la aclaración a que aluden los considerandos de la R CREG 094/12, y los numerales 1.1. y 2.2 del anexo general?

SECCIÓN 6INDISPONIBILIDADES EXCLUIDAS

ARTÍCULO 5.13.11.2.6.1. INDISPONIBILIDADES EXCLUIDAS. Para el cálculo de la Indisponibilidad de un activo, se excluyen únicamente las siguientes, 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 si se han cumplido las siguientes reglas:

El OR informará 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 del nuevo proyecto al SIN, coordinando con los responsables de los equipos que se requiera desconectar para que éstos soliciten las consignaciones necesarias al CND, si se requiere. Para dichas consignaciones se deberá 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. 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 solicitadas 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.

El OR 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.

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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. Para este caso, el Ingreso Mensual del activo será calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 11.1.7 de este Anexo. v. Las consignaciones o los incumplimientos en los tiempos de ejecución de maniobras, originados en los Eventos definidos en el literal anterior.

vi. Las indisponibilidades debidas a Mantenimientos Mayores que se hayan efectuado con sujeción al procedimiento establecido para tal fin.

vii. La ejecución de obras por parte de entidades estatales o las modificaciones a las instalaciones existentes ordenadas en los Planes de Ordenamiento Territorial.


Duda:

¿Cómo afecta el texto de esta norma la aclaración a que alude la R CREG 094/12 Art 8?

SECCIÓN 7INGRESO MENSUAL REGULADO

ARTÍCULO 5.13.11.2.7.1. INGRESO MENSUAL REGULADO. <Numeral modificado por el artículo 9 de la Resolución 133 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Para lo contemplado en el numeral 11.1 de este Anexo, en caso de requerirse, el Ingreso Mensual Regulado para cada uno de los activos del STR se calculará así:

IMRm,u: Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo u, durante el mes m.

CRu: Costo Reconocido para el activo u, de acuerdo con lo previsto en el CAPÍTULO 5 de esta Resolución.

r: Tasa de Retorno para remuneración con la Metodología de Ingreso Regulado.

Vu: Vida útil en años, reconocida para el activo u.

RPPj,u: Esta fracción se calcula a partir de la parte del valor de la UC u que no se debe incluir en el cálculo de la tarifa de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, respecto del valor total de dicha UC.

PAOMRj,k: Porcentaje que se reconoce al OR j, en el año k, para remunerar el gasto anual

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de administración, operación y mantenimiento, de acuerdo con lo establecido en el CAPÍTULO 10 de este Anexo.

IPPm-1: Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes m-1.


(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO XI Num. 11.1.6) (Fuente: R CREG 133/08, Art. 9)

Duda:


SECCIÓN 8REMUNERACIÓN EN ALGUNOS CASOS DE INDISPONIBILIDAD

SECCIÓN 9COMPENSACIONES

SUBSECCIÓN 1COMPENSACIONES POR INCUMPLIMIENTO DE LAS METAS

SUBSECCIÓN 2COMPENSACIONES POR ENERGÍA NO SUMINISTRADA O POR DEJAR NO

OPERATIVOS OTROS ACTIVOS

SECCIÓN 10INGRESO MENSUAL AJUSTADO

SECCIÓN 11LÍMITE DE LOS VALORES A COMPENSAR

CAPÍTULO 3CALIDAD DEL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN EN EL SDL


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ARTÍCULO 5.13.11.3.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). La calidad del servicio de los sistemas de distribución local, SDL, se evaluará trimestralmente en términos de la Calidad Media brindada por el OR a sus usuarios conectados al Nivel de Tensión 1 y, en forma agregada, a sus usuarios conectados a los Niveles de Tensión 2 y 3, comparada con una Calidad Media de Referencia.

Para el efecto, dichas Calidades Medias se expresarán como un Índice de Discontinuidad que relaciona la cantidad promedio de Energía No Suministrada (ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR. En función de la mayor o menor cantidad de ENS durante un trimestre específico, el OR será objeto de aplicación de un Esquema de Incentivos el cual, de manera respectiva, le hará disminuir su Cargo por Uso del correspondiente Nivel de Tensión, o le permitirá aumentarlo durante el trimestre inmediatamente siguiente a la evaluación.

El esquema de incentivos se complementará con un esquema de compensaciones a los usuarios “peor servidos” el cual busca disminuir la dispersión de la calidad prestada por el OR en torno a la calidad media, garantizando así un nivel mínimo de calidad a los usuarios.

En este aparte del Capítulo se definen todos los conceptos que se requieren para crear el esquema anteriormente descrito, y los elementos que conformarán el Sistema de Información que permitirá su aplicación, así:

Se clasifican las interrupciones del servicio de energía eléctrica, identificando aquellas que serán excluidas a efectos de evaluar los niveles de calidad media indicados. Se definen los grupos de calidad dentro de los cuales se clasificarán cada uno de los transformadores, tramos de circuito y alimentadores. Se definen los Índices de discontinuidad aplicables y su forma de estimación, los cuales serán propios de cada OR. Se define la metodología para la estimación del incentivo a partir de los Índices de Discontinuidad, estableciendo una banda de indiferencia sobre la cual estos no serán tenidos en cuenta. Se establece la forma de medición, registro y reporte de la información base para la aplicación del esquema, y su forma de verificación, así como el mecanismo que se utilizará para la estimación continua de los correspondientes incentivos. Finalmente, se establecen los requisitos que debe cumplir cada OR para dar inicio a la aplicación del esquema en un tiempo máximo determinado. La aplicación del esquema de incentivos y compensaciones descritos en este numeral no limita los derechos de los usuarios para reclamar ante el OR los perjuicios causados por la discontinuidad del servicio.

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO XI Num. 11.2)

Duda:

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SECCIÓN 2INTERRUPCIONES DEL SERVICIO DE ENERGÍA

SECCIÓN 3GRUPOS DE CALIDAD PARA LA MEDICIÓN

SECCIÓN 4ÍNDICES DE LA DISCONTINUIDAD DEL SERVICIO

ARTÍCULO 5.13.11.3.4.2. CÁLCULO DEL ÍNDICE DE REFERENCIA AGRUPADO DE LA DISCONTINUIDAD. El Índice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad (IRADn,p) se calcula para cada OR a partir de la información que reportó en la base de datos del SUI acerca de los eventos ocurridos en su sistema trimestralmente durante los años 2006 y 2007. Este Índice se establecerá mediante Resolución particular aplicando la siguiente expresión:

Donde:

IRADn,p: Índice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad, que representa el nivel promedio de Discontinuidad del servicio que percibieron trimestralmente los usuarios del OR conectados al Nivel de Tensión n, durante los años 2006 y 2007.

IRADKn,p,k: Índice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad, que representa el nivel promedio de Discontinuidad del servicio que percibieron los usuarios del OR conectados al Nivel de Tensión n, durante el trimestre p del año k.

IRGn,q,p,k: <Definición de la variable modificada por el artículo 10 de la Resolución 43 de 2010. El nuevo texto es el siguiente:> Índice de Referencia de la Discontinuidad por Grupo de calidad q, en el trimestre p del año k y en el Nivel de Tensión n.

G: Cantidad de grupos de calidad en los que el OR tiene usuarios

k: Años de referencia en donde k1=2006 y k2=2007

p: Trimestre de cada año, para el que se elabora el cálculo. (1 de enero a 31 de marzo, 1 de abril a 30 de junio, 1 de julio a 30 de septiembre y 1 de octubre a 31 de diciembre).

El Índice de Referencia de la Discontinuidad por Grupo de Calidad (IRGn,q,p,k) se obtiene mediante la siguiente expresión:

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Donde:

NRGn,q,p,k: Nivel de Discontinuidad de Referencia por Grupo de Calidad, medido en kWh, que considera las interrupciones en cada grupo de calidad q, del Nivel de Tensión n, en el trimestre p del año k.

VTn,q,p,k: Ventas de energía asociadas al grupo de calidad q, en el Nivel de Tensión n y para el trimestre p del año k, en kWh, según información reportada en la base de datos comercial del SUI.

<Forma de calcular el componente VTn,q,p adicionado por el artículo 4 de la Resolución 67 de 2010. El nuevo texto es el siguiente:>

Donde:

EPDn,q,p: Energía promedio diaria facturada a los usuarios del nivel de tensión n, conectados al transformador que pertenece al grupo de calidad q, durante el trimestre p.

El Nivel de Discontinuidad de Referencia por Grupo de Calidad (NRGn,q,p,k) se halla mediante la siguiente expresión:

Donde:

NRTn,t,q,p,k: Nivel de Referencia de las interrupciones por Transformador, medido en kWh, de cada transformador t, que pertenece al grupo de calidad q, del Nivel de Tensión n, para el trimestre p del año k.

Nn,q,p,k: Número total de transformadores del respectivo OR del Nivel de Tensión n y del grupo de calidad q, durante el trimestre p del año k.

El Nivel de Referencia de las interrupciones por Transformador (NRTn,t,q,p,k) se calcula como se muestra a continuación:

Donde:

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DRTn,t,q,p,k: Duración de Referencia, calculada como la sumatoria en horas de las interrupciones del transformador t, perteneciente al grupo de calidad q y al Nivel de Tensión n, durante el trimestre p del año k.

EPUn,q,p,k: <Definición de la variable modificada por el artículo 8 de la Resolución 43 de 2010. El nuevo texto es el siguiente:> Energía promedio consumida en kwh/hora por los usuarios del grupo de calidad q, del Nivel de Tensión n, durante el trimestre p del año k, según información reportada por el comercializador en la base de datos comercial del SUI.

<Fórmula para calcular el componente EPU que hace parte de este numeral adicionada por el artículo 3 de la Resolución 67 de 2010. El nuevo texto es el siguiente:>

Donde:

Nniun,q,p: Número de usuarios identificados a partir del NIU, para los cuales durante el trimestre p se reporta por lo menos una factura en el SUI. Para calcular este número cada usuario sólo puede ser contado una vez.

EPDn,q,p: Energía promedio diaria facturada a los usuarios del nivel de tensión n, conectados al transformador que pertenece al grupo de calidad q, durante el trimestre p.

Nfactp,u: Número de facturas del usuario u durante el trimestre p.

Ndíasp,f,u: Igual a la variable “días facturados”, o la que la modifique o sustituya, reportada en el SUI durante el trimestre p, para la factura f del usuario u.

EFp,f,u: Igual a la variable “consumos” reportada en el SUI durante el trimestre p, para la factura f del usuario u.

PARÁGRAFO 1o. Para el cálculo del EPU y de todos sus componentes sólo se deben tomar los NIU reportados al SUI en por lo menos uno de los meses que conforman el trimestre p.

NUn,t,q,p,k: Número promedio de usuarios del transformador t, del Nivel de Tensión n y del grupo de calidad q, durante el trimestre p del año k.

<Texto adicionado al numeral 11.2.3.1 por el artículo 1 de la Resolución 166 de 2010. El nuevo texto es el siguiente:>

Cuando la información reportada en las bases de datos del Sistema Único de Información, SUI, de que trata la Ley 689 de 2001, sobre los años 2006 y 2007, no permita calcular alguno

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de los índices de referencia de la discontinuidad por grupo de calidad, IRGn,q,p,k, la CREG establecerá estos índices con las siguientes reglas:

a) En el caso en que no existe información histórica que permita calcular en ningún grupo de calidad el IRG de un mismo trimestre y nivel de tensión, en uno de los dos años de referencia; pero que en los demás trimestres del mismo grupo de calidad, nivel de tensión y año el IRG sí pudo ser calculado con la información histórica, el IRG faltante será igual al promedio de los IRG calculados en los demás trimestres del respectivo grupo calidad, nivel de tensión y año;

b) En el caso en que en ninguno de los dos años de referencia, haya sido posible establecer algún IRG de un grupo de calidad, trimestre y nivel de tensión, pero existe al menos el IRG de uno o más trimestres de ese grupo de calidad, nivel de tensión y año, cada IRG faltante será igual al promedio de los IRG de los demás trimestres que fueron establecidos con la información del respectivo grupo calidad, nivel de tensión y año.

Si sólo es posible establecer los IRG de uno de los dos años, estos mismos índices serán asignados al otro año de referencia;

c) En el caso en que para ningún trimestre, de ninguno de los dos años de referencia, existe información histórica que permita calcular los IRG de un grupo de calidad y nivel de tensión, estos IRG faltantes en cada trimestre serán iguales al promedio de los IRG establecidos para los demás grupos de calidad, pero del mismo nivel de tensión, trimestre y año;

d) En el caso en que para un nivel de tensión no existe información histórica que permita calcular los IRG de ningún grupo de calidad, para ninguno de los trimestres, de los dos años de referencia; los IRG de ese nivel de tensión serán iguales a los IRG del otro nivel de tensión, según el respectivo grupo de calidad, trimestre y año.

PARÁGRAFO 1o. La aplicación de cada regla debe realizarse en orden cronológico, iniciando por el primer trimestre del año 2006 y terminando en el cuarto trimestre del 2007. Su aplicación debe realizarse para todos los grupos antes de aplicar la siguiente regla. La aplicación de la regla a) es prioritaria sobre la regla b), ésta sobre la regla c) y esta sobre la regla d).

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO XI Num. 11.2.3.1) (Fuente: R CREG 166/10, Art. 1) (Fuente: R CREG 067/10, Art. 4) (Fuente: R CREG 067/10, Art. 3) (Fuente: R CREG 043/10, Art. 10) (Fuente: R CREG 043/10, Art. 8)

Duda:

¿La adición realizada por la R CREG 166/10 Art 1 es de carácter transitorio?

ARTÍCULO 5.13.11.3.4.4. Hasta que se inicie la aplicación del esquema de incentivos de calidad establecido en el Capítulo 11 del Anexo General de la Resolución CREG 097 de 2008, y con el fin de cumplir con lo establecido en el numeral 10.3.1, cada OR debe calcular el componente DTT a partir de la duración de las interrupciones reportadas al SUI que se tienen en cuenta para el indicador DES, las cuales están definidas en el numeral 6.3.1.2 de la

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Resolución CREG 070 de 1998.


Duda:

Esta es una disposición de carácter transitorio, ¿ya se cumplió el hito a que alude?, ¿se incluye en la resolución única?

SECCIÓN 5ESQUEMA DE INCENTIVOS Y COMPENSACIONES A LA CALIDAD DEL SERVICIO DE

DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

SECCIÓN 6INFORMACIÓN BÁSICA PARA LA APLICACIÓN DEL ESQUEMA DE INCENTIVOS


ARTÍCULO 5.13.11.3.6.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). La información básica para la aplicación del esquema de incentivos y la estimación de los Índices, Incentivos y Compensaciones debe ser medida, registrada y reportada de acuerdo con lo que se establece en este numeral.


Duda:


SUBSECCIÓN 2MEDICIÓN DE LAS INTERRUPCIONES

SUBSECCIÓN 3REGISTRO Y REPORTE DE LA INFORMACIÓN DE LAS INTERRUPCIONES

SUBSECCIÓN 4ESTIMACIÓN TRIMESTRAL DE LA DISCONTINUIDAD Y DEL INCENTIVO

CORRESPONDIENTE

SUBSECCIÓN 5

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AUDITORÍAS

SECCIÓN 7IMPLEMENTACIÓN DEL ESQUEMA DE INCENTIVOS Y COMPENSACIONES

ARTÍCULO 5.13.11.3.7.4. REQUISITOS PARA LA APLICACIÓN DEL ESQUEMA DE INCENTIVOS Y COMPENSACIONES. La aplicación del Esquema de Incentivos y Compensaciones se iniciará para cada OR una vez cumpla los requisitos establecidos en este numeral y se haya expedido la Resolución de que trata el numeral 11.2.6.1.

Sin perjuicio de lo anterior, el OR contará con un plazo máximo de dieciocho (18) meses, contados a partir de la fecha de entrada en vigencia de esta Resolución, para cumplir con estos requisitos. De no ser así, se considerará que el OR está incumpliendo la regulación de calidad del servicio.

El OR informará a la CREG el cumplimiento de los siguientes requisitos con base en los resultados de la auditoría que para el efecto debe contratar, como se indica en el numeral 11.2.5.4 de este Capítulo.

a) Vinculación de usuarios a transformadores y circuitos. Este requisito debe estar cumplido de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 070 de 1998 y solicitado en la circular conjunta SSPD-CREG No. 002 de 2003 o demás que la complementen, modifiquen o sustituyan.

b) Sistema de Gestión de la Distribución descrito en el numeral 11.2.5.1.

c) Telemedición en elementos de corte y maniobra instalados en la cabecera de circuito.

d) Permiso al LAC para tener acceso directo a la Base de Datos de Interrupciones registradas en el sistema de Gestión de la Distribución de cada OR.

e) Sistema de Medición y Procedimientos de Registro y Reporte del OR certificados.

Mientras el OR comienza a aplicar el Esquema de Incentivos y/o Compensaciones deberá continuar aplicando la regulación de calidad del servicio establecido en la Resolución CREG 070 de 1998 y demás resoluciones que la modifican, complementan o sustituyen.

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO XI Num. 11.2.6.3)

Duda:

Alude a la Circular conjunta SSPD-CREG No. 002/03, ¿se requiere algún ajuste en el texto a compilar?

SECCIÓN 8RESPONSABILIDADES DE INFORMACIÓN SOBRE LA CALIDAD DEL SDL

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SECCIÓN 9CALIDAD DEL SERVICIO PARA EMPRESAS RECIENTEMENTE VINCULADAS AL SIN

TÍTULO 12PÉRDIDAS Y FACTORES PARA REFERIR AL STN (ANEXO GENERAL CAPÍTULO XII)

ARTÍCULO 5.13.12.1. PÉRDIDAS Y FACTORES PARA REFERIR AL STN (ANEXO GENERAL CAPÍTULO XII). La determinación de pérdidas reconocidas por Nivel de Tensión resulta de análisis técnicos de los sistemas operados por cada OR con base en la información entregada en cumplimiento de las Circulares CREG 013 y 015 de 2007 y, adicionalmente, en la información entregada por XM Expertos en Mercados S.A. E.S.P. con la simulación de pérdidas en los STR.

La determinación de pérdidas totales y pérdidas no reconocidas resulta de los análisis de los flujos de energía entregados conforme al CAPÍTULO IX, la información de fronteras del SIC y la información de ventas del SUI.

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO XII)

Duda:

Alude a las Circulares CREG 013 y 015/07, ¿se requiere algún ajuste en el texto a compilar?

ARTÍCULO 5.13.12.2. PÉRDIDAS RECONOCIDAS POR NIVEL DE TENSIÓN. Las pérdidas reconocidas por nivel de tensión se determinarán de acuerdo con los siguientes criterios:

Nivel de Tensión 4 (Pj,4)

Se calcula un índice de pérdidas para cada STR en el Nivel de Tensión 4 y conexiones al STN, para reconocer la cantidad de la energía perdida, por aspectos técnicos de la red, respecto de la energía de entrada al Nivel de Tensión 4.


Se calcula un índice de pérdidas técnicas para el Nivel de Tensión 3 para cada sistema operado por un OR, para reconocer la cantidad de la energía perdida por aspectos técnicos de la red respecto de la energía de entrada al Nivel de Tensión 3, modelando la totalidad de la red con la información de redes y equipos de Nivel de Tensión 3 y sus curvas de carga entregados a la CREG de acuerdo con lo solicitado en la Circular CREG 015 de 2007.

En caso de que no se cuente con la totalidad de la información de que trata la Circular 015 de 2007 de algún OR o de que se encuentren inconsistencias en la información presentada, se utiliza la mejor información disponible para el cálculo de las pérdidas.

En caso de no contar con información de un OR y de conocer que dicho OR cuenta con infraestructura en el Nivel de Tensión 3, se le asignará un valor inferior en 0,5 puntos

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porcentuales al menor índice de pérdidas técnicas calculado para los otros OR en el país, hasta tanto el OR presente la información requerida.

Cuando un OR haya presentado un modelo con la simulación de la totalidad de su red en este nivel de tensión, se aprobará el índice resultante de dicha simulación siempre y cuando el modelo contenga la información reportada a la CREG en cumplimiento de lo solicitado en la Circular CREG 015 de 2007, cumpla con los parámetros técnicos estipulados en la regulación y la energía circulante por las redes de dicho nivel de tensión en un año no supere la energía de entrada a dicho nivel de tensión declarada por el OR (según el CAPÍTULO IX).


Se calcula un índice de pérdidas técnicas para el Nivel de Tensión 2 para cada sistema operado por un OR, para reconocer la cantidad de la energía perdida por aspectos técnicos de la red respecto de la energía de entrada al Nivel de Tensión 2, modelando las redes típicas o la totalidad de la red entregadas a la CREG de acuerdo con lo solicitado en la Circular CREG 015 de 2007.

En caso de que no se cuente con la totalidad de la información de que trata la Circular 015 de 2007 de algún OR, de que el OR no haya presentado curvas de carga de Nivel de Tensión 2 o de que se encuentren inconsistencias en la información presentada, se utilizará la mejor información disponible para el cálculo de las pérdidas.

En caso de no contar con información de un OR y de conocer que dicho OR cuenta con infraestructura en el Nivel de Tensión 2, se le asignará un valor inferior en 0,5 puntos porcentuales al menor índice de pérdidas técnicas calculado para los otros OR en el país, hasta tanto el OR presente la información requerida.

Cuando un OR haya presentado un modelo con la simulación de la totalidad de su red en este nivel de tensión, se aprobará el índice resultante de dicha simulación siempre y cuando el modelo contenga la información reportada a la CREG en cumplimiento de lo solicitado en la Circular CREG 015 de 2007, cumpla con los parámetros técnicos estipulados en la regulación y la energía circulante por las redes de dicho nivel de tensión en un año no supere la energía de entrada a dicho nivel de tensión declarada por el OR (según el CAPÍTULO IX).


Para este Nivel de Tensión se calcula un índice, resultante del cálculo de pérdidas técnicas y pérdidas no técnicas reconocidas, para reconocer la cantidad de la energía perdida en este nivel respecto de la energía de entrada al mismo.

El cálculo de las pérdidas técnicas se realiza para cada sistema, modelando la totalidad de los circuitos entregados por cada agente de acuerdo con lo solicitado en la Circular CREG 013 de 2007 según los siguientes parámetros:

Para modelar el comportamiento de la carga a través del tiempo en cada circuito, se simula el comportamiento de la carga de los usuarios según el área geográfica en donde se encuentre utilizando un modelo de Montecarlo. En caso de que un OR haya presentado curvas de carga en éste nivel de Tensión, el modelo se ajustará para que represente dicha

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curva. En caso de que no se cuente con la información de que trata la Circular 013 de 2007 de algún OR o en caso de que se encuentren inconsistencias en la información presentada se utiliza la mejor información disponible para el cálculo de las pérdidas. Cuando un OR haya presentado un modelo con la simulación de la totalidad de su red en este nivel de tensión, se aprobará el índice resultante de dicha simulación siempre y cuando el modelo contenga la información reportada a la CREG en cumplimiento de lo solicitado en la Circular CREG 013 de 2007, cumpla con los parámetros técnicos estipulados en la regulación (según el CAPÍTULO IX). Las pérdidas no técnicas reconocidas (PNTj,r), para cada sistema, serán:

Las Pérdidas No Técnicas Reconocidas serán las que se aprueben a cada OR conforme a la presentación de los Planes de Reducción o Mantenimiento de Pérdidas de Energía Eléctrica, como índice de energía perdida en el Nivel de Tensión 1 respecto de la energía de entrada en éste nivel de tensión. Mientras se expide la regulación respecto de los Planes de Reducción o Mantenimiento de Pérdidas de Energía Eléctrica y le son aprobados a los OR sus respectivos índices, se tomará como valor de Pérdidas No Técnicas Reconocidas el índice resultante de la diferencia entre 12,75% y el índice de Pérdidas Técnicas del Nivel de Tensión 1, que permanecerá hasta cuando le sea aprobado al OR su índice particular.

El índice total de pérdidas reconocidas para el Nivel de Tensión 1 será el resultante de la suma de los índices de pérdidas técnicas y de pérdidas no técnicas reconocidas.

En caso de que al momento de presentación de la solicitud de aprobación de costos y cargos por parte de un OR no se cuente con la información del mismo, solicitada a través de la Circular CREG 013 DE 2007, que permita un adecuado cálculo de pérdidas en este Nivel de Tensión, se le asignará a dicho OR un valor inferior en 1 punto porcentual al menor índice de pérdidas técnicas calculado para los otros OR en el país, hasta tanto el OR presente la información requerida.

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO XII Num. 12.1)

Duda:

Alude a las Circulares CREG 013 y 015/07, ¿se requiere algún ajuste en el texto a compilar?

ARTÍCULO 5.13.12.4. 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:

Nivel de Tensión 4:

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donde:

PR4,j: Factor para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 4 del OR j al STN.

Pj,4: <Variable aclarada por el artículo 16 de la Resolución 133 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Pérdidas a reconocer en el Nivel deTensión 4 al OR j, iguales para los OR conectados a un mismo STR.Mientras se aprueba este valor a cada OR con la presente metodología, esta variable será igual a P4,k, para el año 2007 calculada de acuerdo con la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002


<Formula aclarada por el artículo 16 de la Resolución 133 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:>

donde:


Pj,n: <Variable aclarada por el artículo 16 de la Resolución 133 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Pérdidas a reconocer en el Nivel de Tensión n del OR j (donde n es 3 ó 4). Mientras se aprueban estos valores a cada OR con la presente metodología, estas variables serán iguales a P3,k o P4,k para el año 2007, según corresponda, calculadas de acuerdo con la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002.

Fej,n-3: Flujo de energía anual entre el Nivel de Tensión n (n es STN ó 4) y el Nivel de Tensión 3 del OR j (MWh-año), de acuerdo con el balance de energía de que trata el CAPÍTULO IX.

Pj,STN-3: Pérdidas de transformación para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 3 al STN e iguales a 0,23%


de 484

donde:


Pj,n: <Variable aclarada por el artículo 16 de la Resolución 133 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Pérdidas a reconocer en el Nivel de Tensión n del OR j (donde n es 2, 3 ó 4). Mientras se aprueban estos valores aplicables a cada OR con la presente metodología, estas variables serán iguales a P2,j,k, P3,k o P4,k para el año 2007, según corresponda, calculadas de acuerdo con la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002.

Fej,n-2: Flujo de energía anual entre el Nivel de Tensión n (n es STN, 4 ó 3) y el Nivel de Tensión 2 del OR j (MWh-año), de acuerdo con el balance de energía de que trata el CAPÍTULO IX.

Pj,n-2: Pérdidas de transformación para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 2 al Nivel de Tensión n (n es STN ó 4) del mismo OR e iguales a 0,23%


donde:

PR1,j: <Variable aclarada por el artículo 16 de la Resolución 133 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Factor para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 1 del OR j al STN. Mientras se aprueban los valores necesarios para calcularla, esta variable será igual a 12,75%, de acuerdo con lo previsto en el numeral 12.1 de este Anexo.

Pj,1: <Variable aclarada por el artículo 16 de la Resolución 133 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Pérdidas reconocidas en el Nivel de Tensión 1 del OR j. Mientras se aprueba este valor a cada OR con la presente metodología, esta variable se calculará despejándola de la fórmula de cálculo de la variable PR1,j definida anteriormente.


Fej,n-1: Flujo de energía anual entre el Nivel de Tensión n (n es 3 ó 2) y el Nivel de Tensión 1 del OR j (MWh-año), de acuerdo con el balance de energía de que trata el CAPÍTULO IX.

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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 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO XII Num. 12.3) (Fuente: R CREG 133/08, Art. 16)

Duda:


Duda:

¿Incluye disposiciones de carácter transitorio?

TÍTULO 13CARGOS POR RESPALDO DE LA RED (ANEXO GENERAL CAPÍTULO XIII)

TÍTULO 14CRITERIO DE EFICIENCIA PARA TRANSFORMADORES DEL NIVEL DE TENSIÓN 1

(ANEXO GENERAL CAPÍTULO XIV)

ARTÍCULO 5.13.14.1. CRITERIO DE EFICIENCIA PARA TRANSFORMADORES DEL NIVEL DE TENSIÓN 1 (ANEXO GENERAL CAPÍTULO XIV). La valoración de cada uno de los transformadores de Nivel de Tensión 1 se efectuará de acuerdo con la cargabilidad individual, considerando la información de ventas anuales registradas en el transformador, extractada del SUI, y la información recopilada a través de la Circular CREG 013 de 2007.

El valor de los transformadores, que hace parte de la variable Inv_Cj,k,i de que trata el CAPÍTULO II, será el que corresponda a la capacidad reportada por el OR cuando dicho transformador presente una cargabilidad igual o superior al 40% de su capacidad nominal. En caso contrario, se registrará el valor del transformador con capacidad menor que cumpla con la cargabilidad el 40% para atender la demanda asociada, según las siguientes expresiones:

Si Fcti 0,4 entonces CapTi = CapRi

Si Fcti < 0,4 entonces CapTi = Comi

de 484

Con:

Donde:

Fcti : Cargabilidad del Transformador i

CapTi : Capacidad del transformador i (kVA) a reconocer como parte de la variable Inv_Cj,k,i de que trata el CAPÍTULO II.

CapRi: Capacidad del transformador i (kVA) reportada por el OR.

Comi(CapAi): Capacidad del transformador monofásico o trifásico (kVA) inmediatamente superior al valor de la CapAi. Se establecen como capacidades de los transformadores monofásicos o trifásicos (kVA), las indicadas en la Tabla 20, numeral 5.3 del CAPÍTULO V de esta Resolución.

CapAi: Capacidad de un transformador (kVA) cargado al 40% considerando la demanda de energía anual del transformador i.

La cargabilidad del transformador se calculará según las siguientes expresiones:

Donde:

Fcti : Cargabilidad del Transformador i.

de 484

Ppti: Potencia Pico calculada para el transformador i (kVA)

CapRi: Capacidad del transformador i (kVA) reportada por el OR.

Vtfi : Ventas de energía anuales ajustadas (kWh-año) para el transformador i del OR j.

f : Factor de potencia igual a 0,9

Fci: Factor de carga del transformador i, reportado por el OR en cumplimiento de lo solicitado en la Circular CREG 013 de 2007.

pi: Fracción de la energía perdida trasportada en el transformador i (pérdidas del cobre del transformador i más la fracción de pérdidas no técnicas reconocidas que pasa a través del mismo) referida a las ventas totales del Nivel de Tensión 1.

Fpi: Factor de pérdidas del transformador i.

EEj,1: Energía de entrada al Nivel de Tensión 1, del OR j, durante el año que finaliza en la Fecha de Corte.

PTj,1: Porcentaje de Pérdidas Técnicas del Nivel de Tensión 1. Fracción de energía perdida en este nivel de tensión (transformador y red) por aspectos técnicos respecto de la energía de entrada al mismo Nivel.

PTfei: <Variable aclarada por el artículo 18 de la Resolución 133 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Porcentaje de Pérdidas en el Hierro del transformador i. Fracción de energía perdida en el hierro del transformador, según lo establecido en las Normas NTC-818 y NTC-819.

PNTj,r: Porcentaje de Pérdidas No Técnicas Reconocidas al OR j, calculado según lo señalado en el CAPÍTULO XII, con respecto a la energía de entrada en el Nivel de Tensión 1.

VTri: Ventas de energía durante el año que finaliza en la Fecha de Corte (kWh-año) registradas para los usuarios asociados con el transformador i, conforme a las reportadas al SUI.

VtN1: Ventas totales de energía durante el año que finaliza en la Fecha de Corte en el Nivel de Tensión 1 (kWh-año), reportadas al SUI en el Mercado de Comercialización respectivo.

CapN1: Capacidad nominal (kVA) de la totalidad de los transformadores del Nivel de Tensión 1 registrados en el SUI a la Fecha de Corte.

(Fuente: R CREG 097/08, ANEXO GENERAL - CAPÍTULO XIV) (Fuente: R CREG 133/08, Art. 18)

Duda:

Alude a la Circular CREG 013/07, ¿se requiere algún ajuste en el texto a compilar?

de 484

TÍTULO 15CONTENIDO DE LA SOLICITUD (ANEXO GENERAL CAPÍTULO XV)

TÍTULO 16POR LA CUAL SE ACLARAN DISPOSICIONES DE LA RESOLUCIÓN CREG 097 DE 2008

RELACIONADAS CON LA REGULACIÓN DE CALIDAD DEL SERVICIO EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN LOCAL Y SE ADOPTAN DISPOSICIONES

COMPLEMENTARIAS A DICHA RESOLUCIÓN

CAPÍTULO 1GENERALIDADES

ARTÍCULO 5.13.16.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Las disposiciones de esta resolución aplican a los OR que operan los SDL y a los Comercializadores que atienden usuarios finales conectados a las mismas. Estas disposiciones aclaran, corrigen y complementan las disposiciones definidas en el numeral 11.2 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 y demás resoluciones que la modifican o complementan y por lo tanto, cuando se hace referencia a numerales, se debe entender que se tratan de los numerales de dicho anexo.


Duda:


ARTÍCULO 5.13.16.1.7. INFORME DE AVANCE SOBRE TELEMEDICIÓN ADICIONAL. A efectos de hacer seguimiento al cumplimiento de los requisitos de telemedición adicional establecidos en el artículo anterior, el OR deberá enviar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, para lo de su competencia, un informe sobre el estado de avance en el cumplimiento de lo establecido en el artículo 6o de la Resolución CREG 043 de 2010, el cual deberá contener el cronograma previsto por el OR y las actividades realizadas.

El informe de avance deberá remitirse por primera vez a la SSPD durante el mes 12 siguiente al inicio de la aplicación del esquema y posteriormente cada seis meses, hasta que se dé cumplimiento al requisito de telemedición adicional. En el caso en el que el OR no entregue los informes en los plazos establecidos, no cuente con el requisito adicional de telemedición dentro del plazo previsto, o no mantenga los niveles de operatividad de la telemedición establecidos en la regulación, se considerará que está incumpliendo con la regulación de calidad del servicio.

PARÁGRAFO. Los OR que a la fecha de expedición de esta resolución hayan cumplido un año o más de aplicación del esquema de calidad tendrán un plazo de dos meses para entregar a la SSPD el primer informe de avance. Posteriormente deberán continuar entregando los informes con una frecuencia de seis meses, hasta que den cumplimiento al requisito de telemedición adicional.

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Duda:

¿Está bien ubicada esta norma?, ¿es de carácter transitorio y ya cumplió su objeto?

CAPÍTULO 2PROCEDIMIENTOS DE REPORTE AL LAC

LIBRO 6REGLAMENTO DE OPERACIÓN - COMPONENTE COMERCIALIZACIÓN Y

METODOLOGÍA TARIFARIA (descripción no original)

PARTE 1REGLAS DE LA ACTIVIDAD (descripción no original)

TÍTULO 1POR LA CUAL SE REGULA LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL


ARTÍCULO 6.1.1.1.2. PRESTADORES DEL SERVICIO. <Ver Notas de Vigencia> 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.


Duda:

de 484

modificación parcial por R CREG 156/11 según establece Art 60, ¿qué texto se incorpora?

ARTÍCULO 6.1.1.1.3. PARTICIPACION EN EL MERCADO MAYORISTA. <Ver Notas de Vigencia> 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.


Duda:


ARTÍCULO 6.1.1.1.4. OBLIGACIÓN DE CUMPLIR CON LAS RESOLUCIONES DE LA COMISIÓN SOBRE USUARIOS NO REGULADOS. <Ver Notas de Vigencia> 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.


Duda:

modificación parcial por R CREG 156/11 según establece Art 60, ¿qué texto se incorpora? - el anexo 1 a que alude fue derogado por la R CREG 199/97 - Art 8.

ARTÍCULO 6.1.1.1.5. OBLIGACION DE COMERCIALIZAR EN EL MERCADO REGULADO. <Ver Notas de Vigencia> 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

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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.


Duda:


ARTÍCULO 6.1.1.1.6. OBLIGACION DE RECAUDAR LA CONTRIBUCION DE SOLIDARIDAD. <Ver Notas de Vigencia> 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.


Duda:


ARTÍCULO 6.1.1.1.7. PAGO Y TRANSFERENCIA DE LOS SUBSIDIOS. <Ver Notas de Vigencia> 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".


Duda:


ARTÍCULO 6.1.1.1.8. NEUTRALIDAD. <Ver Notas de Vigencia> 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.


Duda:

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ARTÍCULO 6.1.1.1.9. SEPARACIÓN DE LOS NEGOCIOS DE GENERACIÓN; DIVISIÓN DE EMPRESAS CON POSICIÓN DOMINANTE. <Ver Notas de Vigencia> 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.


Duda:


ARTÍCULO 6.1.1.1.11. CRITERIOS GENERALES SOBRE PROTECCIÓN DE USUARIOS EN LOS CONTRATOS DE SERVICIOS PÚBLICOS. <Ver Notas de Vigencia> 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.


Duda:

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TÍTULO 2POR LA CUAL SE REGULAN ASPECTOS COMERCIALES DEL MERCADO MAYORISTA

DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SIN - FRONTERAS EMBEBIDAS (descripción no original)

ARTÍCULO 6.1.2.2. "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

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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.


Duda:

¿Están bien ubicados este artículo y el siguiente?

ARTÍCULO 6.1.2.4. 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.

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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 TENSION4 3 2 1

Urbana Rural Urbana Rural0.55 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.

<Ver Notas de Vigencia> 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.

<Ver Notas de Vigencia> 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

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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.


Duda:

¿Literal b modificado por la R CREG 038/14 Art 45?

ARTÍCULO 6.1.2.7. 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.


Duda:


ARTÍCULO 6.1.2.8. 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.

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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.


Duda:


TÍTULO 3POR LA CUAL SE ESTABLECE EL REGLAMENTO DE COMERCIALIZACIÓN DEL

SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA, COMO PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN


CAPÍTULO 2REQUISITOS PARA DESARROLLAR LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN EN EL

MERCADO MAYORISTA

CAPÍTULO 3OBLIGACIONES DE LOS COMERCIALIZADORES

CAPÍTULO 4PARTICIPACIÓN DE LOS COMERCIALIZADORES EN EL MERCADO MAYORISTA DE

ENERGÍA

SECCIÓN 1CONSTITUCIÓN DE MECANISMOS DE CUBRIMIENTO Y REGISTRO DE FRONTERAS

COMERCIALES Y DE CONTRATOS

SECCIÓN 2RETIRO DE COMERCIALIZADORES DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA

ARTÍCULO 6.1.3.4.2.8. TRANSICIÓN. Hasta tanto se adopte e implemente la regulación del Prestador de Última Instancia se aplicarán las siguientes reglas:

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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.


Duda:

Este artículo establece una transición, ¿ya se cumplió el hito correspondiente?. Si ya se cumplió el hito este artículo no debe incorporarse a la resolución única.

CAPÍTULO 5RELACIÓN ENTRE COMERCIALIZADORES Y OPERADORES DE RED

SECCIÓN 1OBLIGACIONES ENTRE OPERADORES DE RED Y COMERCIALIZADORES

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SECCIÓN 2CONEXIÓN DE CARGAS

SECCIÓN 3LIQUIDACIÓN, FACTURACIÓN Y PAGO DE CARGOS POR USO DEL STR Y DEL SDL

SECCIÓN 4ACCESO AL SISTEMA DE MEDIDA Y REVISIÓN DE INSTALACIONES

SECCIÓN 5SUSPENSIÓN, CORTE, RECONEXIÓN Y REINSTALACIÓN DEL SERVICIO

ARTÍCULO 6.1.3.5.5.1. 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) <Literal modificado por el artículo 8 de la Resolución 43 de 2012. El nuevo texto es el siguiente:> 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.

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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. <Parágrafo modificado por el artículo 9 de la Resolución 43 de 2012. El nuevo texto es el siguiente:> 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.


Duda:

El capítulo al que pertenece este artículo contempla normas sobre protección de los derechos de los usuarios, materia que tiene un libro especial en la resolución única. Para no desintegrar la resolución original se deja el capítulo en esta ubicación, ¿es correcto lo anterior? .

CAPÍTULO 6RELACIÓN DE LOS COMERCIALIZADORES CON OTROS COMERCIALIZADORES

SECCIÓN 1LIQUIDACIÓN ANTE IRREGULARIDADES EN EL SISTEMA DE MEDIDA

SECCIÓN 2CAMBIO DE COMERCIALIZADOR

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CAPÍTULO 7OTRAS DISPOSICIONES

ARTÍCULO 6.1.3.7.1. 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.


Duda:

En general no es claro qué modificaciones incorporar en la resolución única, ¿qué debe hacerse con las normas modificadas?

PARTE 2REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD (descripción no original)

TÍTULO 1POR LA CUAL SE ESTABLECEN LOS CRITERIOS GENERALES PARA DETERMINAR

LA REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA A USUARIOS REGULADOS EN EL SISTEMA INTERCONECTADO

NACIONAL


ARTÍCULO 6.2.1.1.1. OBJETO. La presente resolución tiene por objeto establecer los

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criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional, SIN.


Duda:

En otros casos de resoluciones sobre metodologías y fórmulas tarifarias se separó la parte que describe la metodología de las fórmulas. En este caso no se hizo así pues las fórmulas generales aparecen junto con la metodología.

Duda:

Los considerandos aluden al artículo 64 de la Ley 812 de 2003, cuya vigencia fue prorrogada por el artículo 276 de la Ley 1450 de 2011 y luego por lo dispuesto en el artículo 267 de la Ley 1753 de 2015. Lo anterior no afecta el texto a incorporar a la resolución única.

Duda:

El artículo 26 de esta resolución deroga expresa y parcialmente la R CREG 031/97, sin embargo pareciera que la deroga tácitamente en forma integral, ¿está vigente algún aspecto de la R CREG 031/97?

CAPÍTULO 2DEFINICIONES Y ASPECTOS GENERALES

CAPÍTULO 3METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LOS COSTOS DE COMERCIALIZACIÓN DE

ENERGÍA ELÉCTRICA A USUARIOS REGULADOS

CAPÍTULO 4CÁLCULO DEL FACTOR DE EFICIENCIA EN LOS MERCADOS DE COMERCIALIZACIÓN

(ANEXO 1)

SECCIÓN 1FACTOR DE EFICIENCIA

SECCIÓN 2MERCADOS DE COMERCIALIZACIÓN CON UN FACTOR DE EFICIENCIA MENOR AL 94

%

PARTE 3FÓRMULA DEL COSTO UNITARIO DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO (descripción no

de 484

original)

TÍTULO 1COSTOS DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO A USUARIOS REGULADOS EN EL SISTEMA

INTERCONECTADO NACIONAL (descripción no original)

ARTÍCULO 6.3.1.1. 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.


Duda:

¿Esta resolución agotó su objeto por cambio de vigencia de las fórmulas tarifarias?, ¿esta resolución fue derogada tácitamente por la R CREG 119/07, salvo las referencias que esta misma resolución hace a los factores alfa -Arts 6 y 7-, la transición para la aplicación de los costos de comercialización -Art 12- y a la aplicación de los costos de comercialización -Anexo 1 Num 2.6 y Anexo 2-?

Duda:

La R CREG 036/06 hace referencia al Anexo 1 Num 2.4 de la R CREG 031/97, sin embargo la R CREG 036/06 fue derogada expresamente (R CREG 180/14 Art 26). La R CREG 025/00 también hace referencia al Anexo 1 Num 2.4. ¿Es posible que se mantenga vigente algún aspecto de la R CREG 031/97?

Duda:

¿Esta resolución todavía aplica para calcular los factores alfa a que aluden las resoluciones R CREG 119/07 Arts 6 y 7, y R CREG 018/08 Art 1? ¿Es posible que se mantenga vigente algún aspecto de esta resolución?

Duda:

¿Está vigente la parte del numeral 2.1 del Anexo 1, sobre el cálculo del factor alfa -a este factor se refirieron la R CREG 119/07 Arts 6 y 7, la R CREG 018/08 Art 1, la R CREG 156/08 Art 1?

Duda:

¿Está vigente el numeral 2.7 del Anexo 1, sobre costos de conexión y otros cobros -el cargo por conexión para usuarios regulados fue desarrollado mediante R CREG 225/97-?

TÍTULO 2POR LA CUAL SE MODIFICA LO ESTABLECIDO EN LA REGULACIÓN VIGENTE EN

RELACIÓN CON LA APLICACIÓN DEL INDICE DE PRECIOS AL CONSUMIDOR (IPC) EN LA ACTUALIZACIÓN DE COMPONENTES DE LAS FÓRMULAS TARIFARIAS DE LOS

SERVICIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS COMBUSTIBLE

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ARTÍCULO 6.3.2.1. 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.


Duda:

En las fórmulas que modifique, ¿se reemplaza la fórmula en cada resolución que corresponda?

PARTE 4OPCIÓN TARIFARIA (descripción no original)

TÍTULO 1POR LA CUAL SE ESTABLECE 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

ARTÍCULO 6.4.1.2. 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. <Ver Notas de Vigencia> <Numeral modificado por el artículo 1 de la Resolución 8 de 2012. El nuevo texto es el siguiente:> 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

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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. <Numeral modificado por el artículo 1 de la Resolución 3 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> 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.

SAn,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.

VRn,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.

CUvc 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.

CUvn,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

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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. <Parágrafo adicionado por el artículo 1 de la Resolución 12 de 2010. El nuevo texto es el siguiente:> 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 CUvc n,m-1,i,j y CUvc 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 (CUvn,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)

Duda:

El numeral 3 fue modificado expresa y tácitamente en forma sucesiva por las resoluciones R CREG 008/12 Art 1 y R CREG 057/14 Art 1, el texto vigente corresponde a la R CREG 158/15 Art 1. Se elimina el numeral 3, ¿debe reenumerarse el artículo o se incorpora como numeral 3 la R CREG 158/15 Art 1?

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ARTÍCULO 6.4.1.3. DEFINICIÓN DE UN NUEVO PLAZO PARA LA APLICACIÓN DE LA OPCIÓN TARIFARIA DEFINIDA EN LA RESOLUCIÓN CREG 168 DE 2008. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 44 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> 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.


Duda:

La ubicación de este artículo está sujeta a la decisión sobre la duda planteada en el artículo anterior.

PARTE 5TARIFAS, SUBSIDIOS, CONTRIBUCIONES Y DISTRITOS DE RIEGO (descripción no

original)

TÍTULO 1POR LA CUAL SE ADECÚA LA RESOLUCIÓN CREG-113 DE 1996 A LAS DECISIONES

QUE, EN MATERIA TARIFARIA, ADOPTÓ LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS EN LA RESOLUCIÓN 031 DE 1997

ARTÍCULO 6.5.1.1. 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.


Duda:

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¿Está vigente a pesar de referirse a R CREG 031/97 que corresponde a fórmulas tarifarias de un período de vigencia anterior, además, a pesar de referirse a la R CREG 113/96 que también agotó su objeto por ser una norma de carácter transitorio? - El parágrafo 3 agotó su objeto.

TÍTULO 2POR LA CUAL SE DEFINE LA 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 6.5.2.1. 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 apartir de la aplicación de la estratificación ordenada por la Ley732 de 2001.

m: Mes.

i: Estrato socioeconómico.

Tarifa m(g): Tarifa gradual con la que se debe liquidar la prestación delservicio al usuario reestratificado en el mes m.

Tarifa mi(b): Tarifa vigente en el mes m correspondiente al estrato en que seencontraba el usuario en el período de facturación anterior a laaplicación de la nueva estratificación.

Tarifa mi(a): Tarifa vigente en el mes m correspondiente al estrato asignadopor 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.

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Duda:

La Ley 732 de 2002 fijó plazos perentorios en relación con estratificaciones socioeconómicas, ¿continúa vgente para efectos de nuevos cambios de estratificación en el marco de la Ley 505 de 1999 Art 11?

TÍTULO 3POR LA CUAL SE DA CUMPLIMIENTO A LO ESTABLECIDO EN EL ARTÍCULO 1O DE

LA LEY 1428 DE 2010 POR LA CUAL SE MODIFICA EL ARTÍCULO 3O DE LA LEY 1117 DE 2006 EN RELACIÓN CON LA APLICACIÓN DE LOS SUBSIDIOS A LOS USUARIOS

DE ESTRATOS 1 Y 2 DE LOS SERVICIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA

TÍTULO 4POR LA CUAL SE DA CUMPLIMIENTO A LO ESTABLECIDO EN EL ARTÍCULO 3o. DE

LA LEY 1117 DE 2006 EN RELACIÓN CON LOS SUBSIDIOS DE USUARIOS DE ESTRATOS 1 Y 2 DE LOS SERVICIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y DE GAS

COMBUSTIBLE POR RED DE TUBERÍA

ARTÍCULO 6.5.4.1. 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.


Duda:

El artículo 3o. de la Ley 1117 de 2006 disponía su aplicación hasta diciembre del año 2010, posteriormente esta fecha fue prorrogada por los artículos 1o. de la Ley 1428 de 2010, 76 de la Ley 1739 de 2014, 17 de la Ley 1753 de 2015, como máximo, hasta el 31 de diciembre de 2018 - ¿Por lo anterior, está vigente esta resolución a pesar de lo que dispone el artículo 9 de la misma?

ARTÍCULO 6.5.4.2. 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.

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mi Primer mes de aplicación del subsidio de que trata la presente resolución.

CS Consumo de Subsistencia.

Cmi Costo de Prestación del Servicio para el mes de inicio mi.

Cmc Costo de Prestación del Servicio para el mes de cálculo mc.

%Smc,e

Porcentaje de Subsidio para el estrato e, calculado para el mes de cálculo mc.

%Smi,e Porcentaje de Subsidio para el estrato e, calculado para el primer mes de aplicación del subsidio de que trata la presente resolución.

Tarifa(0-cs) Tarifa a aplicar en el mes de inicio para el estrato e, en el rango de consumo entre cero (0) y el CS.

Tarifa(0-cs) Tarifa a aplicar en el mes de cálculo para el estrato e, en el rango de consumo entre cero (0) y el CS.

eEstrato 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 Cmc, se entenderá como:

Energía Eléctrica Sistema Interconectado Nacional (Resolución CREG- 031 de 1997 o aquellas que la modifiquen, aclaren o sustituyan)

CUn,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.

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:

CV Cargo variable del mes de inicio o de cálculo m.

CF Cargo fijo del mes de inicio o de cálculo m.

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Consumo promedio facturado de cero hasta el consumo de subsistencia para el mes anterior al de inicio o al de cálculo correspondiente al estrato e.

Gas Combustible por Red de Tuberías (Resolución CREG-011 de 2003 o aquellas que las modifiquen, aclaren o sustituyan)

: Es el Costo equivalente de Prestación del Servicio de Gas Combustible por Red ($/m3), en el mes m para el estrato e.

Donde:

Mv jm Es el Cargo Variable Máximo del Servicio de Gas Combustible por Red ($/m3), en el mes m de inicio o de cálculo, para el primer rango de consumo.

Mfjm Es el Cargo Fijo Máximo del Servicio de Gas Combustible por Red ($/factura) en el mes m de inicio o de cálculo.

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.

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. <Parágrafo adicionado por el artículo 1 de la Resolución 6 de 2007. El nuevo texto es el siguiente:> 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.


Duda:

Alude a la R CREG 031/97 que agotó su objeto por cambio de vigencia de las fórmulas tarifarias, no obstante expresa el texto: "... Resolución CREG- 031 de 1997 o aquellas que la modifiquen, aclaren o sustituyan".

ARTÍCULO 6.5.4.6. 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

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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 cálc ulo a estos valores de la siguiente manera:

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:

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.


Duda:

El parágrafo 1 aparentemente es transitorio, sin embargo el parágrafo 2 le da vida permanente, ¿esta interpretación es correcta?, ¿se incorpora el parágrafo 1 al texto de la resolución única?

TÍTULO 5POR LA CUAL SE MODIFICA LO ESTABLECIDO EN LA REGULACIÓN VIGENTE EN

RELACIÓN CON LA 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

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ARTÍCULO 6.5.5.1. 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.


Duda:

Alude a fórmulas de actualización vigentes para el momento de su expedición, incluye textos aplicables actualmente -como por ejemplo en los artículos 4 y 5-, ¿es correcto compilarla?

ARTÍCULO 6.5.5.4. 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.


Duda:

El parágrafo alude a la R CREG 005/00 que agotó su objeto pues la resolución a que alude a su vez agotó su objeto por cambio de vigencia de las fórmulas tarifarias ¿qué texto se compila?

PARTE 6PUBLICACIÓN DE TARIFAS (descripción no original)

TÍTULO 1POR LA CUAL SE EXPIDEN NORMAS SOBRE PUBLICACIÓN DE TARIFAS POR PARTE

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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

PARTE 7USUARIOS NO REGULADOS (descripción no original)

TÍTULO 1DISPOSICIONES ADICIONALES SOBRE EL MERCADO COMPETITIVO DE ENERGÍA

ELÉCTRICA (descripción no original)


ARTÍCULO 6.7.1.1.4. 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.


Duda:

la referencia a la R CREG 093/94 parece estar errada, se sugiere la R CREG 054/94 Art 8.

CAPÍTULO 2ELEGIBILIDAD PARA COMERCIALIZACION EN EL MERCADO COMPETITIVO (ANEXO

1)

CAPÍTULO 3POR EL CUAL SE ADOPTAN REGLAS RELATIVAS AL CAMBIO DE USUARIOS ENTRE EL MERCADO NO REGULADO Y EL MERCADO REGULADO Y SE ADOPTAN OTRAS

DISPOSICIONES

TÍTULO 2REGISTRO DE INFORMACIÓN DE CONTRATOS DE USUARIOS NO REGULADOS


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ARTÍCULO 6.7.2.1. 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.


Duda:


PARTE 8POR EL CUAL SE ESTABLECE LA REGULACIÓN RELATIVA A LOS CARGOS ASOCIADOS CON LA CONEXIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DOMICILIARIO DE

ELECTRICIDAD PARA USUARIOS REGULADOS EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

ARTÍCULO 6.8.1. SOLICITUD DE CONEXION. Todo usuario potencial deberá obtener del Prestador del Servicio una autorización previa para realizar la Conexión. La solicitud deberá presentarse en los términos previstos en el contrato de Condiciones Uniformes de Prestación del Servicio, conforme a lo establecido en la resolución CREG-108 de 1997, y demás normas que la sustituyan, modifiquen o deroguen. En ningún caso podrá ser objeto de cobro al usuario.


Duda:

¿Cuál es la modificación que establece R CREG 156/11 Art 60?, ¿qué texto debe incluirse en la resolución única?

PARTE 9FACTURACIÓN (INFORMACIÓN DE AHORRO DE ENERGÍA EN FACTURAS Y

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FACTURACIÓN CONJUNTA) (descripción no original)

TÍTULO 1POR LA CUAL SE REGLAMENTA EL 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, EN CUMPLIMIENTO DE LO ORDENADO POR EL PARÁGRAFO 1O. DEL ARTÍCULO 2o. DE DICHO DECRETO

ARTÍCULO 6.9.1.1. 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.


Duda:

Hace referencia al Decreto 2668 de 1999 que no fue compilado en el Decreto 1082 de 2015, ¿fue derogado según se deduce del Art 3.1.1 de este último decreto?

TÍTULO 2POR LA CUAL SE ORDENA LA INCLUSIÓN DE INFORMACIÓN EN LAS FACTURAS DEL SERVICIO, PARA PROMOVER EL USO EFICIENTE Y EL AHORRO DE ENERGÍA

ELÉCTRICA

ARTÍCULO 6.9.2.1. 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.


Duda:

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¿Está bien ubicada la parte que anteecde a este artículo?

PARTE 10USUARIOS UBICADOS EN BARRIOS SUBNORMALES (descripción no original)

TÍTULO 1POR LA CUAL SE REGULA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

EN BARRIOS SUBNORMALES CONECTADOS AL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL, SIN

ARTÍCULO 6.10.1.2. 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

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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.


Duda:

El parágrafo 2 es de carácter transitorio, ¿debe ir?

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PARTE 11USUARIOS CON SISTEMA DE COMERCIALIZACIÓN PREPAGO (descripción no

original)

TÍTULO 1POR EL CUAL SE DICTAN DISPOSICIONES SOBRE EL SISTEMA DE

COMERCIALIZACIÓN PREPAGO, SE MODIFICA LA RESOLUCIÓN CREG 108 DE 1997 Y SE DICTAN OTRAS DISPOSICIONES

ARTÍCULO 6.11.1.1. 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.


Duda:

¿La derogatoria del Decreto 3735 de 2003 afecta la vigencia de la norma original de la que hace parte este artículo?

ARTÍCULO 6.11.1.2. 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.


Duda:

El Decreto 3735 de 2003 a que alude fue derogado expresamente por el Decreto 3491 de 2007 Art 12; el Decreto 3491 de 2007 fue derogado expresamente por el Decreto 1123 de 2008 Art 12, ¿se mantuvo el fundamento de derecho?

ARTÍCULO 6.11.1.3. DETERMINACIÓN DE LA CANTIDAD DE ENERGÍA ELÉCTRICA O GAS COMBUSTIBLE A QUE TIENE DERECHO EL SUSCRIPTOR O USUARIO EN EL SISTEMA DE COMERCIALIZACIÓN PREPAGO. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 46 de 2012. El nuevo texto es el siguiente:> La cantidad de energía eléctrica o gas combustible a que tiene derecho el suscriptor o usuario se calculará dividiendo el

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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


Duda:

La R CREG 046/12 alude al artículo 64 de la Ley 812 de 2003, cuya vigencia fue prorrogada por el artículo 276 de la Ley 1450 de 2011 y luego por lo dispuesto en el artículo 267 de la Ley 1753 de 2015. Lo anterior no afecta el texto a incorporar a la resolución única.

ARTÍCULO 6.11.1.4. 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.


Duda:

El Decreto 3735 de 2003 a que alude fue derogado expresamente por el Decreto 3491 de 2007 Art 12; el Decreto 3491 de 2007 fue derogado expresamente por el Decreto 1123 de 2008 Art 12, ¿se mantuvo el fundamento de derecho?

PARTE 12COMITÉ ASESOR DE COMERCIALIZACIÓN (descripción no original)

ARTÍCULO 6.12.9. 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

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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.

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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)

Duda:

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El parágrafo 3º de la R CREG 024_95 Art 31 a que aluede fue derogado expresamente por la R CREG 155/11 Art 5.

PARTE 13INTEGRACIÓN DE MERCADOS DE COMERCIALIZACIÓN Y DISTRIBUCIÓN


TÍTULO 1POR LA CUAL SE DICTAN DISPOSICIONES RELATIVAS A LA INTEGRACIÓN DE

MERCADOS DE COMERCIALIZACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ELECTRICIDAD

ARTÍCULO 6.13.1.3. UNIFICACIÓN DE LOS COMPONENTES DE COMPRAS DE ENERGÍA Y COSTOS ADICIONALES DEL MERCADO MAYORISTA PARA LAS FÓRMULAS TARIFARIAS. <Ver Notas de Vigencia> 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.


Duda:

¿Cuál es la modificación introducida por la R CREG 156/08 según lo dispone el Art 6?, ¿qué texto se incluye en la resolución única?

ARTÍCULO 6.13.1.6. 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.


Duda:

Hace referencia al artículo 6 que agotó su objeto, ¿se incluye en la compilación?

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Duda:

La R CREG 156/08 Art 4 alude a este artículo y da a entender que se trata de una disposición transitoria, ¿se incluye en la compilación?

TÍTULO 2POR LA CUAL SE DICTAN 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 6.13.2.1. 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 (Gm,i,j), se determinará bajo las siguientes reglas:

a) La variable DCRi,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 Ccm-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 Pcm-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 Pbm-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:

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Cm,t: Costo de Comercialización ($/kWh) correspondiente al mes de enero del año de 2007, calculado como:

Donde:

C*0 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%.

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.

PRI,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%.

Pt-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.

IPP6,t-1: Indice de Precios al Productor Total Nacional de junio del año anterior a t.

f) Para obtener el factor AJm,i las variables Saldo acumulado de las diferencias (ADm) y Ventas de energía al Mercado Regulado para el mes m del Comercializador (VRm) se calcularán como:

La variable ADm será la sumatoria de los saldos acumulados de las diferencias entre el Costo Reconocido CRm,i y el valor trasladado en la tarifa Gm,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 VRm 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.


de 484

Duda:

Este artículo dispone cómo calcular un factor contenido en la R CREG 119/07 Art 6, una vez cumplido un determinado hito; ¿qué texto se integra a la resolución única?; ¿cómo modifica la R CREG 156/08 a la R CREG 119/07 Art 6 y a la R CREG 018/08 Art 1?

ARTÍCULO 6.13.2.2. UNIFICACIÓN DEL COSTO POR RESTRICCIONES Y SERVICIOS ASOCIADOS CON GENERACIÓN (Rm,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.


Duda:

Alude a la R CREG 119/07, la cual a su vez alude al Decreto 160 de 2004, el cual reglamentó el artículo 118 de la Ley 812 de 2003, este artículo fue derogado el artículo 160 de la Ley 1151 de 2007; el tema "energía social" fue tratado en el artículo 51 de la Ley 1151 de 2007, derogado por el artículo 276 de la Ley 1450 de 2011; el tema también fue tratado en el artículo 103 de la Ley 1450 de 2011 y en los artículos 99 y 106 de la Ley 1737 de 2014; finalmente el artículo 190 de la Ley 1753 de 2015 se refirió a los "fondos electricos". ¿Qué texto se incorpora a la resolución única?

ARTÍCULO 6.13.2.3. UNIFICACIÓN DE LOS COSTOS VARIABLES DE COMERCIALIZACIÓN EN EL PERÍODO DE TRANSICIÓN (CVm,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 Co* se determinará conforme lo dispuesto en el artículo 5o de la Resolución CREG 068 de 1998.

b) El Consumo Facturado Medio CFMt-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 (CCDm-1,i), así como el Costo de las Contribuciones a las Entidades de Regulación y Control (CERm,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 Vm-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.

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Duda:

¿Cómo afecta este artículo la vigencia de la R CREG 119/07 Art 12, y la vigencia de la R CREG 068/08 Art 3?, ¿qué texto se integra a la resolución única?

ARTÍCULO 6.13.2.4. 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.


Duda:

Al analizar la R CREG 068/98 Art 7 se plantearon dudas sobre su vigencia, la decisión final sobre si se incluye o no este último artículo en la resolución única incide en si se incluye o no la R CREG 156/08 Art 4.

PARTE 14ZONAS FRANCAS (descripción no original)

TÍTULO 1POR LA CUAL SE DICTAN NORMAS SOBRE ZONAS FRANCAS COMO USUARIOS DEL

SERVICIO DE ELECTRICIDAD

PARTE 15POR EL CUAL SE SEÑALAN 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

TÍTULO 1PRINCIPIOS GENERALES

TÍTULO 2CRITERIOS GENERALES SOBRE PROTECCIÓN DE LOS DERECHOS DE LOS

USUARIOS

TÍTULO 3

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DEL CONTRATO DE SERVICIOS PÚBLICOS

ARTÍCULO 6.15.3.2. SEPARACION ENTRE LAS ACTIVIDADES DE DISTRIBUCION Y COMERCIALIZACION. <Ver Notas de Vigencia> 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.


Duda:

¿Cuál es la modificación que establece R CREG 156/11 Art 60?, ¿qué texto debe incluirse en la resolución única?

TÍTULO 4DE LA CONEXIÓN DEL SERVICIO

ARTÍCULO 6.15.4.1. 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. <Ver Notas de Vigencia> 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

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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.


Duda:

¿Cuál es la modificación que introduce al parágrafo de este artículo la R CREG 156/11, según lo dispone el Art 60?

ARTÍCULO 6.15.4.10. CONTROL AL FACTOR DE POTENCIA EN EL SERVICIO DE ENERGIA ELECTRICA. <Artículo modificado por el artículo 3 de la Resolución 47 de 2004. El nuevo texto es el siguiente:> 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.


Duda:


TÍTULO 5DE LA DETERMINACIÓN DEL CONSUMO FACTURABLE

TÍTULO 6DE LA LIQUIDACIÓN DEL CONSUMO Y LAS FACTURAS

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ARTÍCULO 6.15.6.1.8. 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

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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:

Gm,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:

Gt Costo promedio máximo unitario para compras de gas natural en troncal en el año t. (valor en $/m3).

Tt Costo promedio máximo unitario de transporte en troncal en el año t. (valor en $/m3).

Dt Cargo promedio máximo unitario permitido al distribuidor por uso de la red en el año t. (valor en $/m3).

St Cargo o margen máximo unitario de comercialización en el año t. (valor en $/m3).

Kst Factor de corrección en el año t (que puede ser positivo o negativo). (valor en $/m3).

En las facturas deberá <sic> también incluirse los montos de contribución y subsidios así como los porcentajes que se aplica <sic> para tal fin. s) <Literal adicionado por el artículo 4 de la Resolución CREG 58 de 2000, el nuevo texto es el siguiente:> Los comercializadores de energía eléctrica deberán incluir en la factura, la información sobre calidad del servicio de acuerdo con la regulación vigente, discriminándola

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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. <Parágrafo modificado por el artículo 2 de la Resolución 46 de 2012. El nuevo texto es el siguiente:> 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;

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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.


Duda:

La R CREG 046/12 alude al artículo 64 de la Ley 812 de 2003, cuya vigencia fue prorrogada por el artículo 276 de la Ley 1450 de 2011 y luego por lo dispuesto en el artículo 267 de la Ley 1753 de 2015. Lo anterior no afecta el texto a incorporar a la resolución única.

CAPÍTULO 2DESAGREGACIÓN DE LOS COSTOS DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO (descripción no

original)

TÍTULO 7SUSPENSIÓN DEL SERVICIO DE COMÚN ACUERDO

TÍTULO 8DE LAS SANCIONES

ARTÍCULO 6.15.8.2. 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

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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.


Duda:

¿Modificado tácitamente por la Ley 1564 de 2012 Art 545 Num 2?

ARTÍCULO 6.15.8.4. RESTABLECIMIENTO DEL SERVICIO. <Ver Notas del Editor> 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. <Ver Notas de Vigencia> 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.


Duda:

¿Cuál es la modificación que introduce al parágrafo 2 de este artículo la R CREG 156/11, según lo dispone el Art 60? - ¿Modificado tácitamente por el Decreto 19 de 2012 Art 42?

TÍTULO 9DE LOS PROCEDIMIENTOS

ARTÍCULO 6.15.9.8. PLAZO PARA ADECUAR LOS CONTRATOS DE CONDICIONES UNIFORMES. Las empresas a quienes se aplica esta resolución deberán adecuar los

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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.


Duda:

¿Se mantiene este artículo?

PARTE 16FÓRMULA DEL COSTO UNITARIO DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO (descripción no

original)

TÍTULO 1POR LA CUAL SE APRUEBAN LAS FÓRMULAS GENERALES QUE PERMITEN A LOS

COMERCIALIZADORES DE ELECTRICIDAD ESTABLECER LOS COSTOS DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO A USUARIOS REGULADOS EN EL SISTEMA

INTERCONECTADO NACIONAL

CAPÍTULO 1FÓRMULAS GENERALES DE COSTOS (ANEXO 1)

TÍTULO 2POR EL CUAL SE APRUEBA LA 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.


CAPÍTULO 2FÓRMULA TARIFARIA GENERAL

CAPÍTULO 3COSTOS DE COMPRA DE ENERGÍA, (Gm)

ARTÍCULO 6.16.2.3.2. COSTO MÁXIMO DE TRASLADO DE COMPRAS DE ENERGÍA PARA LA PRIMERA FASE DE LA TRANSICIÓN, (GM,I,J). <Ver Notas de Vigencia> 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

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siguiente expresión:

Donde,

Donde:


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.

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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. <Parágrafo corregido por el artículo 1 de la Resolución 17 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> 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. <Parágrafo adicionado por el artículo 2 de la Resolución 156 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> 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.


Duda:

Hace referencia a la R CREG 031/97 que agotó su objeto por cambio de vigencia de las fórmulas tarifarias, ¿se mantiene el texto correspondiente?

Duda:

¿Ya se cumplió la condición que condiciona la vigencia de este artículo, según lo disponen el inciso 1 y el parágrafo 1?

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Duda:

La R CREG 018/08 Art 1 dispone cómo calcular un factor que hace parte de la fórmula que establece este artículo, ¿qué texto se integra a la resolución única?

Duda:


ARTÍCULO 6.16.2.3.3. 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:

Donde:


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

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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 de del 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

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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. <Parágrafo adicionado por el artículo 3 de la Resolución 156 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> 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.


Duda:

Hace referencia a la R CREG 031/97 que agotó su objeto por cambio de vigencia de las fórmulas tarifarias, ¿se mantiene el texto correspondiente?

Duda:

¿Ya se cumplió la condición que condiciona la vigencia de este artículo?

Duda:


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CAPÍTULO 4COSTOS DE TRANSMISIÓN, (Tm) Y DISTRIBUCIÓN, (Dn,m)

CAPÍTULO 5COSTOS DE COMERCIALIZACIÓN

ARTÍCULO 6.16.2.5.2. 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.

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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. <Parágrafo adicionado por el artículo 6 de la Resolución 156 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> 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.


Duda:

La fórmula fue modificada tácitamente por la R CREG 010/09 Art 2, ¿qué fórmula debe incorporarse a la resolución única?

Duda:

Hace referencia a la R CREG 031/97 que agotó su objeto por cambio de vigencia de las fórmulas tarifarias, ¿se mantiene el texto correspondiente? - ¿Está vigente este artículo?

Duda:

Hace referencia a la R CREG 036/06 que fue derogada expresamente por la R CREG 180/14 Art 26, ¿qué texto se incluye en la resolución única?

Duda:

¿Ya se cumplió la condición que condiciona la vigencia de este artículo?

CAPÍTULO 6COSTOS DE RESTRICCIONES (Rm,i)

ARTÍCULO 6.16.2.6.1. 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:

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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. <Parágrafo adicionado por el artículo 7 de la Resolución 156 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> 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.


Duda:

Alude al Decreto 160 de 2004, el cual reglamentó el artículo 118 de la Ley 812 de 2003, este artículo fue derogado el artículo 160 de la Ley 1151 de 2007; el tema "energía social" fue tratado en el artículo 51 de la Ley 1151 de 2007, derogado por el artículo 276 de la Ley 1450 de 2011; el tema también fue tratado en el artículo

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103 de la Ley 1450 de 2011 y en los artículos 99 y 106 de la Ley 1737 de 2014; finalmente el artículo 190 de la Ley 1753 de 2015 se refirió a los "fondos electricos". ¿Qué texto se incorpora a la resolución única?

CAPÍTULO 7COSTOS DE PÉRDIDAS, PRm,n,i,j


ARTÍCULO 6.16.2.8.6. 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.


Duda:

El período de 5 años concluyó en 2013, ¿sigue vigente la fórmula tarifaria general?, ¿solo fue modificada parcialmente por la R CREG 180/14?

CAPÍTULO 9CÁLCULO DEL AJUSTE TARIFARIO POR COMPRAS EN BOLSA (ANEXO 1)

CAPÍTULO 10IDENTIFICACIÓN DE LOS ÍNDICES DE PRECIOS (ANEXO 2)

LIBRO 7REGLAMENTO DE OPERACIÓN - COMPONENTE DE PLANEACIÓN, COORDINACIÓN,

SUPERVISIÓN Y CONTROL (descripción no original)

PARTE 1POR LA CUAL SE ESTABLECE EL CÓDIGO DE REDES, COMO PARTE DEL

REGLAMENTO DE OPERACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

TÍTULO 1ADOPCIÓN (descripción no original)

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.

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Duda:

¿Está bien ubicada la parte que antecede este artículo en la actividad TRANSMISIÓN?

TÍTULO 2INTRODUCCIÓN, MARCO LEGAL, INTERPRETACIÓN, MODIFICACIÓN, CUMPLIMIENTO

(ANEXO GENERAL) (descripción no original)

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)

Duda:

¿Lo dispuesto por la R CREG 038/14 Art 1 implica que el Código de Medida ya no forma parte del Código de Redes, y que en consecuencia deroga tácitamente parte de este artículo?

TÍTULO 3CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN

NACIONAL (ANEXO GENERAL)


CAPÍTULO 2OBJETIVOS

CAPÍTULO 3APLICACIÓN

CAPÍTULO 4TIPOS DE CONEXIÓN

CAPÍTULO 5

de 484

ELEMENTOS DE PLANEAMIENTO


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)

Duda:


SECCIÓN 2CALIDAD

SECCIÓN 3SEGURIDAD

SECCIÓN 4CONFIABILIDAD

SECCIÓN 5RESTRICCIONES

SUBSECCIÓN 1MÉTODO 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

de 484

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)

Duda:

¿se debe corregir el error de redacción?

CAPÍTULO 6PROCEDIMIENTOS PARA EL SUMINISTRO DE INFORMACIÓN

CAPÍTULO 7PLAN DE EXPANSION DE REFERENCIA (STN)

CAPÍTULO 8PROCEDIMIENTO PARA EL ESTUDIO DE LA CONEXIÓN

CAPÍTULO 9INFORMACIÓN ESTÁNDAR DE PLANEAMIENTO (APÉNDICE I)

CAPÍTULO 10INFORMACIÓN DETALLADA DE PLANEAMIENTO (APÉNDICE II)


SECCIÓN 2CRITERIOS PARA PREPARAR LA INFORMACIÓN

de 484

SECCIÓN 3INFORMACIÓN REQUERIDA

SUBSECCIÓN 1ESQUEMA DEL SISTEMA DEL USUARIO

SUBSECCIÓN 2ESQUEMA DE CONEXIÓN

SUBSECCIÓN 3CARACTERÍSTICAS DEL PUNTO DE CONEXIÓN DEL USUARIO

SUBSECCIÓN 4DATOS DEL SISTEMA DE ALTA TENSIÓN DEL USUARIO

TÍTULO 4CÓDIGO DE CONEXIÓN (ANEXO GENERAL)

CAPÍTULO 1DEFINICIÓN

CAPÍTULO 2OBJETIVOS

CAPÍTULO 3APLICACIÓN

CAPÍTULO 4OBLIGACIONES DE LOS TRANSPORTADORES Y DE LOS USUARIOS PARA EL

ACCESO AL STN Y PROPIEDAD DE LOS EQUIPOS DE CONEXIÓN

SECCIÓN 1OBLIGACIONES DE LOS TRANSPORTADORES

SECCIÓN 2OBLIGACIONES DEL USUARIO

de 484

SECCIÓN 3PROPIEDAD DE LOS EQUIPOS DE CONEXIÓN

CAPÍTULO 5PROCEDIMIENTO DE CONEXIÓN


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)

Duda:


SECCIÓN 2PARA CONEXIONES NUEVAS (A PARTIR DE LA APROBACIÓN DEL CÓDIGO DE

REDES)

SECCIÓN 3PARA CONEXIONES EN OPERACIÓN O EN CONSTRUCCIÓN ANTES DE LA DEL

CÓDIGO DE REDES

CAPÍTULO 6CONTRATO DE CONEXIÓN

CAPÍTULO 7REQUISITOS 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

de 484

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.


Duda:


CAPÍTULO 8REQUISITOS PARTICULARES PARA LA CONEXIÓN DE GENERADORES AL STN

SECCIÓN 1REQUISITOS TÉCNICOS DE LA CONEXIÓN

SECCIÓN 2REQUISITOS 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)

Duda:


CAPÍTULO 9REQUISITOS PARTICULARES PARA LA CONEXIÓN AL STN DE DISTRIBUIDORES,

GRANDES CONSUMIDORES Y OTROS TRANSPORTADORES

CAPÍTULO 10REQUISITOS PARA LA PUESTA EN SERVICIO DE LA CONEXIÓN

de 484

CAPÍTULO 11RESPONSABILIDADES


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:


Duda:


SECCIÓN 2POR LA CONSTRUCCIÓN, MONTAJE Y PUESTA EN SERVICIO

SECCIÓN 3POR LA SEGURIDAD EN LA EJECUCIÓN DE TRABAJOS

SECCIÓN 4POR LA OPERACIÓN CORRECTA DEL EQUIPO

SECCIÓN 5POR EL MANTENIMIENTO

SECCIÓN 6POR EL SISTEMA DE COMUNICACIONES

SECCIÓN 7POR EL DISEÑO

SECCIÓN 8POR 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.

de 484

En consecuencia se definen y asignan las siguientes responsabilidades:

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - Num. 11.7)

Duda:


CAPÍTULO 12PLANOS DE LA CONEXIÓN

CAPÍTULO 13SERVICIOS 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:


Duda:


CAPÍTULO 14REQUISITOS TÉCNICOS PARA LA CONEXIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN AL STN

(ANEXO CC.1)


SECCIÓN 2CRITERIOS DE DISEÑO


ARTÍCULO 7.1.4.14.2.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). 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).

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(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE CONEXIÓN - ANEXO CC.1 Num. 2) (Fuente: R CREG 098/00, Art. 1)

Duda:


SUBSECCIÓN 2LONGITUD DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN DEL STN

SUBSECCIÓN 3CONDUCTORES DE FASE

SUBSECCIÓN 4CABLES DE GUARDA

SUBSECCIÓN 5AISLAMIENTO

SUBSECCIÓN 6COMPORTAMIENTO MECÁNICO DEL CONDUCTOR DE FASE Y CABLE DE GUARDA

SUBSECCIÓN 7ESTRUCTURAS

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)

Duda:


SUBSECCIÓN 8CIMENTACIONES

de 484

SUBSECCIÓN 9LOCALIZACIÓN DE ESTRUCTURAS

SUBSECCIÓN 10CADENAS DE AISLADORES Y HERRAJES

SUBSECCIÓN 11PUESTA A TIERRA

SUBSECCIÓN 12MEDIDAS DE SEGURIDAD

SUBSECCIÓN 13REPUESTOS

SUBSECCIÓN 14SERVIDUMBRES

SECCIÓN 3DOCUMENTOS TÉCNICOS


ARTÍCULO 7.1.4.14.3.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). 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)

Duda:


SUBSECCIÓN 2INFORMES DE DISEÑO

de 484

SUBSECCIÓN 3PLANOS DEFINITIVOS

SUBSECCIÓN 4MATERIALES

SUBSECCIÓN 5SERVIDUMBRES

SUBSECCIÓN 6INFORMES DE CONSTRUCCIÓN

SUB-SUBSECCIÓN 1INTRODUCCIÓN (descripción no original)

ARTÍCULO 7.1.4.14.3.6.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). 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)

Duda:


SUB-SUBSECCIÓN 2INFORME MENSUAL DE AVANCE DE OBRA

SUB-SUBSECCIÓN 3INFORME FINAL DE LA OBRA

CAPÍTULO 15REQUISITOS TÉCNICOS PARA SUBESTACIONES (ANEXO CC.2)

SECCIÓN 1

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INTRODUCCIÓN

SECCIÓN 2CONSIDERACIONES ESPECIALES PARA EL DISEÑO

CAPÍTULO 16REQUISITOS TÉCNICOS DE TELECOMUNICACIONES (ANEXO CC.3)


SECCIÓN 2EQUIPOS DE TELECOMUNICACIÓN REQUERIDOS

SECCIÓN 3TELEFONÍA OPERATIVA

SECCIÓN 4COMUNICACIÓN DE EMERGENCIA

SECCIÓN 5MÁQUINA 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)

Duda:

trata sobre el telefax, ¿está vigente?

SECCIÓN 6EQUIPOS DE TRANSMISIÓN (SERVICIO PORTADOR)

de 484

SUBSECCIÓN 1CANALES PARA TELEPROTECCIÓN

SECCIÓN 7EQUIPOS DE REGISTRO DE FALLA

SECCIÓN 8UNIDAD TERMINAL REMOTA DE SUPERVISIÓN

SECCIÓN 9ACUERDOS

SECCIÓN 10REQUISITOS DE MANTENIMIENTO

CAPÍTULO 17REQUISITOS TÉCNICOS DE PROTECCIONES (ANEXO CC.4)


SECCIÓN 2CONSIDERACIONES GENERALES

SECCIÓN 3ESQUEMAS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS Y SUBESTACIONES DEL STN

CAPÍTULO 18REQUISITOS TÉCNICOS DEL SISTEMA DE REGISTRO DE FALLAS (ANEXO CC.5)


SECCIÓN 2REGISTRADORES DE FALLAS

de 484


ARTÍCULO 7.1.4.18.2.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). Los registradores de fallas deben ser equipos digitales, completamente programables, con capacidad mínima para manejar ocho (8) entradas análogas y dieciséis (16) entradas digitales.


Duda:


SUBSECCIÓN 2ACTIVACIÓN

SUBSECCIÓN 3NORMAS APLICABLES

SUBSECCIÓN 4SEÑALES DE ENTRADA

SUBSECCIÓN 5TIEMPO DE REGISTRO

SUBSECCIÓN 6ALMACENAMIENTO DE DATOS

SUBSECCIÓN 7SINCRONIZACIÓN

SUBSECCIÓN 8PROGRAMACIÓN, CALIBRACIÓN Y PRUEBA

SECCIÓN 3TRANSMISIÓN DE DATOS

SECCIÓN 4DESARROLLO DE APLICACIONES

de 484

CAPÍTULO 19REQUISITOS TÉCNICOS DEL SISTEMA DE SUPERVISIÓN Y CONTROL (ANEXO CC.6)


SECCIÓN 2GENERALIDADES

SECCIÓN 3INTEGRACIÓN DE CENTRALES DE GENERACIÓN Y SUBESTACIONES

SUBSECCIÓN 1COBERTURA DEL CND Y DE LOS CRDS

SUBSECCIÓN 2PROPIEDAD, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LAS RTUS

SUBSECCIÓN 3INFORMACIÓN 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)

Duda:


SUBSECCIÓN 4LIBRE ACCESO A LA INFORMACIÓN

SUBSECCIÓN 5AUDITORÍAS DE LAS MEDICIONES

de 484

SUBSECCIÓN 6CARACTERÍSTICAS 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)

Duda:


SECCIÓN 4CARACTERÍSTICAS DE LA INTERFAZ RTU - SISTEMA DE POTENCIA

SECCIÓN 5CALIDAD DE LA INFORMACIÓN TRANSFERIDA

ARTÍCULO 7.1.4.19.5.1. <Artículo modificado por el artículo 7 de la Resolución CREG- 083 de 1999. El nuevo texto es el siguiente:> 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.


Duda:


CAPÍTULO 20GUÍAS PARA ELABORACIÓN Y PRESENTACIÓN DE PLANOS DEL SITIO DE

CONEXIÓN (ANEXO CC.7)


SECCIÓN 2

de 484

PLANOS


ARTÍCULO 7.1.4.20.2.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). 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.


Duda:


SUBSECCIÓN 2PLANOS DE EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN

SUBSECCIÓN 3PLANOS DE PLANTAS Y CORTES

de 484

SUBSECCIÓN 4PLANOS DE OBRA CIVIL

SUBSECCIÓN 5PLANOS ELÉCTRICOS

SUBSECCIÓN 6PLANOS DE ESTRUCTURAS

SUBSECCIÓN 7PLANOS DE SERVICIOS AUXILIARES Y DE ENFERMERÍA

SECCIÓN 3MANUALES

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.


Duda:


SECCIÓN 4PRUEBAS

SECCIÓN 5

de 484

MEMORIAS DE CÁLCULO

TÍTULO 5CÓDIGO DE OPERACIÓN (ANEXO GENERAL)


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)".


Duda:

Todos los demás artículos de esta resolución agotaron su objeto, fueron incorporados en las resoluciones que modifican, ¿este artículo debe incluirse en la resolución única?

CAPÍTULO 2PLANEAMIENTO OPERATIVO


ARTÍCULO 7.1.5.2.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). 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)

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Duda:


SECCIÓN 2PLANEAMIENTO OPERATIVO ENERGÉTICO


ARTÍCULO 7.1.5.2.2.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). Consiste en la planeación de la operación de los recurso energéticos, hidráulicas y térmicos para la producción de energía eléctrica.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.1)

Duda:


SUBSECCIÓN 2PLANEAMIENTO 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)

Duda:


SUBSECCIÓN 3PLANEAMIENTO 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.


de 484

Duda:


SECCIÓN 3PLANEAMIENTO OPERATIVO ELÉCTRICO


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)

Duda:


SUBSECCIÓN 2INFORMACIÓN BÁSICA

SUBSECCIÓN 3CRITERIOS GENERALES

SUBSECCIÓN 4FUNCIONES

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.

de 484

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.


Duda:


SUBSECCIÓN 5DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA

SUBSECCIÓN 6AJUSTES DE LOS RELÉS DE FRECUENCIA DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN DEL

SIN

CAPÍTULO 3DESPACHO ECONÓMICO HORARIO

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

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dentro del despacho horario para la hora correspondiente del día (k + 2). Declaración de Mantenimiento y/o Desconexiónes de Red <Aparte modificado por el artículo 8 de la Resolución CREG 65 de 2000, el nuevo texto es el siguiente:> 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:

<Aparte modificado por el artículo 27 de la Resolución 55 de 2011. Ver término para entrada en vigencia. El nuevo texto es el siguiente:> 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 fax.

Oferta de Precios

Para el Despacho Económico Horario, las empresas generadoras deben informar

de 484

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

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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: <Aparte modificado por el artículo 27 de la Resolución 55 de 2011. Ver término para entrada en vigencia. El nuevo texto es el siguiente:> Para el Despacho Económico Horario, las empresas generadoras deben declarar diariamente al CND antes de las 07:00 horas, la mejor estimación de la Disponibilidad esperada (expresada en valores enteros en MW) a nivel horario, para cada unidad generadora.

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 fax.

Si a las 07:00 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 055/11, Art. 27) (Fuente: R CREG 065/00, Art. 8) (Fuente: R CREG 113/98, Art. 2)

Duda:

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La R CREG 055/11 Art 28 alude a un hito para su entrada en vigencia, ¿ya se cumplió?, si no se ha cumplido, ¿es correcto incluir la modificación que introduce en la resolución única?

CAPÍTULO 4REDESPACHO

ARTÍCULO 7.1.5.4.3. OPCIONES PARA LAS PLANTAS FILO DE AGUA. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 152 de 2011. El nuevo texto es el siguiente:> Se considerarán plantas filo de agua las plantas hidráulicas despachadas centralmente que cumplan con una de las condiciones:

i) Que no posea embalse y que su estructura de captación esté conectada directamente a la fuente de agua para que tome parcial o totalmente el caudal de dicha fuente, o

ii) Que la central posea embalse cuyo tiempo de vaciado, generando con su Capacidad Efectiva Neta, CEN, considerando el aporte promedio multianual e iniciando con embalse en el máximo técnico, calculado según el Acuerdo 512 del CNO o aquellos que lo modifiquen, sea menor o igual a un (1) día, o si el tiempo de llenado generando con dicha capacidad efectiva neta y con el aporte promedio multianual iniciando con el embalse en el mínimo técnico, calculado según el Acuerdo 512 del CNO o aquellos que lo modifiquen, sea menor o igual a un (1) día.

Adicionalmente, no se considerarán filo de agua las centrales hidroeléctricas que estén situadas aguas abajo de embalses que le garanticen regulación de caudales mayor a un (1) día. En este caso, se entiende como tiempo regulación el calculado mediante el criterio indicado en el párrafo anterior.

Estas plantas Podrán acogerse a una de las siguientes opciones para participar en la Bolsa de Energía:

a) Efectuar ofertas de precios y disponibilidad en la misma forma, tiempo y modo que los demás agentes generadores del Sistema Interconectado Nacional;

b) No presentar ofertas de precio para el despacho centralizado, en cuyo caso solo deberán suministrar diariamente, antes de la hora de cierre de las ofertas para despacho, el programa horario de generación para el día siguiente, sin que sean objeto de penalizaciones por desviaciones al programa de despacho. Adicionalmente, en el despacho ideal, la generación de tales plantas y la disponibilidad comercial, se considerarán iguales a su generación real.

PARÁGRAFO 1o. Las plantas que entren en operación comercial y que cumplan las condiciones establecidas en este artículo para ser consideradas como plantas filo de agua, podrán declarar al Centro Nacional de Despacho la opción b. definida en este artículo antes de iniciar la operación comercial, sin que sea posible modificarla antes del 1o de mayo del año siguiente del año de la declaración. En caso que no se declare se aplicará la opción a. de este artículo.

PARÁGRAFO 2o. Anualmente, a más tardar a la hora de cierre de las ofertas para el despacho del 1o de mayo, los agentes que representan plantas en el Mercado Mayorista que

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cumplan las condiciones establecidas en este artículo para ser consideradas como plantas filo de agua, podrán declarar la opción b. definida en este artículo al Centro Nacional de Despacho, la cual aplicará durante los siguientes doce (12) meses, contados a partir del 1o de mayo. En caso de que no se declare se asimilará a que el agente no desea modificar la opción vigente hasta el 30 de abril del año siguiente.

PARÁGRAFO 3o. En caso de que la planta seleccione la opción b., el CND tendrá un término de máximo dos (2) días calendario para adecuar sus programas para considerar el recurso en esa condición.


Duda:


ARTÍCULO 7.1.5.4.4. Todos los agentes que a la entrada en vigencia de esta resolución representen en el Mercado Mayorista plantas que cumplan las condiciones establecidas en el artículo primero de esta resolución para ser consideradas como plantas filo de agua, podrán declarar al Centro Nacional de Despacho, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la publicación de la resolución en el Diario Oficial, que se acogen a la opción b. definida en el artículo primero. En caso que no se declare se aplicará la opción a. del artículo 1o.

La opción que escojan no podrá ser modificada antes del 1o de mayo del año siguiente a la expedición de la norma.

PARÁGRAFO. En caso de que la planta seleccione la opción b., el CND tendrá un término máximo de dos (2) días calendario para adecuar sus programas para considerar el recurso en esa condición.


Duda:


Duda:

Incluye aspectos transitorios, ¿qué texto debe mantenerse en la resolución única?

CAPÍTULO 5COORDINACIÓN, SUPERVISIÓN Y CONTROL DE LA OPERACIÓN DEL SIN


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ARTÍCULO 7.1.5.5.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). <Acápite modificado por el artículo 5 de la Resolución CREG- 083 de 1999. El nuevo texto es el siguiente:> 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)

Duda:


SECCIÓN 2CRITERIOS GENERALES

SECCIÓN 3COORDINACIÓN DE LA OPERACIÓN EN TIEMPO REAL

SECCIÓN 4COORDINACIÓN DE MANIOBRAS


ARTÍCULO 7.1.5.5.4.1.1. INTRODUCCIÓN. <Numeral modificado por el artículo 5 de la Resolución CREG- 083 de 1999. El nuevo texto es el siguiente:> 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

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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)

Duda:


SUBSECCIÓN 2SECUENCIA DE MANIOBRAS DE APERTURA DE LÍNEAS

SUBSECCIÓN 3SECUENCIA DE MANIOBRAS DE CIERRE DE LÍNEAS

SECCIÓN 5COORDINACIÓN DEL RESTABLECIMIENTO EN CASO DE EVENTOS

SECCIÓN 6COORDINACIÓN DE CONSIGNACIÓN DE EQUIPOS

SECCIÓN 7CONTROL 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.


Duda:

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¿Está bien ubicado este artículo y los siguientes de la misma fuente?

ARTÍCULO 7.1.5.5.7.6. REGULACIÓN PRIMARIA. <Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 23 de 2001. El nuevo texto es el siguiente:> 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)

Duda:

La referencia al numeral 7.5.2 está errada, la "Prueba de Estatismo" está en el numeral 7.4.2.

SECCIÓN 8CONTROL DE VOLTAJE

CAPÍTULO 6SUMINISTRO DE INFORMACIÓN ADICIONAL

CAPÍTULO 7PRUEBAS Y VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS


ARTÍCULO 7.1.5.7.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). 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)

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Duda:


SECCIÓN 2SOLICITUD DE PRUEBA

SECCIÓN 3FALLA DE LA PRUEBA

SECCIÓN 4MODIFICACIÓN DE PARÁMETROS

SECCIÓN 5PRUEBAS DE CONEXIÓN

SECCIÓN 6PRUEBA DE DISPONIBILIDAD

SECCIÓN 7PRUEBA DE LOS PARÁMETROS PARA EL PLANEAMIENTO OPERATIVO

CAPÍTULO 8CÁLCULO ÍNDICES DE INDISPONIBILIDAD DE GENERACIÓN (ANEXO CO1)

ARTÍCULO 7.1.5.8.1. CÁLCULO ÍNDICES DE INDISPONIBILIDAD DE GENERACIÓN (ANEXO CO1). &$<Ver Notas de Vigencia. Anexo modificado por el artículo 1 de la Resolución CREG-073 de 2000. El nuevo texto es el siguiente:> - Indisponibilidad Histórica (IH)

IH= HI+HD (ACO1-1) HI+HO donde: IH: Indisponibilidad histórica HI: Horas de indisponibilidad forzada o programada

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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) IMP = HM (ACO1-3) HI+HO 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: (1-IH)= (1-IMP)x(1-ICP) (ACO1-4) despejando se obtiene: IH-IMP ICP= --------------- (ACO1-5) 1-IMP También puede expresarse, reemplazando en (ACO1-5) las ecuaciones (ACO1-1) y (ACO1.3), como: HI+HD-HM ICP = ----------------- (ACO1-6) HI+HO-HM - Indisponibilidad de Plantas y/o Unidades de Generación con Información Insuficiente o

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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 0.2El menor valor entre 0.15 y el índice histórico del primer año completo de operación


Carbón 0.3El menor valor entre 0.2 y el índice histórico del primer año completo de operación


Hidráulicas 0.15El menor valor entre 0.1 y el índice histórico del primer 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,

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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)

Duda:

¿Fue modificado por R CREG 087/05 Art 1?, ¿qué texto se incorpora en la resolución única?

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.


Duda:

El Decreto 1484 de 2005 a que alude el artículo 1 fue derogado expresamente por el Decreto 880 de 2007 Art 17, en el nuevo decreto se mantiene -artículo 5 parágrafo, modificado por el Decreto 4500 de 2009 artículo 1- la

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competencia del Ministro de Minas y Energía para el inicio y el cese del Racionamiento Programado de Gas Natural - ¿Está vigente esta norma, y si está vigente, está bien ubicada?

CAPÍTULO 9PLANEAMIENTO ELÉCTRICO DE LA OPERACIÓN INFORMACIÓN BÁSICA (ANEXO

CO2)

SECCIÓN 1DIAGRAMA UNIFILAR

SECCIÓN 2BARRAS

SECCIÓN 3GENERADORES

SECCIÓN 4LÍNEAS Y CABLES

SECCIÓN 5TRANSFORMADORES

SECCIÓN 6ELEMENTOS DE DERIVACIÓN

SECCIÓN 7RELÉS

CAPÍTULO 10DECLARACIÓN DE PARÁMETROS (ANEXO CO3)

SECCIÓN 1DECLARACIÓN 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:

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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)

Duda:

¿está bien agregar el capítulo DECLARACIÓN DE PARÁMETROS?

SECCIÓN 2DECLARACIÓN 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)

Duda:


SECCIÓN 3

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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.


Duda:

¿Está bien ubicado este artículo?, ¿Está vigente?

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.


Duda:

¿Está vigente? - Si está vigente, ¿está bien ubicado?

SECCIÓN 4MODIFICACIÓN DE DISPONIBILIDAD O DE PARÁMETROS DE GENERACIÓN

SECCIÓN 5DECLARACIÓN DE DATOS HIDROLÓGICOS

SECCIÓN 6MANTENIMIENTOS QUE AFECTAN LA OPERACIÓN DEL EMBALSE

SECCIÓN 7RESTRICCIONES DE LOS EQUIPOS DEL STN, STR Y SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

LOCAL

CAPÍTULO 11CRITERIOS PARA PARTICIPAR EN LA RESERVA DE REGULACIÓN (ANEXO CO4)

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PARTE 2POR LA CUAL SE REGLAMENTAN LAS FUNCIONES DE PLANEACIÓN,

COORDINACIÓN SUPERVISIÓN Y CONTROL ENTRE EL CENTRO NACIONAL DE DESPACHO (CND) Y LOS AGENTES DEL SIN

ARTÍCULO 7.2.3. OTRAS FUNCIONES DEL CENTRO NACIONAL DE DESPACHO (CND). Son también funciones del CND las siguientes: 1. Condiciones Anormales de Orden Público (CAOP). El CND, de acuerdo con las condiciones de orden público, declara la situación de CAOP y determina las acciones necesarias para mantener una operación segura y confiable del SIN. El CND informará al CNO y a la CREG tal situación. 2. Soporte a la CREG. El CND deberá, por solicitud de la CREG, brindar apoyo a la misma en lo relacionado con la información operativa y demás análisis que requiera. 3. Elaboración de Estudios e Informes. Además de los estudios y análisis que debe efectuar en desarrollo de su función de Planeación Operativa, contemplados en el Código de Redes (Resolución CREG-025 de 1995 y demás normas que la modifican o sustituyan), acerca de la operación real y esperada de los recursos del SIN y de los riesgos para atender confiablemente la demanda, el CND debe realizar los siguientes: a) Estudios de coordinación de protecciones de las plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente y de aquellas no despachadas centralmente que a su criterio se requiera, de los Activos de Uso del STN y de los Activos de Conexión al STN y de las Interconexiones Internacionales de nivel IV o superior, para asegurar una operación segura y confiable del SIN. Para esto, el CND mantendrá una base de datos con la información de protecciones. Para la actualización de la base de datos, los agentes remitirán la información necesaria, como mínimo semestralmente o cuando el CND lo requiera. b) Estudios sobre las fallas y/o emergencias que ocurran en los Activos de Uso del STN, Activos de Conexión al STN, Interconexiones Internacionales de nivel IV o superior y demás activos que a su criterio ameriten análisis, determinando las medidas que deben tomarse para reducir o evitar otras eventos similares. Para tal efecto los agentes del SIN, deberán suministrar la información de los eventos ocurridos, acorde con lo establecido en la Resoluciones CREG-070 de 1998 y CREG-072 de 1999, y en aquellas que las modifiquen o sustituyan. c) Informes estadísticos de la infraestructura eléctrica supervisada directamente por el CND. d) Informes operativos periódicos (diarios, mensuales y anuales). En estos informes se incluyen los que debe efectuar el CND en cumplimiento de la Resoluciones CREG-070 de 1998 y CREG-072 de 1999, y de aquellas que las modifiquen o sustituyan. e) Informes remitidos al CNO y demás autoridades competentes, cuando tenga información sobre posibles violaciones o conductas contrarias a la reglamentación vigente.

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4. Intercambio de Información. El intercambio de información entre el CND y los agentes del SIN, se ajustará a lo dispuesto en la reglamentación vigente (Código de Redes y demás resoluciones que lo adicionen, modifiquen o sustituyan). 5. Planeación de la Expansión. En desarrollo de sus funciones, el CND deberá coordinar con el Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión (CAPT) aquellos aspectos asociados con las Restricciones, que inciden en la planeación de la expansión del STN. 6. Actualización de Equipos. El CND deberá mantener y actualizar tecnológicamente los equipos y sistemas de control que conforman el Centro de Control.


Duda:

Hace referencia a la R CREG 072/99 derogada tácitamente por la R CREG 061/00.

ARTÍCULO 7.2.5. FUNCIONES OPERATIVAS DE LAS EMPRESAS PRESTADORAS DEL SERVICIO DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA EN EL STN Y/O SERVICIO DE CONEXION AL STN. Son funciones de las Empresas Prestadoras de los Servicios de Transporte de Energía Eléctrica en el STN y/o Conexión al STN, las siguientes: 1. Supervisión Operativa. a) Supervisar directamente las variables de operación de los Activos de Uso del STN y de Conexión al STN y de las Interconexiones Internacionales con tensión de operación igual o superior a 220 kV que sean de su propiedad. b) Supervisar directamente las variables de operación de los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores y agentes generadores no despachados centralmente. 2. Coordinación Operativa. a) Coordinar con el CND el Control Operativo de los Activos de Uso del STN, Activos de Conexión al STN y de las Interconexiones Internacionales con tensión de operación igual o superior a 220 kV que sean de su propiedad y de los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores con tensiones de operación igual o superior a 220 kV. b) Coordinar con el CND el Control Operativo de los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores, con tensiones de operación inferiores a 220 kV y que el CND requiera. c) Coordinar con el CND el Control Operativo de las Interconexiones Internacionales de su propiedad o que le hayan sido encargadas por otros Transportadores, con tensiones de operación inferiores a 220 kV y que el CND requiera. d) Coordinar con el CND Control Operativo de los generadores no despachados centralmente, que estén bajo su supervisión y que el CND requiera.

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e) Coordinar con el CND la regulación de voltaje de otros activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores y que operen a tensiones inferiores a 220 kV. f) Coordinar con el CND la programación de mantenimientos preventivos y correctivos de los activos de su propiedad y de aquellos que le hayan sido encargados por otros Transportadores y que se consideren Consignación Nacional, en los términos establecidos en la reglamentación vigente. g) Coordinar la programación de mantenimientos preventivos y correctivos de activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores y que no se consideren Consignación Nacional. h) Coordinar con el CND la ejecución de Racionamientos en el SIN, de acuerdo con lo definido en el Estatuto de Racionamiento. Así mismo, coordinar los programas de limitación de suministro definidos en la Resolución CREG-116 de 1998 y demás normas que la modifiquen o complementen. i) Coordinar con el CND el ajuste de las protecciones de los Activos de Uso del STN, Activos de Conexión al STN y de las Interconexiones Internacionales con tensión de operación igual o superior a 220 kV que sean de su propiedad y el ajuste de las protecciones de los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores y agentes generadores no despachados centralmente. 3. Control Operativo. Controlar directamente la ejecución de maniobras en los Activos de Uso del STN, Activos de Conexión al STN y de las Interconexiones Internacionales con tensión de operación igual o superior a nive220 kV que sean de su propiedad y en los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores y agentes generadores no despachados centralmente. La ejecución de maniobras en los equipos mencionados, deberá efectuarse de acuerdo con la reglamentación vigente y las instrucciones impartidas por el CND. Para su ejecución, se establecen los siguientes tiempos máximos de respuesta entre la instrucción del CND y la ejecución de la maniobra: a) 13 minutos para líneas que operen entre 220 kV y 230 kV. b) 20 minutos para líneas que operen a 500 kV. c) 40 minutos para transformadores que operen entre 220 kV y 500 kV. d) 25 minutos para condensadores que operen entre 220 kV y 230 kV. e) 30 minutos para reactores que operen entre 34.5 kV y 500 kV si están conectados al SIN por interruptor. f) 40 minutos para reactores que operen a 500 kV si se debe abrir operativamente la línea para conectarlos al SIN.

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g) 40 minutos para equipos de compensación estática reactiva que operen a 500 kV. h) 20 minutos para UC4 y UC6 (Resolución CREG-026 de 1999) que operen entre 220 kV y 230 kV. i) 30 minutos para UC5 (Resolución CREG-026 de 1999) que operen entre 220 kV y 230 kV. j) 10 minutos para cambiadores de taps que operen entre 220 kV y 500 kV. k) 10 minutos para activos diferentes a los enunciados en los Literales a) a j) del presente Numeral. En estas maniobras no se incluirán los tiempos, cuando por condiciones de sincronismo no cierre un equipo y el CND deba realizar maniobras operativas como: cambio de generación entre Áreas, ajustes de tensión y regulación de frecuencia. Las maniobras que no se ejecuten completamente en los plazos establecidos, se considerarán como indisponibilidades que afectan los estándares de calidad exigidos en la reglamentación vigente. Las Empresas Prestadoras del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN y/o Servicio de Conexión al STN son responsables por efectuar correctamente el procedimiento (secuencia de pasos) para ejecutar las maniobras en las subestaciones. En todo caso, dichas empresas son responsables por la seguridad de las personas y los equipos en la ejecución física de tales maniobras. PARAGRAFO. Es obligatorio por parte de los agentes aceptar los encargos que transitoriamente les asigne el CND, para ejercer total o parcialmente las funciones definidas en los Numerales 2., 3. y 4. del Artículo 3o. de la presente Resolución, cuando se presenten eventos que impliquen el aislamiento de una o más áreas del SIN.


Duda:

Hace referencia a la R CREG 026/99 que agotó su objeto por ser una norma de carácter transitorio.

ARTÍCULO 7.2.7. FUNCIONES OPERATIVAS DE LOS OR'S. Son funciones de los OR's las siguientes: 1. Planeación Operativa Eléctrica de Corto Plazo. Planear y programar la operación eléctrica de corto plazo de las redes de los STR's y/o SDL's que sean de su propiedad, de los activos pertenecientes a estas redes que le hayan sido encargados por otros Transportadores y de los activos de generadores no despachados centralmente que le hayan sido encargados. Para tal efecto, tendrá en cuenta las instrucciones impartidas por el CND. 2. Supervisión Operativa.

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a) Supervisar la operación de los activos de los STR's y/o SDL's que sean de su propiedad. Para efecto de la supervisión en el nivel de tensión IV, el OR deberá instalar los equipos requeridos si el CND estima que se requiere. b) Supervisar la operación de los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores o por generadores no despachados centralmente. 3. Coordinación Operativa. a) Coordinar con el CND el Control Operativo de los activos que sean de su propiedad y sobre los cuales el CND estima que requiere dicha coordinación y de los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores y agentes generadores no despachados centralmente. b) Coordinar la regulación de voltaje de los activos que sean de su propiedad y de otros activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores, que operen a tensiones inferiores a nivel IV. c) Coordinar con el CND la programación de mantenimientos preventivos y correctivos de activos de su propiedad o que le hayan sido encargados por otros Transportadores y que se consideren Consignación Nacional. d) Coordinar la programación de mantenimientos preventivos y correctivos de activos de su propiedad o que le hayan sido encargados por otros Transportadores y que no se consideren Consignación Nacional. e) Coordinar con el CND la ejecución de Racionamientos en el SIN, de acuerdo con lo definido en el Estatuto de Racionamiento. Así mismo, coordinar los programas de limitación de suministro definidos en la Resolución CREG-116 de 1998 y demás normas que la modifiquen o complementen. f) Coordinar con el CND el ajuste de las protecciones de activos que sean de su propiedad y de los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores y agentes generadores no despachados centralmente y sobre las cuales el CND estima que la coordinación es requerida. 4. Control Operativo. Controlar la ejecución de maniobras en los activos que sean de su propiedad y en los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores y agentes generadores no despachados centralmente, en los términos establecidos en la presente Resolución. La ejecución de maniobras en los equipos mencionados, deberá efectuarse de acuerdo con la reglamentación vigente y las instrucciones impartidas por el CND, cuando sea del caso. Para la ejecución de maniobras solicitadas por el CND, se establecen los siguientes tiempos máximos de respuesta entre la instrucción impartida y la ejecución de la maniobra: a) 13 minutos para líneas que operen entre 220 kV y 230 kV.

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b) 20 minutos para líneas que operen a 500 kV. c) 40 minutos para transformadores que operen entre 220 kV y 500 kV. d) 25 minutos para condensadores que operen entre 220 kV y 230 kV. e) 30 minutos para reactores que operen entre 34.5 kV y 500 kV si están conectados al SIN por interruptor. f) 40 minutos para reactores que operen a 500 kV si se debe abrir operativamente la línea para conectarlos al SIN. g) 40 minutos para equipos de compensación estática reactiva que operen a 500 kV. h) 20 minutos para UC4 y UC6 (Resolución CREG-026 de 1999) que operen entre 220 kV y 230 kV. i) 30 minutos para UC5 (Resolución CREG-026 de 1999) que operen entre 220 kV y 230 kV. j) 10 minutos para cambiadores de taps que operen entre 220 kV y 500 kV. k) 10 minutos para activos diferentes a los enunciados en los Literales a) a j) del presente Numeral. En estas maniobras no se incluirán los tiempos, cuando por condiciones de sincronismo no cierre un equipo y el CND deba realizar maniobras operativas como: cambio de generación entre Áreas, ajustes de tensión y regulación de frecuencia. Las maniobras que no se ejecuten completamente en los plazos establecidos, se considerarán como indisponibilidades que afectan los estándares de calidad exigidos en la reglamentación vigente. Los OR's son responsables por efectuar correctamente el procedimiento (secuencia de pasos) para ejecutar las maniobras en las subestaciones. En todo caso, dichas empresas son responsables por la seguridad de las personas y los equipos en la ejecución física de tales maniobras. PARAGRAFO. Es obligatorio por parte de los agentes aceptar los encargos que transitoriamente les asigne el CND, para ejercer total o parcialmente las funciones definidas en los Numerales 2., 3. y 4. del Artículo 3o. de la presente Resolución, cuando se presenten eventos que impliquen el aislamiento de una o más áreas del SIN.


Duda:

Hace referencia a la R CREG 026/99 que agotó su objeto por ser una norma de carácter transitorio.

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ARTÍCULO 7.2.8. OTRAS FUNCIONES DE LOS OR'S. Son también funciones de estas Empresas las siguientes: 1. Elaboración de Estudios e Informes. a) Estudios de coordinación de protecciones de los activos de su propiedad o que le hayan sido encargadas por otros Transportadores o generadores no despachados centralmente, para garantizar la operación segura y confiable del SIN; para lo cual deberán tener en cuenta las recomendaciones del CND. b) Estudios sobre las fallas y/o emergencias que ocurran en los equipos que estén bajo su supervisión, determinando las medidas que deben tomarse para reducir o evitar otras eventos similares. c) Informes estadísticos de la infraestructura eléctrica que esté bajo su supervisión. d) Informes operativos periódicos (diarios, mensuales y anuales). En estos informes se incluyen los que debe efectuar estos agentes en cumplimiento de la Resoluciones CREG-070 de 1998 y CREG-072 de 1999 (esta última cuando sea del caso), y de aquellas que las modifiquen o sustituyan. 2. Equipos. Para los efectos de Supervisión Operativa, las Empresas a las que se refiere el presente Artículo deberán instalar los equipos necesarios, cuando el CND así lo requiera. En caso de no hacerlo, el CND los adquiere y los costos que ésto genere para el CND, serán cobrados directamente al agente respectivo a través del LAC o el ASIC según el caso. La instalación y el mantenimiento de estos equipos es responsabilidad de las respectivas empresas. Los protocolos de comunicación de los equipos que para efectos de Supervisión, instalen o adquieran las Empresas, deberán ser compatibles con los del CND.


Duda:

Hace referencia a la R CREG 072/99 derogada tácitamente por la R CREG 061/00.

ARTÍCULO 7.2.10. El CND tendrá un plazo máximo de seis (6) meses, contado a partir de la vigencia de la presente Resolución, para establecer que equipos de los STR's y/o SDL's, que Interconexiones Internacionales con tensión de operación inferior a 220 kV y que plantas no despachadas centralmente requiere supervisar, y si esta supervisión se hará en tiempo real o diferido. En todo caso, el CND podrá actualizar sus requerimientos de Supervisión cuando lo estime conveniente.


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Duda:

El primer inciso es una normade carácter transitorio, ¿se excluye solo este primer inciso?

PARTE 3POR LA CUAL SE ESTABLECEN LAS BASES METODOLÓGICAS PARA LA IDENTIFICACIÓN Y CLASIFICACIÓN DE LAS RESTRICCIONES Y DE LAS

GENERACIONES DE SEGURIDAD EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL, Y LOS CRITERIOS GENERALES Y PROCEDIMIENTOS PARA LA EVALUACIÓN Y

DEFINICIÓN DE LAS MISMAS, COMO PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN)


TÍTULO 2DISPONIBILIDAD ESPERADA DE LOS SUBSISTEMAS ELÉCTRICOS (ANEXO 1)

TÍTULO 3GENERACIONES DE SEGURIDAD POR RESTRICCIONES (ANEXO 2)

PARTE 4POR LA CUAL SE REGULAN ALGUNOS PARÁMETROS TÉCNICOS APLICABLES A

LOS RECURSOS DE GENERACIÓN Y SU DECLARACIÓN EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA

LIBRO 8REGLAMENTO DE OPERACIÓN - COMPONENTE GARANTÍAS

PARTE 1MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA

TÍTULO 1GARANTÍAS PARA LOS PARTICIPANTES EN LA BOLSA DE ENERGÍA

TÍTULO 2GARANTÍAS PARA EL CUMPLIMIENTO DE OBLIGACIONES (ANEXO C)

ARTÍCULO 8.1.2.1. C. GARANTIAS. <Anexo modificado por el artículo 5 de la Resolución 19

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de 2006. El nuevo texto es el siguiente:>

El cumplimiento de todas aquellas obligaciones en el Mercado de Energía Mayorista y el Sistema Interconectado Nacional, que liquida y factura el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) y el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC) a los agentes registrados en el Mercado, será objeto de garantías que se otorgarán a favor del ASIC, en su calidad de operador del Mercado y mandatario de los agentes, con sujeción al Reglamento de Mecanismos de Cubrimiento para las Transacciones en el Mercado de Energía Mayorista, que para el efecto elabora el ASIC.

Estas garantías deben asegurar el pago de: Todas las obligaciones de cada uno de los agentes que participe en el mercado mayorista a través de la Bolsa de Energía, los cargos del CND y del ASIC, los cargos por uso del SIN, los pagos por reconciliaciones, servicios complementarios, cargo por capacidad y cualquier otro concepto, que sean liquidados y recaudados por el Administrador del SIC o por el LAC. Por tal razón deben estar vigentes por lo menos hasta el momento en que se verifique la cancelación de las obligaciones adquiridas y cubrir cada uno de los meses pendientes de pago.

(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO C)

Duda:

¿Está bien agregar la sección INTRODUCCIÓN -incluye texto suelto-? - ¿Es necesario dividir en partes?

TÍTULO 3GARANTÍAS - TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO

PLAZO, TIE

ARTÍCULO 8.1.3.1. GARANTÍAS. <Artículo modificado por el artículo 9 de la Resolución 140 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Con el fin de cubrir el monto esperado de las obligaciones económicas derivadas de las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo, TIE, todos los agentes que realicen compras horarias de energía en la Bolsa deberán pagar anticipadamente, el valor estimado de las importaciones semanales que se realicen desde los mercados de los países de la Comunidad Andina o países con los que se tenga una integración regulatoria de mercados eléctricos en las condiciones de la presente resolución.

Para el efecto, semanalmente, el ASIC deberá:

i) Estimar las cantidades de electricidad a importar de los otros sistemas, según las condiciones de operación establecidas por los operadores de los sistemas en relación con la máxima capacidad de los enlaces internacionales. Esta estimación tendrá una actualización semanal y contará con un balance neto cada mes. Este ajuste mensual final, al monto de las garantías semanales estimadas, se hará a partir de los resultados de la segunda liquidación, para efectos de facturación.

ii) Estimar el Monto total semanal de garantías a asignar a los agentes del mercado colombiano, para respaldar las importaciones de electricidad, a través de los enlaces

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internacionales, teniendo en cuenta el valor del literal anterior, el Precio promedio ponderado horario de Bolsa menos el Costo Equivalente de Energía, según el parágrafo uno del presente artículo, y el costo de cobertura por riesgo cambiario, el cual debe reflejar las condiciones reales del mercado internacional de divisas y estar definido por una entidad bancaria acreditada ante la Superintendencia Financiera de Colombia.

iii) Determinar la participación de cada uno de los agentes en las compras horarias de energía en la Bolsa, según lo definido en el parágrafo 6o. del presente artículo. Con estos valores, el ASIC asignará a los agentes el valor de las garantías estimadas.

iv) Realizar los ajustes al monto semanal de garantías que debe realizar cada agente de acuerdo con los resultados reales de la semana de operación, obtenidos de las lecturas de los medidores y los precios reales disponibles según la regulación vigente.

v) El valor en dólares del pago anticipado será calculado por el ASIC con la tasa de cambio para compra de divisas que sea acordada, por éste y el intermediario del mercado cambiario, para el día en el que se intercambie la información con el Administrador del mercado exportador.

Para el efecto, semanalmente, el ASIC deberá:

PARÁGRAFO 1o. Para los casos en los que el precio de bolsa es inferior al precio de escasez de activación, se deberá realizar el cálculo del Monto Semanal de Garantías (MSG), para respaldar importaciones a través de un enlace i, el ASIC procederá así:

Donde

MSGs+2,i: Monto Semanal de Garantías para respaldar importaciones de electricidad a través del enlace i, para la semana s+2.

MXTi,h,s+2: Máxima transferencia horaria por el enlace i estimada 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.

PMs-1,h: Precio promedio ponderado horario de bolsa de la semana s-1. CEEs-1: Último valor calculado del Costo Equivalente en Energía para la

semana s-1. CCs+2,i: Costo de la cobertura por el riesgo cambiario en los intercambios

de energía por el enlace i para la semana s+2, según las condiciones reales del mercado internacional de divisas y definido por una entidad financiera acreditada.

i: Enlace a través del cual se harán las importaciones de electricidad a garantizar.

s: Semana en que se realiza la estimación de las garantías.

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h: Hora.

Para los casos en los que el PMs-1,h sea superior al precio de escasez de activación, el ASIC calculará los montos a garantizar utilizando la siguiente expresión:

Donde:

MSGs+2,i: Monto Semanal de Garantías para respaldar importaciones de electricidad a través del enlace i, para la semana s+2.

MSGOEF,S+2,i: Monto Semanal de Garantías por desviaciones negativas de OEF o demanda no cubierta para respaldar importaciones de electricidad a través del enlace i, para la semana s+2.

MXTi,h,s+2: Máxima transferencia horaria por el enlace i estimada 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.

PMs-1,h: Precio promedio ponderado horario de bolsa de la semana s-1. PEps-1: Precio de escasez ponderado para la semana s-1. CCs+2,i: Costo de la cobertura por el riesgo cambiario en los intercambios

de energía por el enlace i para la semana s+2, según las condiciones reales del mercado internacional de divisas y definido por una entidad financiera acreditada.

i: Enlace a través del cual se harán las importaciones de electricidad a garantizar.

s: Semana en que se realiza la estimación de las garantías. h: Hora.

El monto total a garantizar corresponde a la sumatoria de los MSG de todos los enlaces internacionales.

PARÁGRAFO 2o. El ASIC para llevar a cabo la actualización semanal hará ajustes al cálculo del Monto Semanal de Garantías, MSG, para cada enlace i. El procedimiento de ajustes será el siguiente:

Primer ajuste semanal. Para los casos en los que el precio de bolsa es inferior al precio de escasez de activación, el primer ajuste semanal se debe realizar el día viernes de la semana s+2 considerando las transacciones TIE reales efectuadas durante los primeros seis (6) días

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de operación de la semana S+2 de la siguiente manera:

Donde:

Primer ajuste a la semana s+2 de operación, para el enlace i. Monto Semanal de Garantías para respaldar importaciones de electricidad a través del enlace i, para la semana s+2. Suma de las transferencias reales horarias de energía por el enlace i, resultado de las lecturas de los medidores reportados conforme a las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 006 de 2003 o las normas que la modifiquen o sustituyan, para los primeros seis (6) días de operación de la semana s+2, y para el séptimo día se utilizarán los valores estimados para la MXT.Precio horario de bolsa para los primeros cinco (5) días de lasemana s+2, para los días seis (6) y siete (7) de esta semana, el P corresponderá al máximo precio horario liquidado para estetipo de día calendario, durante los primeros cinco (5) días deoperación de dicha semana.Ajuste por tasa de cambio no cubiertos por el mecanismo decobertura a que hace referencia el Parágrafo 1.Último valor calculado del Costo Equivalente en Energía para la semana s+2.

Para los casos en los que el precio de bolsa sea superior al precio de escasez de activación, el ASIC calculará el monto a garantizar ajustado, utilizando las siguientes expresiones:

Donde:

Primer ajuste a la semana s+2 de operación, para el enlace i. Primer ajuste a la semana s+2 de operación para desviaciones negativas de OEF o demanda no cubierta, para el enlace i. Suma de las transferencias reales horarias de energía por el enlace i, resultado de las lecturas de los medidores reportados conforme a las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 006 de 2003 o las normas que la modifiquen o sustituyan, para los primeros seis (6) días de operación de la semana s+2, y para el séptimo día se utilizarán los valores estimados para la MXT. Precio horario de bolsa para los primeros cinco (5) días de la semana s+2, para los días seis (6) y siete (7) de esta semana, el

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P corresponderá al máximo precio horario liquidado para este tipo de día calendario, durante los primeros cinco (5) días de operación de dicha semana. Precio de escasez ponderado para la semana s+2. Último valor calculado del Costo Equivalente en Energía para la semana s+2. Ajuste por tasa de cambio no cubiertos por el mecanismo de cobertura a que hace referencia el Parágrafo 1.

Segundo ajuste semanal. El segundo ajuste semanal se deberá realizar el día viernes de la semana (s+3), considerando el procedimiento establecido para el primer ajuste semanal descrito anteriormente y utilizando la suma de las transferencias reales horarias de energía por el enlace i, los precios horarios de Bolsa de las transacciones TIE reales para la semana s+2 resultantes de la segunda liquidación para dicha semana y el último valor calculado del Costo Equivalente en Energía para la semana s+2.

PARÁGRAFO 3o. La sumatoria de los ajustes semanales al MSG para cada uno de los enlaces, serán considerados como faltantes o excedentes netos para la determinación del MSG de la nueva semana de operación.

PARÁGRAFO 4o. Para cada agente, el ASIC conciliará las diferencias asignadas a cada uno, presentadas entre las transacciones TIE reales, ya sean en mérito o fuera de mérito, y los pagos por garantías efectuados por el agente durante el mes.

Una vez realizado el ajuste final mensual este deberá ser informado a cada uno de los agentes, antes de la fecha de vencimiento, con independencia de la fecha de pago de las diferencias que existan a favor o en contra de los mismos, o del cruce de cuentas autorizado por los agentes.

El ASIC podrá reaplicar pagos para cubrir obligaciones resultantes de la aplicación de la Resolución CREG-007 de 2003 u otras obligaciones a cargo del mismo en el MEM, con previa autorización del agente, para lo cual podrá utilizar los recursos disponibles correspondientes a los excedentes de las garantías asignadas por concepto de TIE, después de la aplicación de lo dispuesto en el artículo 4 de la Resolución CREG 007 de 2013.

PARÁGRAFO 5o. Para efectos del pago anticipado de las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo –TIE-, las semanas iniciarán el día sábado y terminarán el día viernes.

PARÁGRAFO 6o. El ASIC determinará el porcentaje de participación de cada uno de los agentes, que servirá para asignar la participación en el monto de garantías de las TIE, así:

Donde: Porcentaje de participación en garantías de las TIE para agentes compradores de energía en bolsa para la semana s+2 del agente j.

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Valor en pesos de las compras horarias de energía en Bolsa para el agente j, estimado utilizando la información de fronteras y contratos registradas por el agente para la semana s+2 y el precio de bolsa liquidado para la semana s-1, sin incluir las de los sistemas de los países con los cuales se tiene una integración regulatoria de mercados. 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 registradas por todos agentes para la semana s+2 y el precio de bolsa liquidado para la semana s-1, sin incluir las de los sistemas de los países con los cuales se tiene una integración regulatoria de mercados.

Adicionalmente, cuando se haya calculado o , el ASIC calculará un porcentaje de participación para los agentes con demanda no cubierta o para los agentes con desviaciones negativas de OEF así:

Para cada día de la última semana para la que se tenga información en versión TX2 o TXF se debe realizar el siguiente cálculo:

Donde:Porcentaje de participación del agente j, en las desviaciones negativas de OEF o la demanda no cubierta, en el día d. Valor en pesos de las desviaciones negativas de OEF o de la demanda no cubierta para el agente j, en el día d. Sumatoria de los valores en pesos de las desviaciones negativas de OEF o la demanda no cubierta, en el día d.

El porcentaje de cada agente para asignar la participación en el monto de garantías de las TIE para desviaciones negativas de OEF o de la demanda no cubierta, corresponderá al promedio de participación en las desviaciones de cada día de la última semana para la que se tenga información en versión TX2 o TXF más un medio de la desviación estándar de las mismas, y se calculará así:

Porcentaje de participación en garantías de las TIE para desviaciones negativas o demanda no cubierta para la semana s+2 del agente j. Sumatoria en los días de la semana del porcentaje de participación del agente j, en las desviaciones negativas de OEF o en la demanda no cubierta en el día d de la última semana para la que se tenga información en versión TX2 o TXF.

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Número de días de la semana Desviación estándar de los porcentajes de participación del agente j en el día d de la última semana para la que se tenga información en versión TX2 o TXF.

PARÁGRAFO 7o. El ASIC informará a los agentes el viernes de cada semana, a más tardar a las 15:00 horas, el monto del pago anticipado que deben efectuar para garantizar las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo TIE, de la semana s+2.

PARÁGRAFO 8o. El ASIC, en los Acuerdos Comerciales que suscriba con los otros administradores de los mercados de electricidad de los otros países, tendrá en cuenta el procedimiento previsto en este artículo para el cálculo de los pagos anticipados semanales que depositarán los agentes en una cuenta independiente mediante transferencia electrónica.”

PARÁGRAFO 9o. Ante la activación de la TIE de importación, y en caso de que el CND, con la mejor información disponible, evidencie que el monto de las garantías constituidas no es suficiente para respaldar las importaciones, este informará al ASIC, antes de las 12 del día, las cantidades necesarias y el precio de oferta para que este último realice ajustes extraordinarios a las garantías, que deberán ser pagados como máximo un (1) día hábil después de ser solicitados. En caso de que algún agente no pague la totalidad del ajuste extraordinario, y de ser necesario se recalculará la cantidad a importar.

PARÁGRAFO 10. En caso de que el ASIC, con la mejor información disponible, evidencie que a algún agente se le incremente el valor en pesos de desviaciones negativas, este realizará ajustes extraordinarios a las garantías que deberán ser pagados 2 días hábiles después de ser solicitados. En caso de que algún agente no pague la totalidad del ajuste extraordinario, y en caso de ser necesario se recalculará la cantidad a importar.

(Fuente: R CREG 004/03, Art. 23) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 9) (Fuente: R CREG 254/16, Art. 1) (Fuente: R CREG 210/15, Art. 2) (Fuente: R CREG 116/12, Art. 1)

Duda:

El parágrafo 4 alude a la R CREG 007/03 que a su vez alude a la R CREG 070/99 que fue derogada expresamente por la R CREG 019/06 Art 17.

PARTE 2POR LA CUAL SE MODIFICAN ALGUNAS DISPOSICIONES EN MATERIA DE

GARANTÍAS Y PAGOS ANTICIPADOS DE LOS AGENTES PARTICIPANTES EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA


ARTÍCULO 8.2.1.6. CESIÓN DE CRÉDITOS A FAVOR DEL ASIC PARA CUBRIR EL

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PAGO DE TRANSACCIONES EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA. El pago de las obligaciones de un agente registrado en el Mercado de Energía Mayorista, que realiza alguna de las actividades del servicio público de energía eléctrica, se podrá cubrir con los créditos existentes que tenga a su favor la misma empresa por el desarrollo de otra de las actividades del servicio, según las liquidaciones mensuales que haya efectuado el ASIC, y que se cedan de manera definitiva, irrevocable e incondicional a este último, conforme a lo establecido en esta resolución y en el Reglamento de Mecanismos de Cubrimiento para las Transacciones en el Mercado de Energía Mayorista.

PARÁGRAFO 1o. En caso de que los créditos cedidos resulten insuficientes para cubrir las operaciones de un agente en el Mercado y no cumpla con los plazos establecidos para los respectivos ajustes, dicho agente quedará inmediatamente sometido a la realización de los pagos anticipados.

PARÁGRAFO 2o. Dentro de los seis (6) meses siguientes a la publicación de esta resolución en el Diario Oficial, el Comité Asesor de Comercialización (CAC) presentará a la CREG un estudio de alternativas para el diseño e implementación de un mecanismo organizado de cubrimiento de las transacciones en el Mercado Mayorista, de tal manera que sea aplicable entre cualquier agente observando, en especial, los principios de transparencia, neutralidad y múltiple concurrencia.


Duda:

El parágrafo 2 es transitorio.

ARTÍCULO 8.2.1.7. INCUMPLIMIENTO EN EL CUBRIMIENTO DE LAS TRANSACCIONES. <Artículo modificado por el artículo 2 de la Resolución 158 de 2011. Rige a partir del 1o. de julio de 2012. El nuevo texto es el siguiente:> El incumplimiento en el cubrimiento de las transacciones a través de los mecanismos de que trata la presente Resolución, o en los ajustes a que haya lugar para las garantías o los demás mecanismos de cubrimiento, dará lugar al retiro del agente del mercado conforme a lo establecido en el artículo 16 del Reglamento de Comercialización del Servicio Público de Energía Eléctrica. Habrá incumplimiento del agente cuando no haya obtenido la aprobación del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales de los mecanismos de cubrimiento o de sus ajustes en los plazos que se establecen en el artículo 15 y en el artículo 18 del Reglamento de Mecanismos de Cubrimiento para las Transacciones en el Mercado de Energía Mayorista.

PARÁGRAFO. Hasta tanto se haya adoptado e implementado la regulación aplicable al Prestador de Última Instancia, el incumplimiento de que trata este artículo por parte de Agentes que realicen en forma conjunta las actividades de comercialización y distribución no dará lugar a la aplicación del procedimiento de retiro a estos Agentes. 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.


Duda:

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¿La regulación a que alude el parágrafo ya fue expedida?

ARTÍCULO 8.2.1.9. AJUSTE SEMANAL. Semanalmente el ASIC realizará un ajuste a las garantías y a los demás mecanismos de cubrimiento. De resultar diferencias a cargo del agente, este deberá cumplir con los ajustes exigidos por el ASIC de acuerdo con lo previsto en el Reglamento de Mecanismos de Cubrimiento para las Transacciones en el Mercado de Energía Mayorista. Para efectos del ajuste de que trata el presente artículo el ASIC utilizará la mejor información disponible.


Duda:

¿La vigencia de este artículo fue afectada por la modificación introducida por la R CREG 013/10 Art 2?

ARTÍCULO 8.2.1.12. OTORGAMIENTO DE PAGARÉS. <Artículo modificado por el artículo 3 de la Resolución 158 de 2011. Rige a partir del 1o. de julio de 2012. El nuevo texto es el siguiente:> El agente que quiera registrarse en el Mercado de Energía Mayorista deberá hacer entrega de cuatro pagarés en blanco, debidamente firmados por el representante legal, autorizado para el efecto, con sus respectivas cartas de instrucciones, todo de acuerdo con lo definido por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales. Este podrá diligenciar los pagarés en cualquier tiempo, mientras el agente se encuentre inscrito en el Mercado de Energía Mayorista, cuando con los mecanismos entregados no se logre cubrir el total de las obligaciones pendientes de pago.

El representante legal deberá demostrar que está debidamente autorizado para firmar los pagarés y las cartas de instrucciones de que trata este artículo. Para el efecto deberá anexar copia del documento que, de acuerdo con la normatividad vigente, acredite la representación legal.

Los agentes deberán reponer o renovar los pagarés cada vez que se requiera el uso de uno o varios de los que hayan otorgado, o cuando estos documentos sean obsoletos, 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 dará lugar al retiro del agente del Mercado de Energía Mayorista conforme a lo establecido en el artículo 16 del Reglamento de Comercialización del Servicio Público de Energía Eléctrica.

PARÁGRAFO. Hasta tanto se haya adoptado e implementado la regulación aplicable al Prestador de Última Instancia, el incumplimiento de que trata este artículo por parte de Agentes que realicen en forma conjunta las actividades de comercialización y distribución no dará lugar a la aplicación del procedimiento de retiro a estos Agentes. 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.


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Duda:

¿La regulación a que alude el parágrafo ya fue expedida?

ARTÍCULO 8.2.1.13. PLAZO PARA ENTREGA DE LAS GARANTÍAS. Durante los seis meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, los agentes deberán tener debidamente aprobadas las garantías mensuales o efectuar los prepagos mensuales a más tardar el cuarto día hábil del mes de consumo. Si un agente no cumple lo aquí dispuesto, a partir de este incumplimiento deberá hacer pagos anticipados el martes anterior al primer día de cada mes de consumo, sin perjuicio de que se inicie el proceso de limitación de suministro.

El plazo para tener las garantías mensuales aprobadas o efectuar los prepagos mensuales, a partir del sexto mes de entrada en vigencia de la presente resolución, así como los plazos para efectuar los prepagos semanales, serán los definidos en el Reglamento de Mecanismos de Cubrimiento para las Transacciones en el Mercado de Energía Mayorista.


Duda:

Incluye textos que cumplieron su objeto, ¿qué texto se incluye?

TÍTULO 2REGLAMENTO DE MECANISMOS DE CUBRIMIENTO PARA LAS TRANSACCIONES EN

EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (ANEXO)

TÍTULO 3PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DE GARANTÍAS FINANCIERAS Y MECANISMOS

ALTERNATIVOS PARA CUBRIR TRANSACCIONES EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (ANEXO)

CAPÍTULO 1OBJETIVO

CAPÍTULO 2METODOLOGÍA PARA DETERMINAR EL MONTO A CUBRIR

ARTÍCULO 8.2.3.2.2. B. VALORES A CUBRIR. <Literal modificado por el artículo 11 de la Resolución 51 de 2012. El nuevo texto es el siguiente:>

El total a cubrir se determinará como la sumatoria de los valores que resulten para cada uno de los siguientes conceptos, relacionados con las transacciones en el Mercado de Energía Mayorista administrados por el ASIC y por el LAC:

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GARANTÍA, CESIÓN O PREPAGO TOTAL = VOTB + S + FAZNI + STN + STR

Donde:

VOTB = Max (0, (VEB+ REST - VREC + CREC - SAGC + RCAGC - VDESV + CDESV + CSRPF - VSRPF + VR – VD – VDOEF + CDOEF + VMOEFV))

“VEB: <Definición modificada por el artículo 10 de la Resolución 140 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Valor de la Energía en Bolsa (COP), calculada como el balance descrito por la siguiente fórmula:

VEB = (VCONT - CCONT - GENIDEAL + DDACIAL) * Min (PB, PEp)Donde: CCONT: Compras en Contratos, en kWh, vigentes para el mes a

cubrir o para la semana a prepagar. Para el cálculo se utilizará la información de las variables del mercado del último mes liquidado.

VCONT: Ventas en Contratos, en kWh, vigentes para el mes a cubrir o para la semana a prepagar, que sean susceptibles de ser despachados. Para el cálculo se utilizará la información de las variables del mercado del último mes liquidado.

Se entiende por contratos susceptibles de ser despachados aquellos que se encuentran registrados ante el ASIC y que pueden resultar despachados ante cualquier valor de las variables del mercado o de las variables pactadas entre las partes contratantes. Se incluyen, entre otros, a aquellos contratos que son registrados ante el ASIC con condiciones suspensivas, aun cuando tales condiciones no se hayan dado en la fecha en que se realiza el cálculo o actualización de los montos a cubrir. Para todos los contratos que cumplan las anteriores condiciones, debe suponer el ASIC que las mismas se dan y en ese sentido, queda aplicado el criterio de susceptibilidad de despacho.

GENIDEAL: Promedio mensual o semanal, según el caso, de la Generación Ideal del Agente, en kWh, de los últimos tres meses facturados.

DDACIAL: Demanda Comercial mensual o semanal, según el caso, en kWh, calculada con las curvas típicas de demanda para cada submercado o frontera comercial obtenidas de acuerdo con la metodología vigente en la fecha de cálculo. Alternativamente, se podrá utilizar la información histórica disponible en el ASIC.

PB: Precio promedio ponderado de Bolsa, en COP/kWh, de la última semana disponible en la liquidación de

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transacciones del Mercado de Energía Mayorista.PEp: Precio de escasez ponderado, en COP/kWh, del último

mes facturado”.

REST: Restricciones, en pesos, correspondiente al promedio mensual o semanal, según el caso, de los tres últimos meses facturados, incluyendo la asignación de las Rentas de Congestión.

CREC: Compras por reconciliación, en pesos, correspondiente al promedio mensual o semanal, según el caso, de los tres últimos meses facturados.

VREC: Ventas reconciliación, en pesos, correspondiente al promedio mensual o semanal, según el caso, de los tres últimos meses facturados.

SAGC: Valor del servicio de AGC, en pesos, correspondiente al promedio mensual o semanal, según el caso, de los tres últimos meses facturados.

RCAGC: Valor de la responsabilidad comercial por la prestación del servicio de AGC, en pesos, correspondiente al promedio mensual o semanal, según el caso, de los tres últimos meses facturados.

VDESV: Ventas por desviaciones, en pesos, correspondiente al promedio mensual o semanal, según el caso, de los tres últimos meses facturados.

CDESV: Compras desviaciones, en pesos, correspondiente al promedio mensual o semanal, según el caso, de los tres últimos meses facturados.

CSRPF: Compras Regulación primaria de Frecuencia, en pesos, correspondiente al promedio mensual o semanal, según el caso, de los tres últimos meses facturados.

VSRPF: Ventas regulación primaria de frecuencia, en pesos, correspondiente al promedio mensual o semanal, según el caso, de los tres últimos meses facturados.

VR: Valor a recaudar por cargo por confiabilidad, en pesos, calculado como sigue:

VR = (CEE último conocido * GENREAL)

Donde:

CEE último conocido:

Costo Equivalente en Energía, en $/kWh. Se tomará el último valor conocido a la fecha de cálculo.

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GENREAL: Generación Real, en kWh, correspondiente al promedio mensual o semanal, según el caso, de los tres últimos meses facturados.

Las plantas menores sólo presentarán Garantías o Mecanismos Alternativos por este concepto sobre las ventas de energía en la bolsa.

VD: Valor a distribuir por cargo por confiabilidad, en pesos, calculado como sigue:

VD = (EA/12 * PCC) * K

Donde:

EA: Obligación de energía firme respaldada por cada planta o unidad de generación del agente durante el período de vigencia que contiene el mes a garantizar.

PCC: Precio Promedio Ponderado del Cargo por Confiabilidad del mes a garantizar, de la planta o unidad de generación del agente, en caso de que el ASIC no disponga de la información necesaria para su cálculo, se tomará el Precio Promedio Ponderado del Cargo por Confiabilidad del último mes facturado.

K: Constante que será 1 para Garantías, Cesión de Derechos de Crédito y Prepagos Mensuales y 7/30 para Prepagos Semanales.

VDOEF: <Definición modificada por el artículo 10 de la Resolución 140 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Corresponde al valor en pesos a recibir por las desviaciones de las obligaciones de energía firme, cuando el precio de bolsa supera el precio de escasez de activación, calculado acorde con lo establecido en el Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006 y demás normas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

Esta variable se asignará a los generadores para los cuales la desviación diaria de la obligación de energía firme es mayor que cero (0) y será tenida en cuenta solamente para el cálculo de los ajustes de las garantías y mecanismos alternativos”.

<Definición modificada por el artículo 10 de la Resolución 140 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Corresponde al valor en pesos a pagar por las desviaciones de las obligaciones de energía firme, cuando el precio de bolsa supera el precio de escasez de activación, calculado acorde con lo establecido en el Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006 y demás normas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

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Esta variable se asignará a los agentes con compras en bolsa, cuando la energía firme es inferior a la demanda doméstica, y a los generadores para los cuales la desviación diaria de la obligación de energía firme es menor que cero (0) y será tenida en cuenta solamente para el cálculo de los ajustes de las garantías y mecanismos alternativos.

(Fuente: R CREG 019/06, ANEXO - Lit. B) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 10) (Fuente: R CREG 051/12, Art. 11)

Duda:

Alude a R CREG 125/05 que agotó su objeto por ser norma de carácter transitorio que rigió para el año 2006. ¿Se eliminan los textos correspondientes?

PARTE 3GARANTÍAS - REMUNERACIÓN DEL CARGO POR CONFIABILIDAD

TÍTULO 1GARANTÍAS

ARTÍCULO 8.3.1.1. EVENTOS DE GARANTÍAS. Exclusivamente para efectos de respaldar las obligaciones asociadas al Cargo por Confiabilidad, se exigirán según sea el caso, las siguientes garantías:

1. Garantía por la energía firme incremental referente a una declaración de energía firme superior a la ENFICC Base, para el caso de plantas hidráulicas. Esta garantía se hará exigible a partir del segundo año del Período de Transición.

2. Garantía por la construcción y puesta en operación de plantas y/o unidades de generación nuevas y especiales.

3. Garantía por la energía firme asociada al primer año de operación de una unidad nueva de acuerdo con el IHF empleado para el cálculo de la ENFICC.

4. Garantía por el incremento futuro de ENFICC debido a la mejora en el índice IHF de una planta o unidad de generación.

5. Garantía de continuidad de los contratos de suministro y transporte de combustibles cuando la duración de los mismos es inferior al Período de Vigencia de la Obligación.

6. Cualquier otro evento que se derive de lo ordenado en la presente resolución.


Duda:

Se reubicaron los artículos 76 a 78 originales de la R CREG 071/06, no solo el 77, ¿están bien reubicados?

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Duda:

El numeral 1 menciona el período de transición, ¿se mantiene el texto correspondiente?

ARTÍCULO 8.3.1.3. REGLAMENTO DE GARANTÍAS PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD. El ASIC someterá a consideración de la CREG, a más tardar dentro de los tres meses siguientes a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución el Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad, que deberá amparar las Obligaciones de Energía Firme de acuerdo con los principios establecidos en este Capítulo.

El Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad deberá, entre otros, contener los eventos a garantizar, los riesgos cubiertos, la metodología aplicable para la determinación de los montos a garantizar, los mecanismos de ajuste de las garantías si se requieren y el destino de los dineros resultantes de hacerlas efectivas.

PARÁGRAFO. Las características de las garantías exigibles durante el Período de Transición serán definidas en resolución aparte.


Duda:

El parágrafo menciona el período de transición, agotó su objeto.

TÍTULO 2GARANTÍA PARA AMPARAR LA CONSTRUCCIÓN Y PUESTA EN OPERACIÓN DE LA

INFRAESTRUCTURA DE IMPORTACIÓN DE GAS NATURAL QUE RESPALDE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME (ANEXO)

TÍTULO 3POR LA CUAL SE MODIFICA LA GARANTÍA DE CONSTRUCCIÓN PARA LA

INFRAESTRUCTURA DE GAS NATURAL IMPORTADO PARA LA OPACGNI 2015-2016 Y GENERACIÓN DE SEGURIDAD PARA LAS PLANTAS DEL GRUPO TÉRMICO

ARTÍCULO 8.3.3.1. INCUMPLIMIENTO EN EL CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN. En caso de incumplimiento en el cronograma de construcción que trata el artículo 6o de la Resolución CREG 106 de 2011 para la construcción de la infraestructura de gas natural importado para la OPACGNI 2015-2016 y generación de seguridad se aplicarán las siguientes reglas:

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

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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 las OEF respaldadas con dicha infraestructura, que cumpla con las condiciones definidas en el Anexo de la Resolución CREG 106 de 2011, 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 la Resolución CREG 106 de 2011. El incumplimiento de cualquiera de estas obligaciones dará lugar a la pérdida de las asignaciones de las Obligaciones de Energía Firme de la OPACGNI 2015-2016, salvo lo previsto en el artículo 5o siguiente 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 del período 2015-2016, que constituya incumplimiento grave e insalvable, entendido como aquel mayor a dos (2) años, 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.


Duda:


PARTE 4POR LA CUAL SE EXPIDEN NORMAS SOBRE LAS GARANTÍAS PARA EL CARGO POR

CONFIABILIDAD


ARTÍCULO 8.4.1.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se adoptan normas sobre las garantías, para el cumplimiento de las obligaciones asociadas al Cargo por Confiabilidad a partir del segundo año del Periodo de Transición, en cumplimiento de lo establecido en la Resolución CREG-071 de 2006 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.


Duda:

Si bien esta resolución menciona el segundo año del período de transición que concluyó el 30 de noviembre de 2009, aplica después de dicho período, ¿es esto correcto?

ARTÍCULO 8.4.1.6. GARANTÍA PARA PARTICIPAR EN SUBASTAS. Para cada planta o unidad de generación y como requisito para participar en las Subastas para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme o en el mecanismo de asignación que haga sus veces, relacionadas con asignaciones posteriores al período de transición, los interesados deberán presentar previamente al Administrador de la Subasta una garantía que cubra la obligación

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de entregar, en las fechas y condiciones requeridas en la regulación, las garantías exigidas a quienes resulten con asignación de Obligaciones de Energía Firme.

Los interesados en participar en las subastas que no sean empresas de servicios públicos deberán incluir, dentro de los eventos a cubrir con esta garantía, el cumplimiento de la obligación de conformarse como tal en el plazo previsto en el Reglamento de Garantías, en caso de resultar con Asignación de Obligaciones de Energía Firme.

En el Reglamento de Garantías se establece la forma de calcular el valor de la cobertura de la garantía establecida en este artículo, junto con las demás condiciones requeridas.


Duda:

¿Es este el artículo al que se refiere la R CREG 122/16 Art 5?, ¿Cómo se incorpora a la resolución única la suspensión introducida por la R CREG 122/16 Art 5?

TÍTULO 2REGLAMENTO DE GARANTÍAS PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD


CAPÍTULO 2DE LAS GARANTÍAS

CAPÍTULO 3GARANTÍA PARA AMPARAR LA PARTICIPACIÓN EN LAS SUBASTAS O EN EL

MECANISMO DE ASIGNACIÓN QUE HAGA SUS VECES

ARTÍCULO 8.4.2.3.3. PLAZO PARA PRESENTACIÓN DE LA GARANTÍA. La garantía deberá ser presentada a la CREG por parte de los Agentes Generadores y las Personas Jurídicas Interesadas, a más tardar el día en que la CREG establezca como fecha límite para declarar la ENFICC.

PARÁGRAFO. La garantía del presente capítulo no será exigible para el Período de Transición. Tampoco será exigible en la primera subasta para las plantas o unidades de generación, cuando los Agentes Generadores que las representan hayan optado por lo establecido en el artículo 85 de la Resolución CREG 071 de 2006.


Duda:

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El parágrafo fue una norma de carácter transitorio.

CAPÍTULO 4GARANTÍA PARA AMPARAR LA CONSTRUCCIÓN Y PUESTA EN OPERACIÓN DE

PLANTAS Y/O UNIDADES DE GENERACIÓN

CAPÍTULO 5GARANTÍA PARA AMPARAR LA DISPONIBILIDAD DE CONTRATOS DE COMBUSTIBLE

DURANTE EL PERÍODO DE PLANEACIÓN

CAPÍTULO 6GARANTÍA PARA AMPARAR LA ENERGÍA FIRME INCREMENTAL REFERENTE A UNA DECLARACIÓN DE ENERGÍA FIRME SUPERIOR A LA ENFICC BASE, PARA EL CASO

DE PLANTAS HIDRÁULICAS

ARTÍCULO 8.4.2.6.5. ADICIÓN A LAS REGLAS DE GARANTÍAS PARA AMPARAR ENFICC INCREMENTAL DURANTE EL PERÍODO CRÍTICO. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 54 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Cuando ocurra el primer evento de incumplimiento indicado en el Artículo 21 del Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad adoptado con la Resolución CREG 061 de 2007 y una vez se vaya a ejecutar la garantía por el ASIC, se informará al agente para que este pueda acogerse a lo definido en los artículos 1o y 2o de la presente resolución en un plazo de tres (3) días hábiles. Si no se acoge se procederá a la ejecución de la garantía por parte del ASIC.

El agente generador que se acoja a lo definido en el artículo 1o y 2o de la presente resolución, repondrá la garantía aplicando los siguientes criterios:

i. El valor de la garantía que se calcula conforme el artículo 31 del Reglamento de Garantías, se multiplicará por dos (2).

ii. El evento de incumplimiento será no estar al día en el pago de las transacciones mensuales en el Mercado de Energía Mayorista que se den durante el período crítico. La ejecución de esta garantía y otras que cubran el mismo evento se hará en el mismo orden cronológico en que fueron constituidas.

PARÁGRAFO 1o. Con la excepción del valor y evento de incumplimiento, señalados anteriormente, las características y compromisos de la garantía que se repone deberán cumplir las disposiciones del Reglamento de Garantías.

PARÁGRAFO 2o. En caso que la reposición de la garantía de Enficc Incremental sea por un valor igual al definido en el artículo 31 del Reglamento de Garantías, el evento de incumplimiento se dará siempre que se cumpla lo definido en el numeral 1 del artículo 21 del citado reglamento.

PARÁGRAFO 3o. Para efectos de lo dispuesto en la presente resolución período crítico se

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refiere a un período de tiempo en el cual se presente la condición crítica, de la que trata la Resolución CREG 071 de 2006, durante más de tres (3) días consecutivos.


Duda:


CAPÍTULO 7GARANTÍA PARA AMPARAR LA CONTINUIDAD DE CONTRATOS DE COMBUSTIBLE

CUANDO SU DURACIÓN ES INFERIOR AL PERÍODO DE VIGENCIA DE LA OBLIGACIÓN

CAPÍTULO 8GARANTÍA PARA AMPARAR EL INCREMENTO FUTURO DE ENFICC DEBIDO A LA

MEJORA EN EL ÍNDICE IHF DE UNA PLANTA O UNIDAD DE GENERACIÓN


PARTE 5GARANTIAS PARA CUBRIR EL CUMPLIMIENTO DE OBLIGACIONES ASOCIADAS A

LOS PROYECTOS DE EXPANSION DEL SISTEMA DE TRANSMISION NACIONAL (STN) (ANEXO 1)

TÍTULO 1INTRODUCCIÓN (descripción no original)

ARTÍCULO 8.5.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). <Anexo adicionado por el artículo 4 de la Resolución 93 de 2007. El nuevo texto es el siguiente:>

Los usuarios, dentro de los cuales se incluyen los usuarios finales del servicio de energía eléctrica, los Operadores de Red y los Generadores, que requieran proyectos de expansión para conectarse al Sistema de Transmisión Nacional, así como los inversionistas seleccionados para ejecutar proyectos de expansión en dicho Sistema, deberán otorgar las garantías que aquí se regulan.


Duda:


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TÍTULO 2APROBACIÓN DE LAS GARANTÍAS

TÍTULO 3ADMINISTRACIÓN DE LAS GARANTÍAS

TÍTULO 4CRITERIOS DE LAS GARANTÍAS

TÍTULO 5GARANTÍA PARA LA SOLICITUD DE CONSTRUCCIÓN DE PROYECTOS DE

EXPANSIÓN EN EL STN NECESARIOS PARA LA CONEXIÓN DE UN USUARIO


ARTÍCULO 8.5.5.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). El usuario que requiera obras de expansión del STN para conectarse a este Sistema, deberá entregar a la entidad que vaya a adelantar el respectivo proceso de convocatoria, con anterioridad al inicio de dicho proceso, una garantía que, además de sujetarse a lo establecido en los numerales 1, 2, 3 y 6 de este Anexo, reúna las siguientes características:


Duda:


CAPÍTULO 2INFORMACIÓN EXPRESA QUE DEBE INCLUIR LA GARANTÍA

CAPÍTULO 3DETERMINACIÓN DE LA FECHA DE ENTRADA EN OPERACIÓN DEL PROYECTO DE

TRANSMISIÓN

CAPÍTULO 4OBLIGACIONES A GARANTIZAR Y CUMPLIMIENTO DE LAS MISMAS

ARTÍCULO 8.5.5.4.1. OBLIGACIONES A GARANTIZAR Y CUMPLIMIENTO DE LAS

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MISMAS. Las siguientes son las obligaciones asociadas a la solicitud de construcción de proyectos de expansión en el Sistema de Transmisión Nacional para la conexión de nuevas cargas o de plantas o unidades de generación, que el usuario deberá garantizar mediante cualquier garantía que reúna las condiciones establecidas en este Anexo:


Duda:


CAPÍTULO 5EVENTOS DE INCUMPLIMIENTO

ARTÍCULO 8.5.5.5.1. EVENTOS DE INCUMPLIMIENTO. Constituyen eventos de incumplimiento cualquiera de los siguientes:


Duda:


CAPÍTULO 6VALOR DE COBERTURA DE LA GARANTÍA

CAPÍTULO 7VIGENCIA DE LA GARANTÍA

CAPÍTULO 8FACTURACIÓN DEL ASIC

TÍTULO 6GARANTÍA PARA LA OFICIALIZACIÓN DEL INGRESO ANUAL ESPERADO POR LA

CONSTRUCCIÓN DE PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN EL STN

ARTÍCULO 8.5.6.1. GARANTÍA PARA LA OFICIALIZACIÓN DEL INGRESO ANUAL ESPERADO POR LA CONSTRUCCIÓN DE PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN EL STN. La póliza o garantía descrita en este numeral aplica para los Transmisores seleccionados en los procesos de convocatoria para ejecutar proyectos de expansión en el STN.


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Duda:


TÍTULO 7OTRAS CONDICIONES DE LAS GARANTÍAS

PARTE 6POR LA CUAL SE ADOPTA EL REGLAMENTO DE MECANISMOS DE CUBRIMIENTO

PARA EL PAGO DE LOS CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN REGIONAL Y DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN LOCAL


ARTÍCULO 8.6.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Este Reglamento 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, se encuentren registradas como agentes del mercado mayorista de energía, MEM, y hacen uso de las redes del sistema de transmisión regional, STR, y/o del sistema de distribución local, SDL.


Duda:

¿Ya se cumplió el hito del que trata el artículo 4?

ARTÍCULO 8.6.1.3. VIGENCIA. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 240 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> La presente resolución entrará en vigencia a partir del 30 de junio de 2016 para los mercados de comercialización en los que, antes de esa fecha, haya quedado en firme la resolución que apruebe el cargo que remunere la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados, aprobada en aplicación de la metodología contenida en la Resolución CREG 180 de 2014.

Para los demás mercados de comercialización entrará en vigencia en la fecha en la que quede en firme la resolución que apruebe el cargo que remunere la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en ese mercado.

(Fuente: R CREG 159/11, Art. 4A) (Fuente: R CREG 160/15, Art. 1)

Duda:

¿Ya se cumplió el hito del que trata este artículo?, ¿se incluye en la resolución única?

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TÍTULO 2REGLAMENTO DE MECANISMOS DE CUBRIMIENTO PARA EL PAGO DE LOS CARGOS

POR USO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN REGIONAL Y DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN LOCAL

PARTE 7GARANTÍAS POR LOS CONCEPTOS LIQUIDADOS Y FACTURADOS POR EL LAC


ARTÍCULO 8.7.1. GARANTÍAS. Los agentes participantes en el mercado mayorista presentarán las garantías por todos los conceptos liquidados y facturados por el LAC a través del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, según los procedimientos establecidos en la Resolución CREG 024 de 1995, la Resolución CREG 070 de 1999, o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.


Duda:


PARTE 8MECANISMOS DE CUBRIMIENTO DEL PAGO DE LOS CARGOS POR USO DEL STR Y

DEL SDL

PARTE 9GARANTÍAS PARA LA EXPANSIÓN DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL

MEDIANTE PROCESOS DE SELECCIÓN (descripción no original)

TÍTULO 1ASPECTOS GENERALES DE LAS GARANTÍAS


CAPÍTULO 2GARANTÍAS ADMISIBLES

CAPÍTULO 3CRITERIOS DE LAS GARANTÍAS

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CAPÍTULO 4APROBACIÓN DE LAS GARANTÍAS

CAPÍTULO 5ADMINISTRACIÓN DE LAS GARANTÍAS

CAPÍTULO 6ACTUALIZACIÓN DEL VALOR DE COBERTURA

TÍTULO 2GARANTÍA DEL USUARIO DEL PROYECTO


CAPÍTULO 2INFORMACIÓN EXPRESA QUE DEBE INCLUIR LA GARANTÍA

CAPÍTULO 3OBLIGACIONES A GARANTIZAR Y CUMPLIMIENTO DE LAS MISMAS

CAPÍTULO 4EVENTOS DE INCUMPLIMIENTO

CAPÍTULO 5MODIFICACIÓN DE LA FECHA DE CONEXIÓN

CAPÍTULO 6VALOR DE COBERTURA DE LA GARANTÍA

CAPÍTULO 7VIGENCIA DE LA GARANTÍA

TÍTULO 3GARANTÍA DE CUMPLIMIENTO

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LIBRO 9REGLAMENTO DE OPERACIÓN - COMPONENTE CÓDIGO DE MEDIDA (descripción no

original)

PARTE 1CÓDIGO DE MEDIDA


ARTÍCULO 9.1.1.1. PRINCIPIOS Y ÁMBITO DE APLICACIÓN. El Código de Medida se desarrolla con base en los principios de eficiencia, adaptabilidad y neutralidad de la prestación del servicio de energía eléctrica establecidos por las leyes 142 y 143 de 1994.

En este se establecen las condiciones técnicas y procedimientos que se aplican a la medición de energía de los intercambios comerciales en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), los intercambios con otros países, las transacciones entre agentes y las relaciones entre agentes y usuarios. Cuando quiera que en las resoluciones expedidas por la CREG se haga referencia al “Código de Medida” se aplicará la presente resolución.

Esta normatividad se orienta a:

a) Definir las características técnicas que deben cumplir los sistemas de medición para que el registro de los flujos de energía se realice bajo condiciones que permitan determinar adecuadamente las transacciones entre los agentes que participan en el Mercado de Energía Mayorista (MEM) y entre estos y los usuarios finales, así como los flujos en los sistemas de transmisión y distribución.

b) Establecer los requerimientos que deben cumplir los componentes del sistema de medición en relación con la exactitud, certificación de conformidad de producto, instalación, pruebas, calibración, operación, mantenimiento y protección del mismo.

c) Determinar las responsabilidades de los agentes y usuarios en el proceso de medición de energía eléctrica.

d) Indicar los parámetros para la realización de verificaciones que certifiquen la conformidad con lo establecido en esta resolución.


Duda:

¿Lo dispuesto en este artículo implica que el Código de Medida ya no forma parte del Código de Redes, y que en consecuencia deroga tácitamente parte de la INTRODUCCIÓN del Código de Redes?

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TÍTULO 2COMPONENTES DEL SISTEMA DE MEDICIÓN (ANEXO 1)

TÍTULO 3CALIBRACIÓN DE LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA DE MEDICIÓN (ANEXO 2)

TÍTULO 4CENTRO DE GESTIÓN DE MEDIDAS (ANEXO 3)

TÍTULO 5INSTALACIÓN DEL SISTEMA DE MEDICIÓN (ANEXO 4)

TÍTULO 6VERIFICACIÓN INICIAL DEL SISTEMA DE MEDICIÓN (ANEXO 5)

TÍTULO 7HOJA DE VIDA DEL SISTEMA DE MEDICIÓN (ANEXO 6)

TÍTULO 8GESTIÓN DE LAS FALLAS REPORTADAS AL ASIC (ANEXO 7)

TÍTULO 9PROCEDIMIENTO DE LECTURA DE LAS FRONTERAS COMERCIALES CON REPORTE

AL ASIC (ANEXO 8)

TÍTULO 10VERIFICACIÓN QUINQUENAL DE LAS FRONTERAS COMERCIALES CON REPORTE AL

ASIC (ANEXO 9)

TÍTULO 11FORMATOS DE REPORTE AL ASIC (ANEXO 10)

PARTE 2POR EL CUAL SE INCORPORAN LAS POLÍTICAS DEFINIDAS EN EL ARTÍCULO 3O

DEL DECRETO 387 DE 2007, MODIFICADO POR EL DECRETO 4977 DEL 27 DE DICIEMBRE DE 2007, EN RELACIÓN CON LA ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS ENTRE COMERCIALIZADORES MINORISTAS EN UN MERCADO DE COMERCIALIZACIÓN

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ARTÍCULO 9.2.1. OBJETO. La presente resolución tiene como objeto establecer las reglas generales que se aplicarán para asignar las pérdidas de energía entre los Comercializadores Minoristas en un Mercado de Comercialización.


Duda:

¿Cómo afecta la pérdida de fuerza ejecutoria de la R CREG 174/11 los artículos de la R CREG 121/07 que no fueron modificados expresamente por la primera? - ¿Cómo afecta el artículo 1 del Decreto 1937 de 2013 los artículos de la R CREG 121/07 que no fueron modificados expresamente por la R CREG 174/11?

Duda:

El Decreto 387 de 2007 fue compilado por el Decreto 1073 de 2015.

ARTÍCULO 9.2.2. ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS TÉCNICAS. Los Comercializadores Minoristas de un Mercado de Comercialización asumirán las Pérdidas Técnicas del nivel de tensión, aprobadas para el OR al que esté conectada la demanda de los usuarios que atienda.

Los Comercializadores Minoristas cuyos usuarios se encuentren conectados directamente al STN a través de transformadores y no utilicen las redes del STR o SDL para su conexión, asumirán las Pérdidas Técnicas eficientes de la Resolución CREG 042 de 2001 o aquellas que la adicionen, sustituyan o modifiquen.

PARÁGRAFO. Para efectos de trasladar las pérdidas técnicas a los usuarios regulados, se aplicará lo dispuesto en el artículo 14 de la Resolución CREG-119 de 2007.


Duda:

La R CREG 042/01 a que alude este artículo fue derogada expresamente por la R CREG 097/08 Art 23, ¿qué texto se incorpora a la resolución única?

LIBRO 10CND, ASIC Y LAC: METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN, AUDITORÍAS (descripción no

original)

PARTE 1ASIGNACION DE LAS FUNCIONES DEL CND, ASIC Y LAC A UNA NUEVA EMPRESA -

DECRETO 848 DE 2005 (descripción no original)

ARTÍCULO 10.1.1. A partir de la fecha de inicio de operaciones comerciales de la empresa cuya constitución ordena el Decreto 848 de 2005, las actividades asignadas al Centro

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Nacional de Despacho, CND, al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, y al Liquidador y Administrador de Cuentas de los cargos por uso de las redes del Sistema Interconectado Nacional, LAC, incluida la realización de ajustes a las liquidaciones realizadas por ISA en su calidad de ASIC y LAC, serán asumidas por la nueva entidad, de conformidad con las normas regulatorias expedidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas que le atribuían tales facultades a Interconexión Eléctrica S. A. ESP.


Duda:

¿La resolución de la que hace parte este artículo se incluye íntegra en la compilación?

ARTÍCULO 10.1.2. Los convenios y contratos de mandato que haya suscrito Interconexión Eléctrica S. A. ESP en su calidad de Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, y de Liquidador y Administrador de Cuentas de los cargos por uso de las redes del Sistema Interconectado Nacional, LAC, serán cedidos por ISA S.A. ESP, a la empresa creada en cumplimiento del Decreto 848 de 2005, y para sus efectos sólo se requerirá comunicación escrita del cedente al cesionario y a los agentes del mercado, informando sobre tal situación.

Las garantías y títulos valores otorgados por los agentes del mercado a ISA S.A. ESP en su calidad de ASIC yLAC, se trasladarán a la empresa que se crea en virtud del Decreto 848 de 2005 y por tanto, los derechos y obligaciones que se derivan de los mismos serán cedidos por su actual titular (ISA) a la nueva empresa de conformidad con la normatividad vigente.


Duda:

¿El inciso 2 incluye disposiciones para la transición, se incluye?

PARTE 2POR LA CUAL SE ESTABLECEN LAS REGLAS PARA LA LIQUIDACIÓN Y ADMINISTRACIÓN DE CUENTAS POR USO DE LAS REDES DEL SISTEMA

INTERCONECTADO NACIONAL ASIGNADAS AL LAC


ARTÍCULO 10.2.1.1. LIQUIDACIÓN Y ADMINISTRACIÓN DE CUENTAS. Corresponde al Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC) realizar las actividades de Liquidación y Administración de Cuentas de las redes del Sistema Interconectado Nacional, conforme a las disposiciones contenidas en la presente Resolución.


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Duda:

¿Está bien ubicada en el libro CND, ASIC Y LAC la parte que antecede a este artículo?

Duda:

La CREG solicitó reubicar los artículos de la R CREG 008/03 en los libros de distribución y transmisión, en lamedida que se creó el libro 10, ¿es necesario?

ARTÍCULO 10.2.1.6. CÁLCULO DE LOS CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL. El cálculo de los Cargos por Uso del STN se hará aplicando el procedimiento establecido en la Resolución CREG-103 de 2000, o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.


Duda:

La R CREG 103/00 a que alude agotó su objeto por cambio de vigencia de las fórmulas tarifarias.

ARTÍCULO 10.2.1.7. LIQUIDACIÓN DE CARGOS POR USO DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL. La Liquidación de los Cargos por Uso de los Sistemas de Transmisión Regional se hará aplicando el procedimiento establecido en la Resolución CREG-082 de 2002 o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.


Duda:


ARTÍCULO 10.2.1.13. REGISTRO ANTE EL LAC. Para el registro de los Agentes Transmisores Nacionales y Operadores de Red ante el Liquidador y Administrador de Cuentas de los cargos por uso de las redes del Sistema Interconectado Nacional, se deberán cumplir los siguientes requisitos:

a) Llenar el formulario de registro.

b) Presentar el certificado de existencia y representación legal expedido por la Cámara de Comercio, o el documento que prevean sus estatutos en las empresas oficiales.

c) Firmar el contrato de mandato con el Liquidador y Administrador de Cuentas para efectuar las transacciones comerciales que liquida y factura el LAC conforme a la regulación vigente.

d) Cumplir con las condiciones establecidas por la CREG para realizar las actividades de

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transmisión o distribución, según sea el caso.

e) Estar registrado ante la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

PARÁGRAFO 1o. Los Agentes Transmisores Nacionales que se encuentren registrados ante el LAC a la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución, deberán actualizar su registro con base en lo establecido en el presente Artículo, en un plazo máximo de dos (2) meses contados a partir de la entrada en vigencia de la presente Resolución.

PARÁGRAFO 2o. Todos los agentes deben actualizar su registro cada vez que tengan modificaciones de la información reportada en el mismo.

PARÁGRAFO 3o. En caso de que un Operador de Red no se encuentre debidamente registrado ante el LAC, el Liquidador y Administrador de Cuentas, conforme a las disposiciones establecidas en la Resolución CREG-082 de 2002, liquidará, facturará y recaudará los cargos por uso de que trata la presente Resolución; el traslado de dichos recursos a los agentes beneficiarios solo se dará una vez estos hayan cumplido con el requisito de registro de que trata el presente Artículo.


Duda:

La R CREG 082/02 a que alude el parágrafo 3 fue sustituida tácitamente según se deduce de lo dispuesto por la R CREG 097/08 Art 23 - El parágrafo 1 es transitorio.

PARTE 3RECLAMACIÓN A LA FACTURACIÓN EXPEDIDA POR EL ASIC O EL LAC (descripción

no original)

ARTÍCULO 10.3.1. RECLAMACIÓN A LA FACTURACIÓN EXPEDIDA POR EL LAC. Contra la Liquidación contenida en la facturación mensual producida por el LAC, únicamente procede reclamación a la facturación mensual, la cual se tramitará de acuerdo con lo dispuesto en la presente resolución y tendrá por objeto que la referida liquidación se aclare, modifique o revoque.


Duda:

¿Esta resolución fue modificada tácitamente por la R CREG 156/11 Arts 42 a 45?, mientras se resuelve la duda se incorpora a la resolución única.

PARTE 4POR LA CUAL SE DEFINE LA AUDITORÍA AL CENTRO NACIONAL DE DESPACHO,

CND, Y AL LIQUIDADOR Y ADMINISTRADOR DE CUENTAS, LAC, Y SE DICTAN OTRAS DISPOSICIONES

de 484

PARTE 5POR LA CUAL SE ESTABLECE LA METODOLOGÍA PARA LA REMUNERACIÓN DE LOS

SERVICIOS DEL CND, ASIC Y LAC Y SE ADOPTAN OTRAS DISPOSICIONES


ARTÍCULO 10.5.1.1. OBJETO. La presente resolución tiene como objeto establecer la metodología para la remuneración de los servicios regulados prestados en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) por el Centro Nacional de Despacho, CND, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) y el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC).


Duda:

En otros casos de resoluciones sobre metodologías y fórmulas tarifarias se separó la parte que describe la metodología de las fórmulas. En este caso no se hizo así pues las fórmulas generales aparecen junto con la metodología y el detalle de las variables aparece en el anexo.

ARTÍCULO 10.5.1.9. PLAZO PARA LA PRESENTACIÓN DE LA SOLICITUD TARIFARIA. Dentro del mes calendario siguiente al de la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución la empresa a cargo de los servicios de CND, ASIC y LAC debe presentar ante la Comisión la solicitud tarifaria para la aprobación del Ingreso Regulado.


Duda:

Es un norma de carácter transitorio, ¿se debe incluir en la resolución única?

TÍTULO 2GASTOS OPERATIVOS (ANEXO 1)

TÍTULO 3REMUNERACIÓN DEL PATRIMONIO (ANEXO 2)

LIBRO 11ZONAS NO INTERCONECTADAS (descripción no original)

de 484

PARTE 1METODOLOGÍAS GENERALES Y FÓRMULAS TARIFARIAS

TÍTULO 1POR EL CUAL SE ESTABLECEN LAS METODOLOGÍAS GENERALES PARA

REMUNERAR LAS ACTIVIDADES DE GENERACIÓN, DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA, Y LAS FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES PARA ESTABLECER EL COSTO UNITARIO DE PRESTACIÓN DEL

SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ZONAS NO INTERCONECTADAS


CAPÍTULO 2DEFINICIONES Y ÁMBITO DE APLICACIÓN

CAPÍTULO 3ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO

CAPÍTULO 4CARGOS REGULADOS PARA LA REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE

GENERACIÓN

ARTÍCULO 11.1.1.4.3. REMUNERACIÓN DE LA COMPONENTE DE INVERSIÓN Y MANTENIMIENTO DE TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN. <Artículo modificado por el artículo 2 de la Resolución 57 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> La componente de inversión de los Cargos Regulados de Generación, expresada en ($/kWh), incluye los costos de adquisición, transporte, instalación, diseños, permisos ambientales, almacenamiento de combustible, transformadores elevadores, equipos de telemedida y los necesarios para la puesta en operación de una central de generación, y dependerá del tamaño, tecnología, horas de prestación del servicio y el tipo de combustible de cada unidad de generación, como se muestra a continuación:

a) Costos de inversión y mantenimiento de generadores Diésel operando con ACPM.

La componente que remunera los costos de inversión y mantenimiento para unidades de generación Diésel es la siguiente:

TABLA 1Componente de remuneración de Inversiones y Mantenimiento de unidades Diésel de

1800 rpm ($ de diciembre de 2006)

de 484

Para un Parque de Generación con dos o más unidades diésel, el procedimiento para la determinación de la remuneración de la inversión y de los costos de mantenimiento será el siguiente:

Donde:

n Número de plantas del parque de generación.

Costo de inversión promedio del conjunto de plantas del Parque de Generación en el mes m.

Costo de inversión aprobado por la CREG para la planta j.

Costo de mantenimiento promedio del conjunto de plantas del Parque de Generación en el mes m.

Costo de mantenimiento aprobado por la CREG para la planta j.

Energía generada en el mes m por la planta j.

Energía total generada en el mes m por el parque de generación.

PARÁGRAFO 1o. En aquellos casos en los cuales las capacidades de las plantas no correspondan a las definidas en la presente resolución, los costos de inversión y mantenimiento serán interpolados linealmente dentro del rango respectivo.

de 484

PARÁGRAFO 2o. Para proyectos específicos con plantas de media o baja revolución, el prestador del servicio podrá solicitar a la Comisión, con los soportes correspondientes, la definición de los costos de inversión y mantenimiento para estos casos particulares.

PARÁGRAFO 3o. El prestador del servicio podrá solicitar a la Comisión, con los soportes correspondientes, la definición de los costos de inversión y gastos de AOM en aquellos casos en los cuales se utilicen combustibles diferentes al ACPM.

b) Costo de inversión de Centrales Hidroeléctricas a Pequeña Escala

La componente que remunera los costos de inversión de Centrales Hidroeléctricas a Pequeña Escala es la siguiente:

TABLA 2Componente de remuneración de inversiones en PCHs

($ de diciembre de 2006).

Tipo de solución

RANGO kW $/kWh

Mínimo MáximoMicroturbinas 1 100 307,34Minicentrales 100 1000 225,38Pequeñas Centrales

1000 10000 122,93

PARÁGRAFO 4o. El prestador del servicio podrá solicitar a la Comisión, con la justificación correspondiente, la definición de los costos unitarios en aquellos casos en los cuales los establecidos en el presente literal no correspondan a los proyectos específicos que adelanta el prestador del servicio.

c) Costo de inversión para soluciones individuales.

<Literal modificado por el artículo 1 de la Resolución 72 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:>

Cuando sean empleadas las soluciones individuales los cargos máximos de generación estarán definidos de la siguiente forma:

TABLA 3Componente de remuneración de inversiones en sistemas solares fotovoltaicos

($ de diciembre de 2006).

Solución Energética implementada RANGO kW $/Wp-mesMínimo Máximo

Individual DC 0,05 0,1 386,67Individual AC 0,075 0,5 371,20Centralizado Aislado 0,3 10 260,88Centralizado Aislado a Red sin acumulación 10 1000 145,12

de 484

d) Costo de inversión de sistemas híbridos y otras tecnologías de generación

Los costos unitarios de inversión para sistemas híbridos y otras tecnologías de generación no definidos en la presente resolución, podrán proponerse a la Comisión quien definirá en Resolución particular los costos correspondientes.


Duda:

Incluye varios literales, ¿es necesario separarlos en artículos?

ARTÍCULO 11.1.1.4.5. REMUNERACIÓN DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (AOM) PARA DIFERENTES TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN. Los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) para cada tecnología de generación se determinarán como se indica a continuación:

24.1 Gastos de Administración y Operación de generadores Diésel operando con ACPM.

1.1.1 Gastos de Operación

i) Costo de Combustible (CC):

El costo unitario por consumo de combustible está dado por:

Donde:

CCm = Costo medio de combustible de todo el parque de generación del Mercado Relevante de Comercialización para el mes m ($/kwh).

CECi = Consumo Específico de Combustible del prestador del servicio para el generador i, según los siguientes valores0.0974 gal/kWh (capacidad <= 100 kW) 0.0880 gal/kWh (capacidad entre 100 y <=200 kW) 0.0825 gal/kWh (capacidad entre 200 y <=1.000 kW) 0.0801 gal/kWh (capacidad entre 1.000 y <=2.000 kW) 0.0722 gal/kWh (capacidad > 2.000 kW)

Eim = Energía entregada al Sistema de Distribución por el generador i del Parque de Generación en el mes m. Esta energía será verificada con la información de la Actividad de Monitoreo (kWh-mes).

Etm = Energía total entregada al Sistema de Distribución por las plantas del Parque de Generación en el mes m. (kWh-mes).

PCim = Precio del Galón de combustible en el sitio para el generador i en el

de 484

mes m ($/gal), dado por la siguiente expresión:

Donde:

PAmi Precio promedio del combustible para la planta de abasto más cercana al generador i en el mes m ($/gal).

Tmi Costo del transporte de combustible establecido en el parágrafo 2 del presente artículo, desde la planta de abasto más cercana hasta el generador i en el mes m ($/gal).

Calmm Costo de almacenamiento de combustible en el mes m ($/gal) establecido en el parágrafo 3 del presente artículo.

PARÁGRAFO 1o. Precio del combustible en planta de abasto, PAmi. Para determinar el precio del combustible en planta de abasto PAmi se tomarán los valores aprobados por resolución del Ministerio de Minas y Energía en la Planta de Abasto más cercana a cada generador del Parque de Generación. A partir del tercer año de vigencia de la presente resolución, para aquellas localidades con plantas de capacidad de potencia de más de 2000 kW, el costo de combustible reconocido será el correspondiente a Fuel Oil número 6.

PARÁGRAFO 2o. Costo de transporte, Tmi. El costo máximo de transporte de combustible se determinará de la siguiente manera:

-- Para transporte terrestre con una matriz de costos de orígenes y destinos que será desplegada en la página web de la Comisión y que forma parte integral de la presente resolución. La matriz de costos de orígenes y destinos será actualizada con el Indice de Precios al Productor Total Nacional publicado por la autoridad competente, hasta que sea establecido un índice de incremento de costos de transporte terrestre.

-- Para transporte aéreo, marítimo y fluvial se reconocerán los costos por regiones del Anexo de la presente resolución, a precios de la Fecha Base.

-- El prestador del servicio podrá solicitar a la Comisión, con la justificación correspondiente, la revisión de los costos máximos establecidos, en aquellos casos en los cuales los costos máximos regulados de transporte de combustibles que se indican en la presente resolución sean inferiores a los costos reales eficientes del mismo.

-- La Comisión podrá revisar los costos aquí establecidos cuando se encuentre justificable.

PARÁGRAFO 3o. Costo de almacenamiento, Calmm. El costo de almacenamiento reconocido por galón, equivalente a Calmo = $82,14/Galón ($ de diciembre de 2006). Este valor será actualizado por medio de la siguiente fórmula:

de 484

Donde:

Calm0 Cargo Máximo de Almacenamiento definido por la CREG y expresado en precios de la Fecha Base.

IPPm-1 Indice de Precios al Productor Total Nacional reportado por la autoridad competente para el mes (m-1).

IPP0 Indice de Precios al Productor Total Nacional reportado por la autoridad competente para la Fecha Base del cargo de Almacenamiento Calm0.

ii) Costo de Lubricante (CL):

El costo unitario por consumo de lubricante está dado por:

Donde:

CLm = Costo medio de combustible de todo el Parque de Generación del Mercado Relevante para el mes m ($/kwh).

CELi = Consumo Específico de Lubricante, según se indica a continuación:= 0,00050 gal/kWh para plantas de capacidad <= 2.000 Kw= 0,00025 gal/kWh para plantas de capacidad > 2.000 kW

Plim= Precio del Galón de lubricante en el sitio para el generador i en el mes m ($/gal). El costo del transporte por galón corresponderá al de transporte de combustible y el precio del lubricante se determinará con base en los precios promedio del mercado.

PARÁGRAFO 4o. Gastos Administrativos (CA). Los gastos administrativos para el mes m corresponderán al 10% de la suma de los costos por consumo de combustible y lubricante, más el costo de las pérdidas de transformación de la conexión del generador al sistema de distribución.

CAm ($/kWh) = 0,1 x (CCm + CLm)

Las pérdidas de energía reconocidas en transformación serán las siguientes (de conformidad con la Norma ICONTEC NTC 819):

KVA 150 225 300 400 500 630 750 800 1000 1250 1600 2000 2500 3000Pérdidas de

Transformación1,79% 1,73% 1,64% 1,57% 1,53% 1,49% 1,46% 1,45% 1,43% 1,39% 1,33% 1,30% 1,27% 1,26%

PARÁGRAFO 5o. En caso de utilizarse Biocombustibles para generación eléctrica, hasta que la Comisión no defina los costos máximos regulados, estos serán como máximo los establecidos para generación eléctrica con base en ACPM.

de 484

24.2 Gastos de Administración y Operación de generadores Diésel operando con Fuel Oil número 6.

Gastos de Operación

i) Costo de Combustible (CC):

El costo unitario por consumo de combustible está dado por:

Donde:

CCm = Costo medio de combustible del Parque de Generación para el mes m ($/kwh)

CECi = Consumo Específico de Combustible = 0.0722 gal/kWh

Eim = Energía entregada al Sistema de Distribución por el generador i en el mes m. Esta energía será verificada con la información de la Actividad de Monitoreo (kWh-mes).

Etm = Energía total entregada al Sistema de Distribución por las n plantas del parque generador en el mes m. (kWh-mes).

PCim = Precio del Galón de Combustible en el sitio para el generador i en el mes m ($/gal). Está dado por la fórmula:

Donde:

PAmi = Precio del combustible en la planta de abasto más cercana al generador i en el mes m ($/gal).

Tmi = Costo del transporte de combustible desde la planta de abasto más cercana hasta el generador i en el mes m ($/gal).

Calmm = Costo de almacenamiento de combustible en el mes m ($/gal).

PARÁGRAFO 6o. El precio del combustible en planta de abasto, PAmi; el Costo de Transporte, Tmi; y el Costo de Almacenamiento, Calmm; se determinarán conforme se establece en los parágrafos 1o, 2o y 3o del presente artículo.

PARÁGRAFO 7o. En caso de utilizarse Biocombustibles para generación eléctrica, hasta que la Comisión no defina los costos máximos regulados, estos serán como máximo los establecidos para generación eléctrica con base en ACPM.

de 484

ii) Costo de Lubricante (CL):

El costo unitario por consumo de lubricante está dado por:

Donde:

CLm = Costo medio de combustible de todo el parque de generación del mercado relevante para el mes m ($/kwh).

CELi = Consumo Específico de Lubricante = 0,00025 gal/kWh

PLim = Precio del Galón de lubricante en el sitio para el generador i en el mes m ($/gal). El costo del transporte por galón corresponderá al de transporte de combustible y el precio del lubricante se determinará con base en los precios promedio del mercado.

PARÁGRAFO 8o. Gastos Administrativos (CA). Los gastos administrativos corresponderán al 10% de la suma de los costos por consumo de combustible y lubricante, más el costo de la energía consumida en la central de generación y el costo de las pérdidas de transformación de la conexión del generador al sistema de distribución.

La energía consumida en la central de generación más las pérdidas de transformación reconocidas serán máximo del cinco por ciento (5%) de la energía bruta generada.

24.3 Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento de Centrales Hidroeléctricas a Pequeña Escala

El cargo máximo para la remuneración de los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento de Centrales Hidroeléctricas a Pequeña Escala será de 44,78 $/kWh ($ de diciembre de 2006).

24.4 Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento de Sistemas Solares Fotovoltaicos

<Numeral modificado por el artículo 2 de la Resolución 72 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> El cargo máximo para la remuneración de los gastos de administración, operación y mantenimiento para los sistemas solares fotovoltaicos individual DC, individual AC y centralizado aislado será de 188,06 $/Wp-mes ($ de diciembre de 2006). Para sistemas solares fotovoltaicos centralizados aislados a red sin acumulación será de 4,35 $/Wp-mes ($ de diciembre de 2006).

24.5 Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento para otras tecnologías de

de 484

conversión

Los costos unitarios de Administración, Operación y Mantenimiento para tecnologías de generación no definidos en la presente resolución, podrán solicitarse a la Comisión, quien los definirá en resolución particular.


Duda:

Incluye varios numerales, ¿es necesario separarlos en artículos?

ARTÍCULO 11.1.1.4.6. FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN DE CARGOS MÁXIMOS DE GENERACIÓN. Los Cargos Máximos de Generación expresados en pesos de la Fecha Base, se actualizarán con las siguientes fórmulas generales:

a) Fórmula de Actualización de Cargos Máximos para Generación Diésel

La fórmula general para el Cargo de Generación con tecnología diésel es la siguiente:

Gm = Cargo Máximo de Generación correspondiente al mes m de prestación del servicio ($/kWh), para cada mercado relevante.

CIm = Costo de Inversión promedio.

CMm = Costo de Mantenimiento promedio.

Mm = Costo de Monitoreo

CCm = Costo promedio de Combustible correspondiente al mes m de prestación del servicio.

CLm = Costo promedio de Lubricante correspondiente al mes m de prestación del servicio.

CP = Costo del consumo propio y pérdidas de transformación de la conexión del generador al sistema de distribución.

Las componentes de inversión, mantenimiento y de monitoreo se actualizarán de la siguiente manera:

de 484

CI0 = Costo de Inversión promedio ponderado por la energía generada en cada planta del parque de generación, determinado según lo dispuesto en el artículo 22, expresado en precios de la Fecha Base.

CM0 = Costo de Mantenimiento promedio ponderado por la energía generada en cada planta del parque de generación, determinado según lo dispuesto en el artículo 22 de la presente resolución expresado en precios de la Fecha Base.

IPPm-1 = Indice de Precios al Productor Total Nacional reportado por la autoridad competente para el mes m-1.

IPP0 = Indice de Precios al Productor Total Nacional reportado por la autoridad competente para la Fecha Base del cargo por Generación.

M0 = Cargo que remunera la Actividad de Monitoreo, expresado en precios de la Fecha Base y establecido por la CREG en resolución posterior;

b) Fórmula de actualización de Cargos Máximos de Generación para Centrales Hidroeléctricas a Pequeña Escala

Gm = Cargo Máximo de Generación correspondiente al mes m de prestación del servicio.

G0 = Cargo Máximo de Generación expresado en precios de la Fecha Base. Resulta de la suma de los componentes correspondientes a cada tecnología, establecidos en el literal b) del artículo 22 de la presente resolución.

AOM0 = Cargo Máximo de Administración, Operación y Mantenimiento expresado en precios de la Fecha Base, establecido en el numeral 24.3 de la presente resolución.


IPP0 = Indice de Precios al Productor Total Nacional reportado por la autoridad competente

de 484

para la Fecha Base.

Mo = Cargo que remunera la Actividad de Monitoreo, expresado en precios de la Fecha Base;

c) Fórmula de actualización de Cargos Máximos de Generación para Soluciones Fotovoltaicas Individuales

Gm = Cargo Máximo de Generación correspondiente al mes m de prestación del servicio.

G0 = Cargo Máximo de Generación expresado en precios de la Fecha Base. Corresponde a la suma de los componentes correspondientes a la tecnología, establecidos en la Tabla 3 de la presente resolución.

AOM0 = Cargo Máximo de Administración, Operación y Mantenimiento expresado en precios de la Fecha Base, establecido en el numeral 24.4 de la presente resolución.


IPP0 = Indice de Precios al Productor Total Nacional reportado por la autoridad competente para la Fecha Base.


Duda:


CAPÍTULO 5CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

ARTÍCULO 11.1.1.5.6. CALIDAD DEL SERVICIO EN LAS ZNI. Con el propósito de garantizar condiciones mínimas de calidad de la potencia y del servicio a los usuarios, el prestador del servicio deberá cumplir con las siguientes disposiciones:

a) Calidad de la Potencia

-- Contar con equipos adecuados para el monitoreo de los valores de frecuencia y magnitud del voltaje.

-- Mantener la frecuencia dentro de un rango de + o – el 1% del valor nominal de la frecuencia, en los bornes de generación.

-- Mantener la tensión del voltaje dentro de un rango de + o – el 10% del valor nominal del

de 484

voltaje.

-- Contar con los medios necesarios para obtener registros que permitan observar de manera horaria los valores de frecuencia y magnitud del voltaje, con una antigüedad de por lo menos tres (3) meses, de manera que sea posible su vigilancia por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos;

b) Calidad del Servicio Técnico

-- Hasta que no se regule lo contrario, para aquellas localidades con servicio las 24 horas, el índice de desconexiones del servicio (DES) no podrá superar los índices vigentes para el grupo 4 de calidad del SIN;

c) Calidad del servicio comercial

-- Contar con oficinas o puestos móviles de atención de Peticiones, Quejas y Recursos, los cuales estarán sujetos a las condiciones y términos definidos en la Ley 142 de 1994.


Duda:


CAPÍTULO 6CARGOS DE COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ZONAS NO

INTERCONECTADAS

CAPÍTULO 7FÓRMULA TARIFARIA PARA EL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN

ZONAS NO INTERCONECTADAS


ARTÍCULO 11.1.1.8.3. PERÍODO DE TRANSICIÓN CUANDO SE REALICE INTERCONEXIÓN AL SIN. El prestador del servicio de energía eléctrica en una Zona No Interconectada, cuyo sistema de distribución se integre físicamente al Sistema Interconectado Nacional, tendrá dos opciones para la prestación del servicio:

1. Entrar a formar parte del Sistema de Distribución del Operador de Red al que se conectó, en cuyo caso sus redes se consideran una prolongación de la red de dicho OR y por lo tanto aplicará en su mercado los cargos de distribución y el Costo Base de Comercialización aprobados para ese mercado. El Operador de Red al que se conecta podrá solicitar la revisión de los cargos de distribución.

de 484

2. Conformar un mercado de comercialización independiente en cuyo caso el prestador del servicio tendrá un plazo de seis (6) meses, contados a partir de la interconexión, para presentar ante la CREG lo siguiente:

-- La solicitud de aprobación del Costo Base de Comercialización, según lo previsto en la Resolución CREG-031 de 1997 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

-- La solicitud de cargos de Distribución de acuerdo con la metodología establecida en la Resolución CREG-082 de 2002 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

-- Adicionalmente, deberá adelantar los trámites correspondientes para registrar las fronteras comerciales y los contratos de compra de energía ante las entidades competentes, de conformidad con las normas vigentes.

PARÁGRAFO. Hasta tanto la CREG apruebe los anteriores cargos, el prestador del servicio aplicará la fórmula tarifaria general del Sistema Interconectado Nacional, con las siguientes precisiones:

i) El componente que remunera la actividad de generación se sustituirá por los costos de compra de energía en el Sistema Interconectado Nacional;

ii) Los costos de transmisión corresponderán a los cargos regulados para el Sistema de Transmisión Nacional;

iii) Al cargo de distribución se le adicionará el cobro por concepto de cargos de distribución de niveles superiores que efectúe el Operador de Red al cual se conecta la antigua zona no interconectada. En caso de entrar a formar parte de un STR, el LAC realizará los pagos y cobros correspondientes, de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG-082 de 2002 o aquellas que la modifiquen o sustituyan;

iv) El cargo de comercialización corresponderá al aprobado para las ZNI;

v) Los demás cargos de la fórmula tarifaria general del SIN podrán ser aplicados por el prestador del servicio el mes siguiente a la interconexión.


Duda:

Alude a la R CREG 031/97 que agotó su objeto por cambio de vigencia de las fórmulas tarifarias, alude a la R CREG 082/02 que fue sustituida tácitamente según se deduce de lo dispuesto por la R CREG 097/08 Art 23, ¿qué texto se incorpora a la resolución única?

ARTÍCULO 11.1.1.8.4. COSTO DE CAPITAL INVERTIDO. <Ver Notas de Vigencia> El costo de capital invertido para remunerar los activos de la actividad de generación y de distribución de energía eléctrica en las ZNI, es de 12,18%* en pesos constantes antes de impuestos. Una vez la Comisión defina el costo de capital invertido para la actividad de distribución de energía eléctrica en el SIN para el próximo período tarifario, podrá ajustar la tasa establecida en este artículo.

de 484

PARÁGRAFO. Para el caso en el cual los activos correspondan a tecnologías que utilicen fuentes de energía renovables, se reconocerá una prima de riesgo tecnológico equivalente a 3,5 puntos del costo de capital propio (ke), adicional al costo de capital definido en el presente artículo.


Duda:

¿Este artículo fue modificado por la R CREG 056/09?, si sí, ¿qué texto se anotaen la resolución única?

CAPÍTULO 9FÓRMULA TARIFARIA PARA LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO QUE SE CONFORMEN PARA CADA ACTIVIDAD DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA

ELÉCTRICA EN LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS

CAPÍTULO 10FÓRMULA TARIFARIA PARA LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO CONFORMADAS PARA TODAS LAS ACTIVIDADES DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

EN LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS

CAPÍTULO 11TARIFA DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA LAS ZONAS NO

INTERCONECTADAS

CAPÍTULO 12COSTOS ADICIONALES DE TRANSPORTE FLUVIAL, MARÍTIMO Y AÉREO (ANEXO)

TÍTULO 2POR LA CUAL SE REVISAN LOS PARÁMETROS APLICABLES A LA METODOLOGÍA UTILIZADA PARA DETERMINAR EL COSTO PROMEDIO PONDERADO DE CAPITAL

PARA REMUNERAR LAS ACTIVIDADES DE GENERACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS


CAPÍTULO 2PARÁMETROS APLICABLES A LA METODOLOGÍA UTILIZADA PARA DETERMINAR EL

COSTO PROMEDIO PONDERADO DE CAPITAL PARA REMUNERAR LAS ACTIVIDADES DE GENERACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LAS

de 484

ZONAS NO INTERCONECTADAS (ANEXO)

SECCIÓN 1DEFINICIÓN DE VARIABLES

SECCIÓN 2FÓRMULAS A UTILIZAR

SECCIÓN 3FUENTES Y PERÍODOS DE INFORMACIÓN

PARTE 2ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO

TÍTULO 1POR LA CUAL SE DEFINEN LAS REGLAS PARA VERIFICAR LA EXISTENCIA DE LOS MOTIVOS QUE PERMITEN LA INCLUSIÓN DE ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO EN

LOS CONTRATOS, Y LOS LINEAMIENTOS GENERALES Y LAS CONDICIONES A LAS CUALES DEBEN SOMETERSE ELLOS, PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO

PÚBLICO DOMICILIARIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS

CAPÍTULO 1OBJETO (descripción no original)


CAPÍTULO 3ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO

CAPÍTULO 4FÓRMULA TARIFARIA PARA LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO QUE SE

CONFORMEN POR SEPARADO PARA CADA ACTIVIDAD DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LAS ZNI

CAPÍTULO 5FÓRMULA TARIFARIA PARA LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO OTORGADAS A

UN ÚNICO ADJUDICATARIO PARA TODAS LAS ACTIVIDADES DEL SERVICIO

de 484

PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LAS ZNI

CAPÍTULO 6TARIFA DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ZNI


TÍTULO 2POR LA CUAL SE DEFINEN LAS REGLAS PARA VERIFICAR LA EXISTENCIA DE LOS MOTIVOS QUE PERMITEN LA INCLUSIÓN DE ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO EN LOS CONTRATOS Y LOS LINEAMIENTOS GENERALES Y LAS CONDICIONES A LAS

CUALES DEBEN SOMETERSE ELLOS, PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DOMICILIARIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL ARCHIPIÉLAGO DE SAN

ANDRÉS, PROVIDENCIA Y SANTA CATALINA


ARTÍCULO 11.2.2.1.1. La presente resolución tiene como objeto establecer cómo se verificará la existencia de los motivos que permiten la inclusión de Areas de Servicio Exclusivo en los contratos y los lineamientos generales y condiciones a las cuales deben someterse ellos para la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica en el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina.


Duda:

¿Están todavía vigentes las fórmulas tarifarias de que trata esta resolución?

Duda:

¿La R CREG 160/08 está derogada tácitamente por la R CREG 076/16?


ARTÍCULO 11.2.2.2.1. AMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución se aplica para la conformación, verificación y contratación de las Areas de Servicio Exclusivo por parte del Ministerio de Minas y Energía para el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina, según lo previsto en la Ley 1151 de 2007 o aquella que la modifique.

de 484


Duda:


CAPÍTULO 3ÁREA DE SERVICIO EXCLUSIVO

ARTÍCULO 11.2.2.3.2. CRITERIOS DE VERIFICACIÓN PARA LA CONFORMACIÓN DE AREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. Para verificar que las Areas de Servicio Exclusivo propuestas por la Autoridad Contratante son indispensables como un esquema de gestión sostenible para la prestación del servicio de energía eléctrica en el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina, conforme a lo definido en el artículo 65 de la Ley 1151 de 2007, la Comisión tendrá en cuenta los siguientes criterios:

a) La conformación del área geográfica para la prestación del servicio debe asegurar la extensión de la cobertura y el mejoramiento de la calidad en la prestación del mismo;

b) La conformación del área geográfica debe asegurar la gestión sostenible para la prestación del servicio de energía eléctrica;

c) La conformación del área geográfica debe buscar los menores costos mediante el aprovechamiento de economías de escala, economías de alcance, economías derivadas de la localización geográfica y la dotación de recursos naturales.


Duda:


CAPÍTULO 4FÓRMULA TARIFARIA PARA LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO QUE SE CONFORMEN PARA CADA ACTIVIDAD DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA

ELÉCTRICA EN SAN ANDRÉS, PROVIDENCIA Y SANTA CATALINA

CAPÍTULO 5FÓRMULA TARIFARIA PARA LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO CONFORMADAS PARA TODAS LAS ACTIVIDADES DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

EN SAN ANDRÉS, PROVIDENCIA Y SANTA CATALINA

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CAPÍTULO 6TARIFA DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA SAN ANDRÉS,

PROVIDENCIA Y SANTA CATALINA


TÍTULO 3POR LA CUAL SE DEFINE LA METODOLOGÍA PARA LA REMUNERACIÓN QUE SE

RECONOCERÁ A LOS CONTRATISTAS DE ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO POR EL GAS COMBUSTIBLE PUESTO EN PLANTAS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA EN LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS

TÍTULO 4POR LA CUAL SE VERIFICA EL CUMPLIMIENTO DE LAS CONDICIONES QUE

PERMITEN LA INCLUSIÓN DE ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO EN LOS CONTRATOS PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DOMICILIARIO DE ENERGÍA

ELÉCTRICA EN LAS ÁREAS DE AMAZONAS Y VAUPÉS

ARTÍCULO 11.2.4.1. Para asegurar la viabilidad financiera de la extensión de la cobertura y el mejoramiento de la calidad del servicio a las personas de menores ingresos ubicadas en las áreas de Amazonas y Vaupés, conformadas por el Ministerio de Minas y Energía, las cuales se describe en los artículos 2 y 3 de la presente resolución, es indispensable la inclusión de cláusulas de exclusividad en los contratos para la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, de acuerdo con lo previsto en los artículos 40 de la Ley 142 de 1994 y 65 de la Ley 1151 de 2007.


Duda:


TÍTULO 5POR LA CUAL SE VERIFICA EL CUMPLIMIENTO DE LAS CONDICIONES QUE

PERMITEN LA INCLUSIÓN DE ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO EN EL CONTRATO PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DOMICILIARIO DE ENERGÍA

ELÉCTRICA EN EL AREA DE SAN ANDRÉS

ARTÍCULO 11.2.5.1. Para asegurar la viabilidad financiera de la extensión de la cobertura y el mejoramiento del servicio a las personas de menores ingresos ubicadas en el área de San Andrés, conformada por el Ministerio de Minas y Energía, la cual se describe en el segundo

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artículo de la presente resolución, es indispensable la inclusión de cláusulas de exclusividad en el contrato para la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica de acuerdo con lo previsto en los artículos 40 de la Ley 142 de 1994 y 65 de la Ley 1151 de 2007.


Duda:


LIBRO 12OTRAS DISPOSICIONES GENERALES SOBRE EL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA

ELÉCTRICA (descripción no original)

PARTE 1POR LA CUAL SE DEFINE LA METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LA TASA DE DESCUENTO QUE SE APLICARÁ EN LAS ACTIVIDADES DE TRANSPORTE DE GAS

NATURAL, DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE, TRANSPORTE DE GLP POR DUCTOS, TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SISTEMA

INTERCONECTADO NACIONAL, Y GENERACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ZONAS NO INTERCONECTADAS

ARTÍCULO 12.1.1. La presente resolución tiene como objeto establecer la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplicará en las actividades de transporte de gas natural, distribución de gas combustible, transporte de GLP por ductos, transmisión y distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, y generación y distribución de energía eléctrica en zonas no interconectadas.


Duda:

Esta resolución trata sobre el cálculo de la tasa de descuento que se aplicará en las actividades de transporte de gas natural, distribución de gas combustible, transporte de GLP por ductos, transmisión y distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, y generación y distribución de energía eléctrica en zonas no interconectadas, por tal razón se ubica en este libro - parte, ¿es correcto?

ARTÍCULO 12.1.4. VALOR DE LA TASA DE DESCUENTO. Los valores de las tasas de descuento para cada actividad serán definidos por la CREG en resoluciones posteriores. Los valores se calcularán y publicarán por una sola vez para cada metodología de cálculo de cargos que defina la CREG. Dichos valores permanecerán vigentes durante todo el periodo tarifario para calcular los cargos nuevos que sean solicitados, excepto en los casos en los que expresamente la CREG lo establezca.

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Duda:

¿Ya fueron publicados los valores a que alude este artículo?, ¿si no han sido publicados, siguen rigiendo los Arts. 3 de la R CREG 083/08 y 3 de la R CREG 093/08?

PARTE 2POR LA CUAL SE FIJA LA TARIFA DE VENTA EN BLOQUE DE ENERGÍA ELÉCTRICA

PARA EFECTOS DE LA LIQUIDACIÓN DE LAS TRANSFERENCIAS ESTABLECIDAS EN EL ARTÍCULO 45 DE LA LEY 99 DE 1993

PARTE 3POR LA CUAL SE REGULAN LAS SOLICITUDES DE INFORMACIÓN QUE DE ACUERDO

CON LA LEY 142 DE 1994, ARTÍCULO 73, PUEDE EFECTUAR LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS, A QUIENES REALIZAN LAS ACTIVIDADES

PROPIAS DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS COMBUSTIBLE

PARTE 4POR LA CUAL SE SEÑALAN LAS DISPOSICIONES LEGALES APLICABLES EN LO

REFERENTE A LA FACULTAD QUE TIENE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS DE RESOLVER MEDIANTE ARBITRAJE, LOS CONFLICTOS QUE SE

PRESENTEN ENTRE LOS DIFERENTES AGENTES ECONÓMICOS QUE PARTICIPEN EN LAS ACTIVIDADES DEL SECTOR, EN CUANTO A INTERPRETACIÓN DE LOS

ACUERDOS OPERATIVOS Y COMERCIALES

ARTÍCULO 12.4.1. OBJETO. De acuerdo con lo establecido en la Ley 143 de 1994, artículo 23, literal p, podrán someterse a definición, mediante arbitraje de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, los conflictos susceptibles de transacción que surjan entre los diferentes agentes económicos que participen en las actividades del sector eléctrico, en cuanto a interpretación de los acuerdos operativos y comerciales.


Duda:

¿El arbitraje ad hoc es el mismo arbitraje independiente mencionado por el artículo 90 de la Ley 23 de 1991, modificado por el artículo 112 de la Ley 446 de 1998?

ARTÍCULO 12.4.3. CARACTER. De acuerdo a lo establecido en la Ley 23 de 1991, Sección Segunda del Capítulo 8, el arbitraje de que trata esta resolución será independiente, es decir, aquel que no es realizado por los centros de arbitramento institucionalizados para tal efecto.


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Duda:

El capítulo 8 de la Ley 23 de 1991 a que se refiere fue derogado expresamente por la Ley 1563 de 2012 Art 118.

ARTÍCULO 12.4.6. PACTO ARBITRAL. Conforme al artículo 2o. del Decreto 2279 de 1989, el pacto arbitral comprende la cláusula compromisoria o el compromiso por los cuales las partes se obligan a someter sus conflictos a la decisión de árbitros, renunciando a hacer valer sus pretensiones ante los jueces. El pacto arbitral deberá sujetarse a lo dispuesto en el artículo 5o. del Decreto 2279 de 1989. a) La cláusula compromisoria puede estipularse para someter a decisión arbitral de la Comisión, todos o algunos de los conflictos que se susciten entre los diferentes agentes económicos que participen en las actividades del sector, en cuanto a interpretación de los acuerdos operativos y comerciales. Si tales conflictos no se especificaren en la cláusula compromisoria, corresponderá a las partes determinar el objeto del conflicto. b) El compromiso puede pactarse una vez que haya surgido el conflicto entre los diferentes agentes económicos que participen en las actividades del sector en cuanto a interpretación de los acuerdos operativos y comerciales, antes o después de iniciado el respectivo proceso judicial. En éste último caso, procederá el arbitraje mientras no se haya dictado sentencia de primera instancia. PARAGRAFO. Las materias respectivas y el alcance de las facultades de los árbitros se expresarán en el pacto arbitral, teniendo en cuenta los mandatos legales.


Duda:

El Decreto 2279 de 1989 a que se refiere fue derogado expresamente por la Ley 1563 de 2012 Art 118.

ARTÍCULO 12.4.13. LAUDO. El laudo arbitral hará tránsito a cosa juzgada y podrá ser aclarado, corregido y complementado por el tribunal de arbitramento de oficio o a solicitud presentada por una de las partes, en la oportunidad y forma establecida por el Decreto 2279 de 1989 y demás normas que lo adicionen, modifiquen o sustituyan.


Duda:


ARTÍCULO 12.4.17. TERMINACION DEL TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO. El Tribunal cesará de funciones cuando sobrevenga cualquiera de las causales previstas en el Decreto 2279 de 1989, o demás normas que lo adicionen, modifiquen o sustituyan.

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Duda:


ARTÍCULO 12.4.18. PROCEDIMIENTO. En los aspectos que no estén contemplados en la presente Resolución se aplicarán las normas pertinentes del Decreto 2279 de 1989, la Ley 23 de 1991, el Decreto 2651 de 1991, el Código de Procedimiento Civil y demás normas que las adicionen, modifiquen o sustituyan.


Duda:

Las normas a que se refiere fueron derogadas expresamente por la Ley 1563 de 2012 Art 118 .

PARTE 5POR LA CUAL SE SEÑALAN LAS REGLAS MEDIANTE LAS CUALES LA COMISIÓN DE

REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS, TRAMITARÁ Y RESOLVERÁ LAS PETICIONES SOBRE RESOLUCIÓN DE LOS CONFLICTOS DE QUE TRATA LA LEY 142 DE 1994,

ARTÍCULO 73, NUMERALES 73.8 Y 73.9

ARTÍCULO 12.5.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se precisan las normas que se aplicarán para resolver, a petición de cualquiera de las partes, los conflictos a que se refiere la Ley 142 de 1994, artículo 73, numerales 73.8 y 73.9. Los asuntos que corresponde resolver a la Comisión, a petición de cualquiera de las partes, en ejercicio de las funciones atribuidas en la Ley 142 de 1994, numerales 73.8 y 73.9, son los siguientes: * Conflictos que surjan entre empresas, por razón de los contratos o servidumbres que existan entre ellas y que no corresponda decidir a otras autoridades administrativas. * Conflictos que surjan entre empresas, y que no corresponda decidir a otras autoridades administrativas, acerca de quién debe servir a usuarios específicos, o en qué regiones deben prestar sus servicios. La resolución debe atender, especialmente, al propósito de minimizar los costos en la provisión del servicio.


Duda:

¿Esta resolución debe actualizarse con las normas sobre peticiones del CPACA y de la Ley 1755 de 2015?

ARTÍCULO 12.5.2. PETICIONES. a) Presentación de las peticiones. Las empresas que sean parte en un conflicto, de los previstos en los numerales 73.8 y 73.9 de la Ley 142 de 1994,

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podrán, por su propia iniciativa, solicitar mediante una petición en interés particular, que la Comisión resuelva dicho conflicto. Para el efecto, la petición deberá ser presentada a través del representante legal de la empresa interesada, o de su apoderado. De conformidad con lo establecido en el artículo 9o. del Código Contencioso Administrativo, la petición deberá contener por lo menos, los requisitos establecidos en el Artículo 5o. del mismo Código, teniendo en cuenta que el objeto de la petición deberá recaer exclusivamente sobre cualquiera de los conflictos a que se refieren los numerales 73.8 y 73.9 de la Ley 142 de 1994. En la misma petición la empresa interesada deberá indicar las pruebas que pretende hacer valer para la resolución del conflicto, así como aquellas cuya práctica se requiera con el mismo objeto. La petición de que trata este artículo no requiere presentación personal, de acuerdo con lo establecido en la Ley 142 de 1994, artículo 114. b) Peticiones Incompletas. Cuando una petición no se acompañe de los documentos o informaciones necesarias, se dará aplicación a lo dispuesto en el artículo 11 del Código Contencioso Administrativo. No obstante, si las informaciones o documentos que proporcione el interesado al iniciar una actuación administrativa de aquellas a las que se refiere esta resolución, no son suficientes para decidir, la Comisión podrá requerir dicha información a la empresa interesada, en la forma prevista en el artículo 12 del Código Contencioso Administrativo.


Duda:

Se refiere al CCA, ¿qué texto se incorpora a la resolución única?

ARTÍCULO 12.5.4. CITACION DE LA EMPRESA O EMPRESAS INTERESADAS. De conformidad con lo establecido en el artículo 14 del Código Contencioso Administrativo, la Comisión citará a la Empresa o Empresas que aparezcan involucradas en el conflicto sometido a su decisión y que puedan estar directamente interesados en las resultas de la decisión, para que puedan hacerse parte y hacer valer sus derechos. La citación deberá hacerse de conformidad con lo establecido en la Ley 142 de 1994, artículo 107, con indicación del nombre del peticionario y del objeto de la petición. Conforme a lo dispuesto en el Artículo 14 del Código Contencioso Administrativo, si la citación no fuere posible, o pudiere resultar demasiado costosa o demorada, se hará la publicación de que trata el artículo 15 del Código Contencioso Administrativo.


Duda:


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ARTÍCULO 12.5.7. DESISTIMIENTO. Para efectos del desistimiento de las peticiones a que se refiere esta resolución, se aplicarán los artículos 8 y 13 y demás normas pertinentes del Código Contencioso Administrativo.


Duda:


ARTÍCULO 12.5.9. NOTIFICACION. La resolución que se adopte deberá ser notificada en la forma indicada en los artículos 44 y 45 del Código Contencioso Administrativo. Para el efecto, deberá hacerse la citación de que trata el artículo 107 de la Ley 142 de 1994.


Duda:


ARTÍCULO 12.5.12. NORMATIVIDAD COMPLEMENTARIA. En todos aquellos aspectos no previstos en las normas anteriormente indicadas, se aplicarán para efecto de resolver los conflictos de que trata esta resolución, en primer lugar, las demás normas de la Ley 142 de 1994, y de la Ley 143 de 1994 cuando el conflicto verse sobre el servicio público de electricidad, y en todo aquello que no regulen estas Leyes, por las demás normas del Código Contencioso Administrativo, que sean compatibles, según lo establecido en el artículo 1o. de dicho Código, sin perjuicio de las demás normas legales que sean aplicables a la materia.


Duda:


PARTE 6POR LA CUAL SE DICTAN REGLAS TENDIENTES A PROMOVER Y REGULAR EL

BALANCE ENTRE LOS DIFERENTES MECANISMOS DE CONTROL

PARTE 7POR EL CUAL SE ESTABLECEN PAUTAS PARA EL DISEÑO, NORMALIZACIÓN Y USO

EFICIENTE DE EQUIPOS Y APARATOS ELÉCTRICOS

ARTÍCULO 12.7.1. AMBITO DE APLICACION. Las pautas establecidas en esta resolución, son aplicables para los equipos y aparatos eléctricos de uso doméstico, comercial o industrial

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que sean determinados por la Unidad de Planeación Minero Energética, o la entidad que haga sus veces en esta materia, antes del 31 de julio de 2001, dando prioridad a aquellos que representan una mayor proporción del consumo. PARAGRAFO. La lista de equipos y aparatos eléctricos cobijados por las pautas establecidas en esta resolución deberá ser consultada con las entidades que tengan funciones de normalización en las materias a que se refiere esta resolución y, podrá ser modificada por la UPME periódicamente.


Duda:

¿Esta resolución sigue siendo aplicable?, el Art. 1o. establece: "Las pautas establecidas en esta resolución, son aplicables para los equipos y aparatos eléctricos de uso doméstico, comercial o industrial que sean determinados por la Unidad de Planeación Minero Energética, o la entidad que haga sus veces en esta materia, antes del 31 de julio de 2001, dando prioridad a aquellos que representan una mayor proporción del consumo.".

ARTÍCULO 12.7.5. PAUTAS PARA EL ESTÍMULO DEL USO EFICIENTE DE EQUIPOS Y APARATOS ELÉCTRICOS POR PARTE DEL USUARIO, MEDIANTE PROGRAMAS DE ETIQUETADO OBLIGATORIO. 5.1 Etiqueta transitoria para el uso racional de energía eléctrica (URE): Mientras que el organismo encargado de la normalización expide o adecua las normas técnicas, de acuerdo con lo establecido en el numeral 1o.primero del artículo segundo 2o. de esta resolución, todos los aparatos y equipos eléctricos, definidos por la UPME para los cuales exista un protocolo de pruebas de eficiencia energética, nacional o internacional, que sean vendidos o comercializados en Colombia deberán incorporar, antes del primero de enero del año 2002, una etiqueta descriptiva que además de la identificación del tipo y modelo del producto, indique su eficiencia energética. Esto, con el fin de proporcionar a los usuarios del servicio público domiciliario de energía eléctrica, información relacionada con la eficiencia de los consumos de electricidad de equipos y aparatos eléctricos. 5.2 Etiqueta para el uso racional de energía eléctrica (URE): Tan pronto como el organismo de normalización expida o adecue las normas técnicas de acuerdo con lo establecido en el artículo 2o. numeral 1, de esta resolución, los productores o comercializadores de los equipos o aparatos eléctricos, en Colombia, dispondrán de un plazo máximo de seis meses para incorporar a sus equipos una etiqueta descriptiva que además de la identificación del tipo y modelo del producto, permita conocer la clasificación de eficiencia de acuerdo con los rangos de eficiencia energética definidos en las normas o guías técnicas vigentes. Esta etiqueta reemplazará la descrita en el numeral anterior. 5.3 Características de las etiquetas: Las etiquetas URE deberán cumplir con las siguientes pautas: - Las etiquetas URE de todos los equipos y aparatos eléctricos a que se refiere esta resolución, deberán tener el mismo diseño, según sean transitorias o definitivas, aunque la información contenida podrá variar para cada modelo y tipo de producto y para cada marca. Los tamaños de las etiquetas podrán variar de acuerdo con las dimensiones del producto.

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- La etiqueta URE se adherirá en un lugar visible del cuerpo del producto o en el caso de no ser esto posible, en el empaque. Una reproducción de la misma se incluirá en los manuales de uso, los catálogos, folletos y anuncios publicitarios correspondientes, sean éstos impresos o electrónicos. - Las etiquetas URE definitivas serán consistentes con los rangos de eficiencia energética, establecidos por el ente de normalización, de acuerdo con el artículo 2o. de esta resolución. En todo caso, la denominación que se escoja para identificar los diferentes rangos de eficiencia deberá ser comparable para todos los aparatos y equipos eléctricos, de tal forma que una determinada denominación siempre identifique los equipos que se encuentran dentro del rango de los de mayor eficiencia y le permita al usuario o consumidor identificar fácilmente cuál es el equipo de mayor y menor eficiencia dentro de su género. - En el diseño de la etiqueta URE se debe buscar un nivel suficiente de compatibilidad con las etiquetas que existen en mercados internacionales, sin que por esto implique que la existencia de una etiqueta extranjera puedadiera sustituir o reemplazar el requisito de la etiqueta URE en el interior del mercado nacional, para los equipos a que hace referencia el artículo 1o. de esta resolución. - Además de la información ya mencionada, las etiquetas URE deberán contener una descripción general del producto, que permita identificarlo fácilmente, y su su consumo esperado de energía por unidad de tiempo, en condiciones normales de operación. 5.4 Coordinación de los programas de etiquetado: La UPME promoverá y coordinará programas de etiquetado mediante los cuales, entre otras actividades, se definan el diseño y tamaños permitidos de las etiquetas y se obligue al fabricante o al responsable de la importacióncomercialización, cuando se trate de equipos fabricados en el exterior, a cumplir con lo previsto en este artículo. 5.5 Cronograma: La UPME y el ente de normalización, antes del 31 de julio de 2001, darán a conocer el cronograma de las actividades requeridas, para la normalización y los programas de etiquetado y para que las pautas definidas en este Artículo cumplan con los plazos previstos en esta resolución.


Duda:

¿Se mantiene este artículo?

PARTE 8POR LA CUAL SE ESTABLECE LA METODOLOGÍA PARA CLASIFICAR LAS

PERSONAS PRESTADORAS DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS, DE ACUERDO CON EL NIVEL DE RIESGO Y SE DEFINEN LOS CRITERIOS, METODOLOGÍAS, INDICADORES,

PARÁMETROS Y MODELOS DE CARÁCTER OBLIGATORIO

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ARTÍCULO 12.8.1.5. REFERENTES. Para cada uno de los Indicadores de Gestión, se fijarán anualmente referentes por grupo, que serán la base para la evaluación de las Entidades Prestadoras.

<Ver Notas de Vigencia> La Superintendencia de Servicios Públicos, con base en la evaluación realizada para el año anterior publicará, antes del 31 de mayo de cada año, en un medio de amplia divulgación los Referentes para cada grupo, los cuales se determinarán con el siguiente procedimiento:

– Para los Indicadores de Gestión que tienen resoluciones vigentes de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, donde se les fijen metas relacionadas con ellos, se utilizarán los valores de las metas establecidos en tales resoluciones.

– Para el Indicador de Cobertura en Áreas de Servicio Exclusivo se tomarán las metas pactadas en los contratos.

– Para el Indicador de usuarios sin medición se tendrá en cuenta lo establecido en el último inciso del artículo 146 de la Ley 142 de 1994. Es decir, el Referente corresponde al 5%.

– Para los Indicadores de Gestión que no tengan un Referente definido, se calculará uno para cada grupo de Entidades Prestadoras, a partir de los resultados obtenidos en el año anterior.

– Para este cálculo se ordenarán dichos resultados y se obtendrá un promedio a partir de los valores de las Entidades Prestadoras que, en número, representen hasta el 80% de los mejores del grupo. El nuevo Referente será el valor más exigente entre el promedio así calculado y el Referente definido para el año anterior, de tal forma que el indicador tienda a mejorar cada año.

– El grupo GC-T de Gas Licuado de Petróleo se incluirá dentro del grupo CM para el cálculo de los Referentes.

PARÁGRAFO. A partir de la vigencia de la presente resolución, la Superintendencia de Servicios Públicos calculará y publicará los Referentes con la información disponible del año 2001, la cual será utilizada para definir los Referentes con los que se evaluará la gestión de las Entidades Prestadoras en el primer semestre de 2003, y para adecuar los planes de gestión de las empresas.

PARÁGRAFO. <Parágrafo adicionado por el artículo 1 de la Resolución 26 de 2003. El nuevo texto es el siguiente:> Para realizar la evaluación de gestión de los resultados del año 2003, los referentes respectivos se deberán publicar antes del 30 de septiembre de 2003.

PARÁGRAFO 2o. <Parágrafo adicionado por el artículo 1 de la Resolución 91 de 2003. El nuevo texto es el siguiente:> Antes de la fecha de publicación anual de los referentes, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios calculará unos topes de exigencia para cada uno de los Indicadores de Gestión de cada uno de los grupos de empresas y los

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informará a la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Para el cálculo del respectivo Referente, los valores obtenidos para cada Entidad Prestadora con resultados mejores comparados con los topes de exigencia, se sustituirán por estos últimos.


Duda:

El parágrafo adicionado por la R CREG 026/03 es transitorio.

ARTÍCULO 12.8.1.11. METODOLOGÍA PARA EVALUAR LA GESTIÓN. <Artículo modificado por el artículo 3 de la Resolución 34 de 2004. El nuevo texto es el siguiente:> La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, a partir de la información obtenida de acuerdo con el artículo anterior, evaluará la gestión de las Entidades Prestadoras dependiendo de los valores calculados para los indicadores de que trata el Artículo 3 de esta Resolución.

Los resultados obtenidos se presentarán en una tabla donde se informe, como mínimo, si se cumplen los Referentes vigentes y la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios podrá incluir los comparativos que considere.

En la tabla se deberá indicar el servicio público, el grupo (Artículo 5 de la presente resolución) y el tipo de evaluación, donde la evaluación de la gestión se dividirá en dos partes: evaluación empresarial y evaluación social. La primera hace referencia a la evaluación de los indicadores financieros y la segunda, a los indicadores técnicos y administrativos, y a los indicadores de calidad.

<Ver Notas de Vigencia> Los resultados de la evaluación deberán ser publicados de manera oficial, a más tardar el 31 de mayo de cada año.

El índice de pérdidas, aunque no hace parte de la evaluación, se debe calcular de acuerdo con el Anexo 3 de la presente Resolución.

De acuerdo con los resultados de la evaluación empresarial y de la evaluación social, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios determinará las acciones a seguir.

PARÁGRAFO. Los resultados de la evaluación de gestión correspondientes al año 2002 deberán ser publicados de manera oficial, a más tardar el 31 de marzo de 2004.


Duda:


TÍTULO 2

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FORMULACIÓN DE INDICADORES DE GESTIÓN (ANEXO 1)


ARTÍCULO 12.8.2.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). <Anexo sustituido por el Anexo 1 de la Resolución 34 de 2004 -según lo dispuesto en el artículo 5-. El nuevo texto es el siguiente:>

Para cada indicador de los incluidos en el Artículo 3 de esta Resolución, se debe determinar un Referente de acuerdo con el procedimiento establecido en el Artículo 5 de este Acto Administrativo, siempre teniendo en cuenta los topes que se establecen para algunos indicadores particulares.

Para el cálculo de los indicadores se deben tomar bases anuales. Si la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios solicita indicadores para una fracción del año, informará a las Entidades Prestadoras el procedimiento a seguir para ajustarlos y hacerlos comparables con los calculados anualmente.


Duda:


CAPÍTULO 2INDICADORES FINANCIEROS

CAPÍTULO 3INDICADORES TÉCNICOS Y ADMINISTRATIVOS

CAPÍTULO 4INDICADORES DE CALIDAD

CAPÍTULO 5INDICADORES ADICIONALES PARA EL MODELO

ARTÍCULO 12.8.2.5.1. INDICADORES ADICIONALES PARA EL MODELO. <Numeral sustituido por el Anexo 1 de la Resolución 34 de 2004 -según lo dispuesto en el artículo 5-. El nuevo texto es el siguiente:>

Adicionalmente a los Indicadores de Gestión financieros establecidos en el Artículo 3 de esta Resolución, se deberán incluir en el modelo utilizado para la clasificación de riesgo, los siguientes:

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(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 4) (Fuente: R CREG 034/04, Art. 5)

Duda:


CAPÍTULO 6FUENTE DE INFORMACIÓN

TÍTULO 3MODELO DE CLASIFICACIÓN DE RIESGO (ANEXO 2)

TÍTULO 4INDICADOR DE PÉRDIDAS (ANEXO 3)

PARTE 9DIVULGACIÓN DE LA NORMATIVA (descripción no original)

ARTÍCULO 12.9.1. No estarán sometidas a las disposiciones sobre publicidad de proyectos de regulaciones previstas en el artículo 9o del Decreto 2696 de 2004, las resoluciones de carácter general que regulen temas que se enmarquen en los siguientes criterios:

1. Las que hacen parte del Reglamento de Operación, relacionadas con el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional, que por su oportunidad y efectos sobre la seguridad del sistema la CREG considere conveniente consultarlas únicamente con el CNO.

2. Las que deban ser expedidas para el cumplimiento de una orden judicial o una norma legal o reglamentaria de vigencia inmediata o con plazo menor a dos meses, si el cumplimiento de la misma no es posible sin la expedición de la norma regulatoria que se pretende expedir.

3. Las que tengan como fin regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía cuando las condiciones de libre competencia, y en general de normal funcionamiento del mismo, se vean alteradas o amenazadas por prácticas monopolísticas, restrictivas de la competencia o de abuso de posición dominante, y sea necesaria y urgente la intervención inmediata del regulador para evitar que se trasladen a los usuarios costos impuestos por la utilización abusiva de la posición dominante en el mercado.

4. Cuando se presenten situaciones de orden público, económico o social que tengan la capacidad de afectar de manera grave la prestación del servicio de energía eléctrica o gas combustible y sea necesaria la intervención urgente de la Comisión, mediante la adopción de decisiones regulatorias tendientes a corregir los efectos negativos de la situación.

5. Las que corrijan errores aritméticos o de hecho que no incidan en el sentido de la decisión.

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6. Las que corrijan de oficio graves errores de cálculo en las fórmulas tarifarias.


Duda:


LIBRO 13ALUMBRADO PÚBLICO (descripción no original)

PARTE 1REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA - ALUMBRADO PÚBLICO

PARTE 2POR LA CUAL SE APRUEBA LA METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS MÁXIMOS QUE DEBERÁN APLICAR LOS MUNICIPIOS O DISTRITOS, PARA

REMUNERAR A LOS PRESTADORES DEL SERVICIO ASÍ COMO EL USO DE LOS ACTIVOS VINCULADOS AL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO

TÍTULO 1OBJETO

ARTÍCULO 13.2.1.1. OBJETO. La presente resolución tiene como objeto establecer la metodología de costos máximos que deberán aplicar los municipios o distritos, para remunerar a los prestadores del Servicio de Alumbrado Público, así como el uso de los activos vinculados al servicio, de conformidad con lo dispuesto en el Decreto 2424 de 2006.


Duda:

¿Afecta a esta norma el artículo 191 de la Ley 1753 de 2015?

TÍTULO 2DEFINICIONES Y CRITERIOS GENERALES

TÍTULO 3FÓRMULA GENERAL DE COSTOS MÁXIMOS PARA REMUNERAR A LOS

PRESTADORES DEL SERVICIO Y EL USO DE LOS ACTIVOS VINCULADOS AL SERVICIO DE ALUMBRADO PÚBLICO

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TÍTULO 4COSTO POR EL SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA DESTINADA AL SERVICIO DE

ALUMBRADO PÚBLICO

TÍTULO 5COSTO MÁXIMO DE LA ACTIVIDAD DE INVERSIÓN DEL SISTEMA DE ALUMBRADO

PÚBLICO

TÍTULO 6COSTO MÁXIMO DE LA ACTIVIDAD DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO

TÍTULO 7ACTUALIZACIÓN Y LIQUIDACIÓN DE LOS COSTOS MÁXIMOS DE LAS ACTIVIDADES

DE INVERSIÓN Y AOM DEL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO

TÍTULO 8CONTROL, INSPECCIÓN Y VIGILANCIA (descripción no original)

ARTÍCULO 13.2.8.1. AJUSTE REGULATORIO. Las autoridades municipales y/o distritales deberán prever en los respectivos contratos y/o convenios suscritos para la prestación del servicio de alumbrado público, las cláusulas de ajuste por cambio regulatorio a que haya lugar.

PARÁGRAFO. En todo caso, las modificaciones y/o adiciones que a partir de la fecha de entrada en vigencia de esta Resolución se hagan a los diferentes contratos y/o convenios suscritos para la prestación de los servicios de alumbrado público, deberán observar las disposiciones aquí establecidas.


Duda:

¿Agotó su objeto? - Se cambió el título que antecede a este artículo, de DISPOSICIONES FINALES a CONTROL, INSPECCIÓN Y VIGILANCIA, ¿está bien?

TÍTULO 9UNIDADES CONSTRUCTIVAS DEL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO

ARTÍCULO 13.2.9.1. UNIDADES CONSTRUCTIVAS DEL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO. En este Anexo se define la metodología para conformar las Unidades Constructivas del Sistema de Alumbrado Público (UCAP), que conforman los activos

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eléctricos del Servicio de Alumbrado Público.


Duda:

¿Está bien dividirlo en partes?

PARTE 3POR LA CUAL SE REGULA EL CONTRATO Y EL COSTO DE FACTURACIÓN Y

RECAUDO CONJUNTO CON EL SERVICIO DE ENERGÍA DEL IMPUESTO CREADO POR LA LEY 97 DE 1913 Y 84 DE 1915 CON DESTINO A LA FINANCIACIÓN DEL SERVICIO

DE ALUMBRADO PÚBLICO


ARTÍCULO 13.3.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente resolución aplica a los municipios y distritos y a las empresas prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica para efectos del contrato que suscriban para la facturación y recaudo conjunto con el servicio público domiciliario de energía eléctrica, del impuesto creado por la Ley 97 de 1913 y 84 de 1915 con destino a la financiación del servicio de alumbrado público y determinación de su costo, según lo establecido en el artículo 29 de la Ley 1150 de 2007.

PARÁGRAFO. La regulación contenida en la presente resolución no modifica la regulación aplicable a la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica.


Duda:

El concepto de alumbrado público fue modificado por el artículo 191 de la Ley 1753 de 2015, ¿cómo afecta esta modificación a la R CREG 122/11?. Se incluye el texto de la R CREG 122/11 en la resolución única, ¿es correcto?

ARTÍCULO 13.3.1.2. Los contratos y/o convenios suscritos para la facturación y recaudo del impuesto de alumbrado público que se encuentren vigentes, continuarán ejecutándose conforme lo pactado hasta su terminación en las condiciones económicas establecidas, salvo lo correspondiente a la facturación separable que de no estar pactada, deberá adecuarse, de acuerdo con lo previsto en la presente resolución.

En todo caso, las modificaciones y/o adiciones que a partir de la fecha de entrada en vigencia de esta resolución se hagan a los diferentes contratos y/o convenios suscritos para la prestación de los servicios de facturación y recaudo del impuesto al alumbrado público, deberán observar las disposiciones aquí establecidas.

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Duda:

Este artículo hace parte de la R CREG 005/12 que modificó la R CREG 122/11, ¿es correcto incroporarlo en la resolución única, en esta ubicación?

ARTÍCULO 13.3.1.11. RESPONSABLE DEL PAGO DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD DESTINADO AL ALUMBRADO PÚBLICO. El municipio o distrito es responsable del pago del servicio público de energía eléctrica destinado al alumbrado público.


Duda:

El concepto de alumbrado público fue modificado por el artículo 191 de la Ley 1753 de 2015, ¿cómo afecta esta modificación la obligación indicada en este artículo?. Se incluye el texto de la R CREG 122/11 en la resolución única, ¿es correcto?

TÍTULO 2CÁLCULO DEL MARGEN POR INTERMEDIACIÓN DEL SERVICIO, MS (ANEXO I)


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