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Timestamp: 2020-04-09 10:25:38+00:00

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﻿ RESOLUCIÓN 34 DE 2001
RESOLUCIÓN 34 DE 13 DE MARZO DE 2001
CONTENIDO:EMPRESAS DEL SECTOR ELÉCTRICO. SE DICTAN NORMAS SOBRE FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA.
RESOLUCIÓN 34 DE 2001
"Por la cual se dictan normas sobre funcionamiento del mercado mayorista de energía".
Que tal como se halla definido en el artículo 4º de la Ley 143 de 1994, el Estado, en relación con el servicio de electricidad tiene dentro de sus objetivos, abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país;
Que según el mandato contenido en el artículo 33 de la Ley 143 de 1994, “la operación del sistema interconectado se hará procurando atender la demanda en forma confiable, segura y con calidad del servicio mediante la utilización de los recursos disponibles en forma económica y conveniente para el país”.
Que según lo dispuesto por el Código Civil, artículo 677, “los ríos y todas las aguas que corren por cauces naturales son bienes de la unión, de uso público en los respectivos territorios”;
Que el artículo 42 del Código de Recursos Naturales Renovables, dispone que “pertenecen a la Nación los recursos naturales renovables y demás elementos ambientales regulados por este código que se encuentren dentro del territorio nacional, sin perjuicio de los derechos legítimamente adquiridos por los particulares y de las normas especiales sobre baldíos”;
Que según lo dispone el artículo 80 de la Constitución Política, el Estado planificará el manejo y aprovechamiento de los recursos naturales, para garantizar su desarrollo sostenible, su conservación, restauración o sustitución;
Que de acuerdo con lo previsto en la Ley 143 de 1994, artículo 3º, corresponde al Estado, asegurar la adecuada incorporación de los aspectos ambientales en la planeación y gestión de las actividades del sector eléctrico;
Que la Ley 143 de 1994, artículo 20, definió que en relación con el sector energético, la función de regulación por parte del Estado tendrá como objetivo básico “...asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio. Para el logro de este objetivo, promoverá la competencia, creará y preservará las condiciones que la hagan posible”;
Que de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, en relación con el sector eléctrico, la CREG tiene la función de “...regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad”;
Que según lo previsto en la Ley 142 de 1994, artículo 74, además, es función y facultad especial de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, “...regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia”;
Que en cumplimiento de lo previsto por la Ley 142 de 1994, artículo 74, literal c), es función y facultad especial de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, establecer el reglamento de operación para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía;
Que uno de los supuestos fundamentales para que el mercado mayorista de electricidad funcione bajo condiciones de libre competencia, lo constituye el normal funcionamiento del sistema interconectado nacional;
Que durante el año 2000 y en lo que va corrido del año 2001, se han producido atentados terroristas, de público conocimiento, contra la infraestructura eléctrica del país, dejando como saldo un gran número de torres de los sistemas de transmisión nacional y de transmisión regional fuera de servicio;
Que la situación de orden público antes descrita, especialmente la ocurrida a partir del mes de enero de 2001, ha provocado el fraccionamiento del sistema interconectado nacional y por ende del mercado eléctrico colombiano, poniendo el sistema en riesgo de racionamiento y el mercado en condiciones de ser controlado por unos pocos agentes dada la concentración de oferta provocada por dicho fraccionamiento;
Que mediante la Resolución CREG-026 de 2001, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, estableció normas sobre el funcionamiento del mercado mayorista, con el fin de regular aspectos relacionados con la presentación diaria de “oferta de precios” y “declaración de disponibilidad”, teniendo en cuenta la situación del mercado;
Que analizada la evolución del mercado a partir de la entrada en vigencia de la Resolución CREG-026 de 2001, se encuentra que si bien la volatilidad de los precios ha disminuido, no se ha logrado mejorar otras distorsiones del mercado;
Que analizado el comportamiento de los precios en el mercado mayorista, se encuentra que en lo que va corrido del presente año, el costo marginal ha sido puesto, el 78% de las veces, por unos pocos agentes;
Que analizado el comportamiento de los precios en el mercado mayorista, igualmente se encuentra que en lo que va corrido del presente año, en un alto porcentaje, el precio promedio de oferta de varios agentes ha sido igual o mayor que el precio de racionamiento, sin estar en condiciones de racionamiento de energía;
Que en la situación actual de fraccionamiento del sistema interconectado nacional y del mercado mayorista, el despacho de los recursos se ha vuelto predecible en muchos casos, eliminando así uno de los factores determinantes de la competencia en el mercado;
Que las actuales condiciones del mercado están induciendo la desoptimización energética del sector eléctrico, razón por la cual se pueden estar desembalsando recursos que se requieren en términos energéticos, o poniendo en riesgo de vertimiento algunos embalses;
Que el valor de la generación forzada, en un mercado estacional como el colombiano, se espera que en condiciones normales sea mayor durante el invierno y menor durante el verano; sin embargo, durante la estación actual de verano el valor de tal generación, principalmente en los meses de febrero y marzo de 2001, ha alcanzado máximos históricos;
Que dada la diferencia existente entre la oferta y la demanda máxima del sistema, en un mercado bajo condiciones de competencia perfecta, se deberían obtener precios máximos ofertados inferiores;
Que se debe tener en cuenta, que si bien, existen dificultades operativas para distinguir el desplazamiento en el despacho ideal por generaciones forzadas, del desplazamiento por energía atrapada, es claro que ambas situaciones son diferentes en términos comerciales;
Que se ha considerado que al eliminar el riesgo de los agentes en términos de cobertura de costos, se elimina explícitamente la necesidad de incorporar la variable de percepción de riesgo en las ofertas de precio;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, ha considerado necesario adoptar medidas para regular el funcionamiento del mercado mayorista, teniendo en cuenta la situación antes señalada, las cuales serán aplicables mientras se restablece el normal funcionamiento del sistema interconectado nacional y del mercado mayorista;
Que teniendo en cuenta el valor de las restricciones en el mes de febrero y en lo que va corrido del mes de marzo, se hace necesario establecer un período de transición para la transferencia de dicho costo a los comercializadores y por ende a los usuarios del servicio;
Que la Ley 142 de 1994, artículo 59, estableció que habrá lugar a la toma de posesión por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, entre otros casos, “cuando la empresa no quiera o no pueda prestar el servicio público con la continuidad y calidad debidas, y la prestación sea indispensable para preservar el orden público o el orden económico, o para evitar perjuicios graves e indebidos a los usuarios o a terceros”;
Que el consejo nacional de operación, mediante comunicación radicada en la CREG bajo el número 1183 de 2001, manifestó a la CREG que una vez analizada la situación energética y eléctrica del sistema interconectado nacional, y con el fin de garantizar el abastecimiento energético especialmente en la zona de Antioquia y el suroccidente del país, consideró que “debido a la forma desvertebrada como se encuentra la red de transmisión, el suroccidente también presenta problemas energéticos serios, que pueden llevar a racionamientos en el área en los próximos días. En particular es muy difícil hacer un uso eficiente de los recursos en razón de las limitaciones de transporte impuestas por la voladura de torres. En esta zona bajo las actuales circunstancias es muy importante la generación de las plantas térmicas (Termovalle, Termoemcali y Yumbo), la cual depende, además de las ofertas, de la disponibilidad de las plantas y del combustible”;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión número 149 del día 13 de marzo de 2001, acordó expedir las siguientes normas,
ART. 1º—Precio de reconciliación positiva de los generadores térmicos. Para efectos de establecer el precio de reconciliación positiva de los generadores térmicos, en el contexto de la Resolución CREG-063 de 2000, se tendrán en cuenta los siguientes conceptos:
Costo de suministro de combustible (CSC). Es la parte variable del costo de suministro de combustible, expresado en $/MWh, que es posible sustentar.
En el caso de generación con gas natural, el CSC 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. Para verificar esta condición el ASIC usará el “consumo térmico específico neto plantas/unidades térmicas (eficiencia)” declarado por el agente para el cálculo del cargo por capacidad vigente.
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). Es la parte variable del costo de transporte de combustible, expresado en $/MWh, que es posible sustentar.
En el caso de generación con gas natural, el CTC no podrá superar el cargo variable máximo autorizado a las empresas transportadoras y/o distribuidoras de gas que se encuentre vigente. Para verificar esta condición el ASIC usará el “consumo térmico específico neto plantas/unidades térmicas (eficiencia)” declarado por el agente para el cálculo del cargo por capacidad vigente y un poder calorífico del gas natural equivalente a 1 MBTU/kpc.
En el caso de carbón y otros combustibles diferentes al gas natural, el CTC se asumirá igual a cero (0 $/MWh).
Costo de operación y mantenimiento (COM). Es la par te 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 liquidación.
Costo de arranque-parada (CAP). Es el costo en dólares americanos, reconocido por cada arranque-parada de cada unidad térmica, o planta de ciclo combinado, siempre y cuando dicho arranque se realice para cubrir una generación de seguridad. El CAP tendrá los siguientes valores por tipo de tecnología.
CAP (US$/MW)
Térmica a gas ciclo abierto 32.45
Térmica a gas ciclo stig 43.50
Térmica a gas ciclo combinado 54.54
Térmica a carbón 120.70
El CAP correspondiente al ciclo combinado, únicamente se reconoce cuando se inicia la operación bajo esta modalidad, sobre los MW de la unidad a vapor y la primera unidad a gas. El CAP aplicado sobre unidades a gas adicionales, será el correspondiente a ciclo abierto.
El CAP se liquidará diariamente, utilizando la tasa representativa del mercado, reportada por la Superintendencia Bancaria, del último día hábil del mes previo al despacho. Este costo unitario se aplica sobre los MW declarados disponibles que originan el arranque.
(Nota: Adicionado por la Resolución 38 de 2001 artículo 2º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
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;
• Costo unitario por servicio de AGC proporcional a la generación programada del agente (estimado y luego corregido con asignación real).
CAP = Costo de arranque-parada reconocido asociado con la generación de seguridad fuera de mérito.
PAR. 1º—Las inflexibilidades asociadas con generaciones de seguridad, se liquidarán a precio de reconciliación positiva.
(Nota: Modificado en lo pertinente por la Resolución 84 de 2005 artículo 2º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
(Nota: Modificado en lo pertinente por la Resolución 51 de 2009 artículo 22 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
(Nota: Modificado en lo pertinente por la Resolución 76 de 2009 artículo 12 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
(Nota: Modificado en lo pertinente por la Resolución 141 de 2009 artículos 1° y 2° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
PAR. 2º—(Modificado).* Todos los generadores térmicos deberán declarar ante el ASIC, cada siete (7) días, un único valor para las variables CSC y CTC (en $/MWh) por planta o unidad de generación, según el caso. La primera declaración se realizará el 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 existir declaración previa, el ASIC asumirá como valores declarados, cero (0) $/MWh.
• De declararse valores que no cumplan con los límites máximos establecidos, cuando ellos apliquen, el ASIC asumirá como valores declarados los límites correspondientes.
(Nota: Modificado por la Resolución 38 de 2001 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
(Nota: Modificado por la Resolución 48 de 2002 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
PAR. 3º—El presente artículo no aplica para las importaciones efectuadas a través de interconexiones internacionales.
(Nota: Véase Resolución 38 de 2001 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
(Nota: Aclarado por la Resolución 94 de 2001 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
*(Nota: Modificado por la Resolución 84 de 2005 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
(Nota: Aclarado por la Resolución 161 de 2009 artículo 3° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
(Nota: Modificada la descripción de la variable OCV del presente artículo por la Resolución 207 de 2015 artículo 2° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
ART. 2º—(Modificado).* Precio de reconciliación positiva de los generadores hidráulicos. Para efectos de establecer el precio de reconciliación positiva de los generadores hidráulicos, en el contexto de la Resolución CREG-063 de 2000, el ASIC aplicará el siguiente procedimiento, con base en la información disponible en el CND:
De acuerdo con el volumen de cada embalse reportado antes de las 6:00 a.m., se calculará un precio de oferta de referencia, único para las 24 horas, resultante de la siguiente curva de oferta de referencia: (*)
• Para el cálculo del PR+tmc y el PR+tmb se excluyen las importaciones que tengan su origen en interconexiones internacionales.
• Para aquellos embalses cuyo MOS sea menor al 1% del volumen máximo del embalse, el punto indicado como XMOS corresponde a:
MOS + 0.1% del volumen máximo del embalse
• La variable OCV se calcula de acuerdo con lo establecido en el artículo anterior.
El precio de reconciliación positiva del generador hidráulico será igual a:
PR = Mín (precio de oferta; precio de oferta de referencia)
PAR. 1º—(Derogado).** Para las plantas hidráulicas asociadas con los embalses multipropósito Urrá y Salvajina, se toma como MOS el mínimo técnico.
PAR. 2º—Para todos los efectos, además del comercial, se fija como MOS para los embalses Alto Anchicayá, Betania y Troneras el máximo entre el MOS vigente y el 15% del volumen máximo del embalse.
PAR. 3º—(Modificado).*Las plantas filo de agua que conforme a lo establecido en el artículo 3º de la Resolución CREG-122 de 1998, se hayan acogido a la opción b) para participar en la bolsa de energía, deberán mantener tal condición hasta que la CREG decida lo contrario.
(Nota: Modificado el parágrafo 3º por la Resolución 38 de 2001 artículo 5º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
(Nota: Véase Resolución 38 de 2001 artículo 4º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
*(Nota: Modificado por la Resolución 36 de 2010 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
**(Nota: Derogado por la Resolución 71 de 2010 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
*(Nota: Modificado por la Resolución 60 de 2019 artículo 38 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
ART. 3º—(Modificado).* Precio de reconciliación negativa. Para efectos de establecer el precio de reconciliación negativa, el ASIC aplicará el siguiente procedimiento:
PR = ½ x (precio de oferta + precio de bolsa nacional)
(Nota: Modificado en lo pertinente por la Resolución 51 de 2009 artículo 23 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
(Nota: Modificado por la Resolución 121 de 2010 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
(Nota: Modificado por la Resolución 159 de 2015 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
(Nota: Modificado por la Resolución 168 de 2015 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
*(Nota: Modificado por la Resolución 176 de 2015 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
(Nota: Modificado en lo pertinente por la Resolución 140 de 2017 artículo 7°, artículo 8° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
(Nota: Modificado en lo pertinente por la Resolución 60 de 2019 artículo 39 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
ART. 4º—(Modificado).* Precios de oferta superiores al costo del primer segmento de racionamiento y declaraciones de disponibilidad igual a cero (0). Si el precio de oferta de un generador supera el costo del primer segmento de racionamiento, su disponibilidad se tomará como cero (0). En caso que el CND hubiere requerido la unidad y/o planta de generación para cubrir una generación de seguridad, y el generador no haya podido justificar debidamente su oferta ante las autoridades competentes, el agente será responsable por los perjuicios derivados del racionamiento causado, sin perjuicio de que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios pueda tomar posesión de la empresa, de conformidad con el artículo 59.1 de la Ley 142 de 1994.
PAR.—Para efectos de la aplicación del presente artículo, se asume para el redespacho, el valor del costo del primer segmento de racionamiento utilizado para el despacho programado.
(Nota: Modificado por la Resolución 38 de 2001 artículo 6º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
*(Nota: Modificado por la Resolución 71 de 2006 artículo 88 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
ART. 5º—Pago de las restricciones por parte de los comercializadores. Para los meses de consumo de febrero y marzo de 2001, a los agentes comercializadores que pagan restricciones en el mercado mayorista, según se establece en la Resolución CREG-063 de 2000, se les modificará la fecha de vencimiento de los valores a pagar por este concepto, teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:
a) El administrador del SIC facturará la totalidad de las transacciones con fecha de vencimiento el primer día hábil del segundo mes siguiente al de consumo, tal como se establece en el anexo B de la Resolución CREG-024 de 1995;
b) Posteriormente y antes de la fecha de vencimiento de la factura original, el ASIC emitirá una nota de ajuste a favor, con la misma fecha de vencimiento de la factura original, por un monto equivalente a las cinco sextas (5/6) partes del valor total liquidado por restricciones a cada comercializador, para el mes de consumo respectivo;
c) Adicionalmente, emitirá cinco (5) notas de ajuste a cargo, por un monto equivalente a la quinta parte (1/5) del valor de la nota de ajuste a favor calculada en el literal b) del presente artículo, cada una, con las siguientes fechas de vencimiento:
• Para el mes de consumo de febrero: mayo 2, junio 1º, julio 3, agosto 1º y septiembre 3 de 2001.
• Para el mes de consumo de marzo: junio 1º, julio 3, agosto 1º, septiembre 3 y octubre 1º de 2001;
d) El administrador del SIC incluirá en las notas de ajuste a cargo indicadas en el literal anterior, un valor correspondiente a la actualización del dinero, liquidado con la tasa de depósitos a término fijo (DTF) certificada por el Banco de la República correspondiente al último día hábil del mes de consumo respectivo, sobre saldos, calculados para el período entre la fecha de vencimiento de la factura original y las fechas de vencimiento de las notas de ajuste respectivas.
PAR. 1º—Las restricciones liquidadas para los meses de consumo posteriores a marzo de 2001, se facturarán siguiendo el procedimiento del anexo B de la Resolución CREG-024 de 1995 o aquella que la modifique o sustituya.
PAR. 2º—Los comercializadores trasladarán al componente O, de la fórmula establecida en la Resolución CREG-031 de 1997, sólo las obligaciones que se causen con sujeción a las fechas de vencimiento de las notas de ajuste.
ART. 6º—Pago de las reconciliaciones a los generadores. Para los meses de consumo de febrero y marzo de 2001, a los agentes generadores con reconciliación positiva en el mercado mayorista, según se establece en las resoluciones CREG-063 y CREG-064 de 2000, se les modificará la fecha de vencimiento de los valores a recibir por estos conceptos, teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:
b) Posteriormente, y antes de la fecha de vencimiento de la factura original, el ASIC emitirá una nota de ajuste a cargo del agente respectivo con la misma fecha de vencimiento de la factura original, por un monto equivalente a las cinco sextas (5/6) partes de la sumatoria de los valores totales liquidados a los agentes comercializadores por restricciones, multiplicado por las reconciliaciones positivas totales del agente (sin incluir el servicio de regulación secundaria de frecuencia), dividido por la sumatoria de las reconciliaciones positivas totales de todos los generadores (sin incluir el servicio de regulación secundaria de frecuencia);
c) Igualmente, emitirá cinco (5) notas de ajuste a favor, por un monto equivalente a la quinta parte (1/5) del valor calculado en el literal b) del presente artículo, cada una, con las siguientes fechas de vencimiento:
d) El administrador del SIC incluirá en las notas de ajuste a favor, un valor correspondiente a la actualización del dinero, liquidado con la tasa de depósitos a término fijo (DTF) certificada por el Banco de la República correspondiente al último día hábil del mes de consumo respectivo, sobre saldos, calculados para el período entre la fecha de vencimiento de la factura original y las fechas de vencimiento de las notas de ajuste respectivas.
Las reconciliaciones positivas liquidadas para los meses de consumo posteriores a marzo de 2001, se facturarán siguiendo el procedimiento del anexo B de la Resolución CREG-024 de 1995 o aquella que la modifique o sustituya.
ART. 7º—Período de transición para la liquidación. El administrador del SIC tendrá plazo para realizar la liquidación de las transacciones de que trata el numeral 1º del artículo 7º de la Resolución CREG-047 de 2000, de los días de consumo del mes de marzo de 2001 posteriores a la entrada en vigencia de la presente resolución, hasta el tercer día hábil del mes de abril de 2001. Para estos días de consumo, no será obligatoria la segunda liquidación de que trata el numeral 4º del artículo 7º de la Resolución CREG-047 de 2000. Los demás plazos y procedimientos establecidos en la Resolución CREG-047 de 2000 se mantendrán.
Los plazos para las liquidaciones correspondientes a los días de consumo a partir del 1º de abril de 2001 en adelante, se liquidarán teniendo en cuenta los plazos y condiciones establecidas en la Resolución CREG-047 de 2000, o aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyen.
ART. 8º—(Derogado).* Manejo confidencial de información. El CND y el ASIC aplicarán la confidencialidad para el manejo de la información de ofertas presentadas por las empresas generadoras. No obstante, esta información se pondrá a disposición del público con rezago de 15 días hábiles.
Para la demás información señalada en la Resolución CREG-026 de 2001, no aplicará el manejo confidencial o reservado previsto en dicha resolución.
Así mismo, la información que tuvo carácter confidencial, antes de la entrada en vigencia de la presente resolución, se pondrá a disposición del público, teniendo en cuenta el rezago aquí fijado sobre la información de precios de oferta de los generadores.
(Nota: Modificado por la Resolución 94 de 2001 artículo 4º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
*(Nota: Derogado por la Resolución 6 de 2009 artículo 4º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
ART. 9º—La presente resolución rige desde su publicación en el Diario Oficial. Se aplicará a partir del despacho económico del día siguiente a su publicación. Mientras esté vigente esta resolución, no se aplicarán las normas anteriores que le sean contrarias.
Dada en Bogotá, D.C., a 13 de marzo de 2001.
NOTA: El gráfico de la curva de oferta de referencia a que hace alusión el artículo 2º de la presente resolución, puede ser consultado en las dependencias de la CREG.
(Nota: Véase la Resolución 94 de 2001 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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 artículo 677
 artículo 42
 artículo 80
 artículo 3
 artículo 20
 artículo 73
 artículo 74
 artículo 74
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