Source: http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/e93298f462402ffd0525785a007a714f?OpenDocument
Timestamp: 2020-06-04 10:27:54+00:00

Document:
Publicación Diario Oficial No.: 47.362, el día:27/May/2009
Publicada en la WEB CREG el: 26/May/2009
( 07 MAYO 2009 )
Por 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.
Notas de Vigencia: - Modificada por la Resolución 11 de 2010, publicada en el Diario Oficial No. 47.621 de 12 de febrero de 2010, "Por la cual se modifican parcialmente las Resoluciones CREG 024 de 1995 y 051 de 2009, sobre funcionamiento del Mercado de Energía Mayorista"
- Modificada por la Resolución 89 de 2009, publicada en el Diario Oficial No. 47.466 de 8 de septiembre de 2009, "Por la cual se modifican y aclaran algunas de las reglas contenidas en la Resolución CREG-051 de 2009". Ver Modificaciones en la Resolución 24 de 1995.
Concordancias: Ley 143 de 1994; Art. 4o.; Art. 20; Art. 23 Lit. a
Ley 142 de 1994; Art. 74.1 Lit. c
Resolución CREG 63 de 2000
Las Resoluciones CREG-004 de 2003 y CREG-014 de 2004, modificadas por las Resoluciones CREG-032 y CREG-096 de 2008 contienen la regulación aplicable a las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo –TIE-.
El artículo 2 de la Resolución CREG-077 de 2008 modificó el literal i) del artículo 2 de la Resolución CREG-063 de 2000.
La Comisión ha venido evaluando la subasta de corto plazo del Mercado de Energía Mayorista –MEM- y ha analizado las posibles alternativas para el manejo del riesgo de los costos de arranque-parada de las plantas y/o unidades térmicas, encontrado necesario adoptar normas para reducir dicho riesgo y promover la competencia en el Mercado, tal como se presenta en el Documento CREG-011 de 2009.
El profesor Peter Cramton, experto internacional en subastas, ha recomendado que en el caso Colombiano se utilicen ofertas separadas por cada uno de los distintos tipos de costos. (Radicación CREG E-2009-000617).
La mencionada Resolución CREG-012 de 2009, junto con el proyecto, fueron publicados en el Diario Oficial No. 47.274, del 25 de Febrero de 2009, y en la página WEB de la CREG el día 24 del mismo mes y año, con el Documento CREG-011 de 2009, denominado “DESPACHOS ECONÓMICO, IDEAL Y PRECIO DE BOLSA – ANÁLISIS ALTERNATIVAS PARA EL MANEJO DE LOS PRECIOS DE ARRANQUE-PARADA DE LAS PLANTAS TÉRMICAS”.
Se recibieron comentarios de: MERILÉCTRICA, radicado E-2009-001978, TERMOEMCALI, radicado E-2009-002165, TERMOTASAJERO, radicado E-2009-002166, CHEC, radicado E-2009-002206, ESSA, radicado E-2009-002126, GECELCA, radicado E-2009-002131, XM, radicado E-2009-002124, EPM, radicado E-2009-002156, ISAGEN, radicado E-2009-002111, AES CHIVOR, radicado E-2009-002142, ACOLGEN, radicado E-2009-002190, EPSA, radicado E-2009-002198, EMGESA, radicado E-2009-002167, y TERMOFLORES, radicado E-2009-002314.
El profesor Peter Cramton presentó una evaluación de la propuesta publicada con la Resolución CREG-012 de 2009, y las propuestas sugeridas por los agentes en lo que respecta a la determinación del precio de bolsa. (Radicado CREG E-2009-003234).
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 408 del 07 de mayo de 2009, acordó expedir la reglamentación contenida en la presente Resolución.
ARTÍCULO 1. Definición de Precio de Arranque-Parada. Se adopta la siguiente definición que aplicará para los efectos de la presente Resolución y de las demás normas pertinentes del Reglamento de Operación que regulan el funcionamiento del Mercado de Energía Mayorista:
Precio de Arranque-Parada. Es el valor, expresado en dólares de los Estados Unidos de Norte América, ofertado por un agente generador al Centro Nacional de Despacho por un arranque-parada de cada planta o unidad térmica que representa comercialmente en el Mercado de Energía Mayorista.
ARTÍCULO 2. Modificación del literal a) del Artículo 6 de la Resolución CREG-055 de 1994, sobre ofertas de precio en la bolsa de energía para plantas térmicas. El literal a) del Artículo 6 de la Resolución CREG-055 de 1994 quedará así:
ARTÍCULO 3. Modificación de la definición de “Despacho Ideal”. La definición de Despacho Ideal contenida en los Artículos 1 de la Resolución CREG-024 de 1995 y 3 de la Resolución CREG-004 de 2003, quedará así:
“Despacho Ideal. 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.”
ARTÍCULO 4. Modificación del “Cálculo del precio en la Bolsa de Energía”, contenido en el Numeral 1.1 del Anexo A de la Resolución CREG-024 de 1995. El aparte “Cálculo del Precio en la Bolsa de Energía” que hace parte del Numeral 1.1. del Anexo A de la Resolución CREG-024 de 1995 quedará así:
En este proceso se determina el precio para las diferentes transacciones que se realizan en la Bolsa de Energía; este precio horario en la Bolsa de Energía será igual al precio de oferta en Bolsa de la Planta con Máximo Precio de Oferta, en la hora respectiva, más el Valor Adicional (∆I) previsto en el Anexo A-4 de la Resolución CREG-024 de 1995, modificado por el artículo 8 de la presente resolución, correspondiente a los recursos de generación requeridos para cubrir la demanda total en el despacho ideal. Dentro de este proceso las importaciones provenientes de las TIE, serán consideradas como un recurso con precio de oferta igual al Precio de Oferta del país exportador, en su Nodo Frontera para exportación, al cual se le deben adicionar los cargos asignados al transporte desde el Nodo frontera hasta el STN, si son del caso, el Costo Equivalente Real de Energía del Cargo por Confiabilidad y los cargos propios de los generadores en el mercado Colombiano, asignándole además una disponibilidad comercial equivalente a la importación real”.
ARTICULO 5. Modificación del Numeral 1.1.1.1 (“Determinación del Despacho Ideal”) del Anexo A de la Resolución CREG-024 de 1995. El Numeral 1.1.1.1. del Anexo A de la Resolución CREG-024 de 1995 quedará así:
El Despacho Ideal será uno para el día, comprenderá los 24 períodos horarios y se determinará por medio del programa de Despacho Económico, el cual se ejecutará todos los días, con posterioridad a la operación real del sistema. Para cumplir con las características técnicas de las plantas o unidades térmicas, las condiciones iniciales del Despacho Ideal para el día t tendrán en cuenta las condiciones con las que finalizó el Despacho Ideal del día t-1; no tendrá en cuenta las restricciones en el Sistema Interconectado Nacional para atender la demanda total del sistema; y se efectuará con la disponibilidad comercial calculada en el SIC. El programa de despacho resultante, denominado Despacho Ideal, determinará los recursos disponibles de menor precio requeridos para atender la demanda total, sin considerar las restricciones del Sistema de Transmisión Nacional (STN), de los Sistemas de Transmisión Regional (STR) y la de los Sistemas de Distribución Local (SDL), existentes en la operación, y considerando las características técnicas de las unidades utilizadas en el despacho económico ejecutado para la operación real del sistema.
Q Disponibilidad declarada
Par Oferta de Precio de arranque-parada
ARTICULO 6. Modificación del Numeral 1.1.4 (“Proceso de Cálculo del Precio en la Bolsa de Energía”) del Anexo A de la Resolución CREG-024 de 1995. El Numeral 1.1.4. del Anexo A de la Resolución CREG-024 de 1995 quedará así:
“1.1.4. PROCESO DE CÁLCULO DEL PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA (VER DESCRIPCIÓN DETALLADA DEL PROCESO EN EL ANEXO A-4)
ARTICULO 7. Modificación del Numeral 1.1.4.3 (“Precio Horario en la Bolsa de Energía en condiciones normales de operación”) del Anexo A de la Resolución CREG-024 de 1995. El Numeral 1.1.4.3. del Anexo A de la Resolución CREG-024 de 1995 quedará así:
Para determinar los Precios horarios en la Bolsa de Energía, cuando hay Demanda No Doméstica y cuando no hay Demanda No Doméstica, se procederá de acuerdo con lo definido en el Anexo A-4 de la Resolución CREG-024 de 1995.”
ARTICULO 8. Modificación del Anexo A-4 (“Función Precio en la Bolsa de Energía”) de la Resolución CREG-024 de 1995. El Anexo A-4 de la Resolución CREG-024 de 1995 quedará así:
1.	Cuando hay Demanda No Doméstica
a.	Se tomará la generación del Despacho Ideal para la atención de la Demanda Total más la Demanda No Doméstica.
b.	Con los resultados del literal a., para cada hora se ordenarán las plantas despachadas de acuerdo con las ofertas de precios a la Bolsa de Energía de menor a mayor.
c.	El Máximo Precio Ofertado horario, MPO, para el mercado internacional (Demanda No Doméstica) y el mercado nacional (Demanda Total) se determinará de la siguiente forma:
·	Para el mercado que atiende Demanda Total más Demanda No Doméstica el MPOI corresponderá al precio ofertado a la Bolsa de Energía de la última planta requerida para atender la Demanda Total más la Demanda No Doméstica, que no sea inflexible, resultante del ordenamiento planteado en el literal b.
·	Para el mercado que atiende Demanda Total el MPON se determina con el ordenamiento de las plantas del literal b. y se tomará el precio ofertado por la última planta requerida para atender la Demanda Total, que no sea inflexible.
d.	Se determinará un valor adicional (∆I) nacional e internacional de la siguiente forma:
§	Para atención de la Demanda Total, ∆IN=0 si para todas las plantas térmicas j se cumple la condición
IN,j	Estimación de ingresos de la planta térmica j por atender la Demanda Total.
PN,j	Estimación del valor de operación de la planta j por atender la Demanda Total.
GN,j,i	Generación ideal de la planta j en la hora i para atender Demanda Total.
Pofj	Precio ofertado a la Bolsa de Energía por la planta j.
ParN,j,z	Precios de oferta de arranque-parada z de la planta j que no genera en el ideal para la Demanda no Doméstica en ninguna de las horas del día.
l	Número de arranques de la planta j.
Si no se cumple la condición de la Ec. (1), se calculará el Valor Adicional para la Demanda Total (∆IN) con las plantas térmicas que no cumplen la condición de la Ec. (1) aplicando la siguiente ecuación:
k	Número de plantas térmicas que no cumplen la condición de la Ec. (1)
DN,i	Demanda Total en la hora i.
§	Para atención de la Demanda No Doméstica, ∆II=0 si para todas las plantas térmicas j se cumple la condición:
IN+I,j	Estimación de ingresos de la planta térmica j por atender la Demanda Total más la Demanda no Doméstica.
PN+I,j	Estimación del valor de operación de la planta j por atender Demanda Total más Demanda no Doméstica.
MPOI,i	Máximo Precio de Oferta para atender la Demanda Total más Demanda No Doméstica en la hora i.
GI,j,i	Generación ideal de la planta j en la hora i para atender Demanda no Doméstica.
ParI,j,z	Precios de oferta del arranque-parada z de la planta j que generan en el ideal en algún período para la Demanda no Doméstica.
Si no se cumple la condición de la Ec(2), se calculará el Valor adicional para la Demanda no Doméstica con aquellas plantas térmicas que no cumplen la condición de la Ec. (2) aplicando la siguiente ecuación:
m	Número de plantas térmicas que no cumple la condición de la Ec (2).
DI,i	Demanda no Doméstica en la hora i.
e.	Se determinará el Precio de Bolsa para cada mercado, de la siguiente forma:
·	Para atender Demanda Total, se aplicará la siguiente ecuación, para cada hora i:
·	Para atender Demanda No Doméstica, se aplicará la siguiente ecuación, para cada hora i:
PBN,i	Precio en la Bolsa de Energía para la Demanda Total en la hora i.
PBI,i	Precio en la Bolsa de Energía para la Demanda no Doméstica en la hora i.
MPON,i	Máximo Precio Ofertado para la Demanda Total en la hora i.
MPOI,i	Máximo Precio Ofertado para Demanda no Doméstica en la hora i.
∆IN	Valor adicional para la Demanda Total.
∆II	Valor adicional para la Demanda no Doméstica.
2.	Cuando no hay Demanda No Doméstica
a.	Se tomará la generación del Despacho Ideal para la atención de la Demanda Total.
c.	El Máximo Precio Ofertado horario, (MPON), con el ordenamiento de las plantas del punto b. se tomará el precio ofertado por la última planta requerida para atender la Demanda Total, que no sea inflexible.
d.	Se determinará un valor adicional (∆I) de la siguiente forma:
§	∆IN=0 si para todas las plantas térmicas j se cumple la condición
ParN,j,z	Precios de oferta de arranque-parada z de la planta j
Si no se cumple la condición de la Ec. (3), se calcula el Valor Adicional para la Demanda Total (∆IN) con las plantas térmicas que no cumplen la condición de la Ec. (3) con la siguiente ecuación:
k	Número de plantas térmicas que no cumplen la condición de la Ec. (3)
e.	Se determina el Precio de Bolsa de la siguiente forma:
La oferta de precios en la Bolsa de Energía se hará de acuerdo con la Resolución CREG-055 de 1994 (o demás normas que la modifiquen o sustituyan). Sin embargo, para verificar si las cotizaciones de los generadores siguen el criterio definido en la resolución mencionada, la Comisión tomará en cuenta que los precios ofertados serán flexibles e incluirán el efecto de la incertidumbre y las diferencias de percepción de riesgos de los generadores.”
ARTÍCULO 9. Ajustes a la liquidación en la Bolsa de Energía. En caso de que el ∆I sea mayor que cero (∆I>0) se aplicarán las siguientes reglas:
1.	Valores a cargo de los generadores que salieron despachados
·	Cuando hay Demanda No Doméstica
·	Cuando no hay Demanda No Doméstica
R∆II,j:	Recaudo por Valor Adicional por atención de Demanda no Doméstica a cargo del generador j
R∆IN,j:	Recaudo por Valor Adicional por atención de Demanda Total a cargo del generador j.
∆IN:	Valor adicional para la Demanda Total.
∆II:	Valor adicional para la Demanda no Doméstica.
GN,j,i:	Generación de la planta j en la hora i para atender Demanda Total.
GI,j,i:	Generación de la planta j en la hora i para atender Demanda no Doméstica.
2.	Valores a favor de los generadores despachados
·	Cuando hay Demanda No Doméstica y no se cumple la condición de la Ec(1) y/o de la Ec (2), del Anexo A 4 de la Resolución CREG 024 de 1995, se aplicará la siguiente expresión:
·	Cuando no hay Demanda No Doméstica y no se cumple la condición de la Ec(3), del Anexo A 4 de la Resolución CREG 024 de 1995, modificado por esta Resolución se aplicará la siguiente expresión
Si se cumple la condición de la Ec (3),
P∆Ij:	Valores a favor del generador j.
Según se definen en el Anexo A 4 de la Resolución CREG 024 de 1995.”
ARTÍCULO 10. Modificación del aparte “Oferta de Precios” del numeral 3.1. del Código de Operación de la Resolución CREG-025 de 1995. El aparte “Oferta de Precios” del numeral 3.1 del anexo denominado Código de Operación de la Resolución CREG-025 de 1995 quedará así:
-	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.
Parágrafo. La primera oferta de precios de arranque-parada se hará el día anterior al primer despacho a realizar aplicando la presente resolución y posteriormente se seguirá ofertando en el último día de los meses diciembre, marzo, junio y septiembre de cada año.”
ARTÍCULO 11. Modificación del Numeral 1 (“Cálculo de las Generaciones de Seguridad”) del Anexo 2 de la Resolución CREG-062 de 2000. El numeral 1 del Anexo 2 de la Resolución CREG-062 del 2000 quedará así:
Pof Precio de Oferta a la Bolsa de Energía
Par Precio de arranque-parada
El CND establecerá las Restricciones Eléctricas y Requerimientos de Soporte de Tensión, teniendo en cuentas la Generación de Seguridad solicitada por los OR´s, por seguridad, calidad y para soporte de tensión en sus Sistemas a niveles de voltaje inferiores al nivel IV (Ver Literales a y b) del siguiente Numeral) y la información disponible en la Base de Datos de Evaluación de Restricciones Eléctricas y Operativas.
Pof Precio de Oferta
ARTÍCULO 12. Modificación de los literales d) e i) del Artículo 2° de la Resolución CREG-063 de 2000. Los literales d) e i) del Artículo 2° de la Resolución CREG-063 de 2000 quedarán así:
“d) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de una Generación de Seguridad, asociada con el cumplimiento del criterio de confiabilidad, se asignarán entre todos los comercializadores del SIN, a prorrata de su demanda comercial y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación.”
“i) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva, originadas en modificaciones al programa de generación solicitadas por el CND durante la operación, por razones diferentes a salidas forzadas de activos de los STR´s y/o SDL´s, se asignarán entre los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda.
Cuando exista más de un OR asociado con el requerimiento de esta generación forzada, el Costo Horario de Reconciliación Positiva se asignará en proporción a los ingresos por Cargos por Uso de Nivel IV de tensión, aprobados para los respectivos OR´s, aplicados a la demanda total de cada uno de ellos.”
ARTÍCULO 13. Modificación del Numeral 4 (“Asignación de la Reserva de Regulación”) del Anexo CO-4 de la Resolución CREG-025 de 1995. El numeral 4 del Anexo CO-4 de la Resolución CREG-025 de 1995 quedará así:
“4. ASIGNACION DE LA RESERVA DE REGULACIÓN
a) El precio a considerar para asignar la regulación entre las plantas y/o unidades Elegibles, es el mismo precio de oferta a la Bolsa de energía y los precios de arranque-parada que hayan efectuado los agentes para dichas plantas y/o unidades en la Bolsa.
DAGC Disponibilidad para regulación secundaria de frecuencia
RAGC Reserva de regulación requerida
c) En caso de oferta insuficiente para cubrir los requerimientos de reserva de regulación requerida, el CND acudiendo al esquema de “Coordinación de la Operación en Tiempo Real” (Numeral 5.2 del Código de Operación), designará a la o las plantas y/o unidades Elegibles hasta llenar los requerimientos de reserva, teniendo en cuenta la minimización de costos.
d) Si la utilización de una planta y/o unidad, no permite cumplir con las condiciones técnicas establecidas en el Numeral 2 del presente Anexo, en condiciones de oferta suficiente, se hará una optimización con los siguientes recursos y se le asignará el mínimo técnico de regulación (definido por el CNO), reasignándose los requerimientos de la reserva rodante restante, entre los primeros que minimizan los precios. Este proceso se realizará en forma iterativa hasta cubrir los requerimientos técnicos y de reserva.
ARTÍCULO 14. Modificación del numeral 5.2 (“Coordinación de la operación en tiempo real”) del Código de Operación de la Resolución CREG-025 de 1995. El numeral 5.2 de la Resolución CREG-025 de 1995, Código de Operación, quedará así:
·	El CND realizará la coordinación en tiempo real de la operación de los recursos de generación y transmisión del SIN, incluyendo las interconexiones internacionales. Para ello el CND coordinará la ejecución de las maniobras directamente o a través de los demás agentes del SIN.
·	El CND realizará la supervisión de los Activos de Uso del STN y de Conexión al STN, de las interconexiones internacionales a nivel de tensión igual o superior al IV y de las unidades de generación del SIN despachadas centralmente, y las no despachadas centralmente que se requieran, según su criterio.
·	Las empresas generadoras operarán sus unidades siguiendo el Despacho Económico horario o el Redespacho si se presentan modificaciones.
Posteriormente, el CND determinará si hay unidades o plantas que presentan desviaciones del programa. Si es así y éstas pueden volver al programa, el CND solicitará a las unidades o plantas ajustarse al mismo. Si con estas acciones el margen de regulación no se restablece, el CND solicitará variación en la generación de unidades o plantas para que asuman la desviación, de acuerdo con el orden que resultó en el proceso de optimización, si existe disponibilidad en estas plantas, la disponibilidad adicional se seleccionará de acuerdo con el precio ofertado a la Bolsa de Energía, iniciando con la de menor precio no despachada. La instrucción dada por el CND a los generadores contiene explícitamente la hora a partir de la cual se debe modificar la generación, la nueva generación en MW y la causa por la cual se modifica el programa de generación. La unidad o planta se señala como reguladora.”
ARTÍCULO 15. Modificación del Artículo 4 de la Resolución CREG-064 de 2000. El artículo 4 de la Resolución CREG-064 de 2000 quedará así:
“ARTÍCULO 4o. Reconciliación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia. Las plantas y/o unidades de generación a las que se les haya asignado el Servicio de AGC serán objeto de reconciliación, con independencia de que su precio de oferta resulte o no en mérito. El esquema de Reconciliación aplicable a cada planta y/o unidad de generación con asignación de AGC, se establece a continuación:
%DA:	Porcentaje de Desviación Admisible establecido en la regulación vigente.
Se aplicará el cobro por concepto de la Desviación respectiva medida con respecto a
Par:	Precio de arranque-parada del generador
Parágrafo 4o. Los conceptos de y aquí definidos se extienden para todos los efectos comerciales en el Mercado Mayorista.”
ARTÍCULO 16. Modificación de la definición de “Precio de Importación para Liquidación”. La definición de “Precio de Importación para Liquidación” del artículo 3 de la Resolución CREG-004 de 2003 quedará así:
“Precio de Importación para Liquidación: Precio que paga el mercado 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.”
ARTÍCULO 17. Modificación del Artículo 5 de la Resolución CREG-004 de 2003. El artículo 5 de la Resolución CREG-004 de 2003 quedará así:
“Artículo 5º. Determinación de la Curva Horaria de Precios de Oferta en cada Nodo Frontera para Exportación - Curva de Escalones PONEQx,i-. Para efecto de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo –TIE- el CENTRO NACIONAL DE DESPACHO -CND-, estimará horariamente una curva escalonada de Precios de Oferta 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 PONEQX,I de la curva deberá incluir la totalidad de costos y cargos asociados con la entrega de energía en dicho nodo frontera de exportación, como se definen en la presente Resolución.
Precio_Bolsa_e,QX: Para la determinación del Precio_Bolsa_e,QX, el CENTRO NACIONAL DE DESPACHO -CND-, encontrará un Despacho Ideal para las veinticuatro (24) horas del Despacho, para la demanda total doméstica y para cada valor QX 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:
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.
Dichos costos se determinarán, de conformidad con el procedimiento que se describe en el Anexo 3° de la presente resolución.
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.
PARÁGRAFO 1: 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.
Para determinar la variable Precio_Bolsa_e,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_e,QX, podrá considerar las características técnicas de los recursos de generación”
ARTÍCULO 18. Modificación del Artículo 6 de la Resolución CREG-014 de 2004. El artículo 6 de la Resolución CREG-014 de 2004 quedará así:
“ARTÍCULO 6º. Determinación del Precio Nodal de Oferta para Exportación en el Redespacho. Con el fin de aplicar alguna de las causales de redespacho para exportación, establecidas en el Artículo 8º de la Resolución CREG 004 de 2003, el CND calculará el Precio Nodal de Oferta para Exportación en el Redespacho, aplicando el siguiente procedimiento:
Para la determinación del Precio_Bolsa_R_e,QX, el CENTRO NACIONAL DE DESPACHO -CND-, encontrará un Predespacho Ideal para 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
Costo_Restricciones_del_Enlace_R_e,QX,i: Costo de la energía generada por restricciones del Sistema Interconectado Nacional, asociado con la exportación a través del Enlace Internacional i, para el valor programado QX en el redespacho, calculado conforme al procedimiento desarrollado en el Anexo 4°, considerando en forma independiente cada uno de los Enlaces Internacionales. El CND utilizará en el numeral 2 del Anexo 4 para efectos de obtener este costo, un Predespacho Ideal.
ARTÍCULO 19. Modificación del Anexo 3 de la Resolución CREG-004 de 2003. El anexo 3 de la Resolución CREG-004 de 2003, quedará así:
“ANEXO No. 3
El Centro Nacional de Despacho –CND, determinará dichos costos de conformidad con el siguiente procedimiento:
Si (Qprog j – Qideal j) < 0 entonces Preferencia_j = (Precio_Bolsa_e +(Pofj+(Parj/ Qprogj)))/2
t: 1, …, 24”
ARTÍCULO 20. Modificación del numeral A del Anexo 4 de la Resolución CREG-004 de 2003. El numeral A del Anexo 4 de la Resolución CREG-004 de 2003 quedará así:
“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:
2.	Para las cantidades Qmax y Qmedio, se calcula un Despacho Ideal.
3.	Para las cantidades Qmax y Qmedio, se calcula un despacho programado, tomando como referencia el Despacho Programado Preliminar para la demanda total doméstica.
4.	Para cada recurso j, período k y para las cantidades Qmax y Qmedio, a exportar por cada enlace i, se determina:
QX: Corresponde a las cantidades Qmax y Qmedio
ARTÍCULO 21. Modificación del Anexo 5 de la Resolución CREG-004 de 2003. El Anexo 5 de la Resolución CREG-004 de 2003 quedará así:
“ANEXO No. 5
Parj: Precio de arranque-parada de la planta j
ARTÍCULO 22. Modificación de la fórmula de Precio de Reconciliación Positiva del Generador Térmico. La fórmula de Precio de Reconciliación del Artículo 1 de la Resolución CREG-034 de 2001, quedará así:
CAP = Costo de Arranque-Parada reconocido asociado con la Generación de Seguridad fuera de mérito. Igual a cero si la planta se arranca en el despacho ideal
Par = Precio ofertado de arranque-parada. Si el arranque se ha considerado en el despacho ideal este valor es cero.
ARTÍCULO 23. Modificación de la fórmula de Precio de Reconciliación Negativa. La fórmula de Precio de Reconciliación Negativa del Artículo 3 de la Resolución CREG-034 de 2001, quedará así:
“ARTÍCULO 3o. Precio de Reconciliación Negativa. Para efectos de establecer el Precio de Reconciliación Negativa, el ASIC aplicará el siguiente procedimiento:
Pof = Precio ofertado
MPON = Máximo Precio Ofertado para la Demanda Total”
ARTÍCULO 24. Resultados de Despachos. Los resultados del Despacho Económico y del Despacho Ideal, serán los calculados por el CND y el ASIC, respectivamente.
ARTÍCULO 25. Auditorías. Antes de la fecha de inicio de aplicación de la presente Resolución, el CND y el ASIC harán auditorías con firmas de reconocido prestigio a los programas de despacho y al proceso de liquidación para verificar que se ajustan a lo definido en los artículos 5, 8, 9, 10, 11 y 13 de la presente resolución. El informe de resultados de la auditoría será presentado al CNO y a la CREG.
ARTÍCULO 26. Naturaleza de las normas contenidas en esta Resolución. Las normas contenidas en esta Resolución hacen parte del Reglamento de Operación que rige el funcionamiento del Mercado de Energía Mayorista, conforme a lo establecido en el literal c) del numeral 74.1 de la ley 142 de 1994.
ARTÍCULO 27. Vigencia. Esta Resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y su aplicación iniciará para el despacho del 1 de agosto de 2009. A partir de esta última fecha derogará las disposiciones que le sean contrarias.
Dada en Bogotá, D.C. a los 07 MAYO 2009
- D-046-09 ANÁLISIS A LOS COMENTARIOS DE LA RES. CREG 012 DE 2009.pdf

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 artículo 2
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ARTÍCULO 1
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ARTÍCULO 2
 Artículo 6
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 Artículo 6
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ARTÍCULO 3
 Resolución 
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ARTÍCULO 4
 Resolución 
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 Resolución 
 artículo 8
 Resolución 
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ARTÍCULO 9
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ARTÍCULO 10
 Resolución 
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ARTÍCULO 11
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ARTÍCULO 12
 Artículo 2
 Resolución 
 Artículo 2
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ARTÍCULO 13
 Resolución 
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ARTÍCULO 14
 Resolución 
 Resolución 

ARTÍCULO 15
 Artículo 4
 Resolución 
 artículo 4
 Resolución 

ARTÍCULO 16
 artículo 3
 Resolución 

ARTÍCULO 17
 Artículo 5
 Resolución 
 artículo 5
 Resolución 
 resolución 
 Resolución 

ARTÍCULO 18
 Artículo 6
 Resolución 
 artículo 6
 Resolución 
 Artículo 8
 Resolución 

ARTÍCULO 19
 Resolución 
 Resolución 

ARTÍCULO 20
 Resolución 
 Resolución 

ARTÍCULO 21
 Resolución 
 Resolución 

ARTÍCULO 22
 Artículo 1
 Resolución 

ARTÍCULO 23
 Artículo 3
 Resolución 

ARTÍCULO 24

ARTÍCULO 25

ARTÍCULO 26
 Resolución 

ARTÍCULO 27
 Resolución