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Timestamp: 2018-10-16 00:05:06+00:00

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﻿ RESOLUCIÓN 74 DE 1999
RESOLUCIÓN 74 DE 03 DE DICIEMBRE DE 1999
CONTENIDO:ENERGÍA ELÉCTRICA. SE ESTABLECEN LOS CRITERIOS PARA LA ASIGNACIÓN ENTRE LOS AGENTES DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 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 SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL.
REVISTA LEGISLACIÓN ECONÓMICA N°:1134 DE ENERO 15 DE 2000, PG.1788
RESOLUCIÓN 74 DE 1999
Que según lo establecido en la Ley 143 de 1994, artículo 3º, literal c), en relación con el servicio público de electricidad le corresponde al Estado, “regular aquellas situaciones en que por razones de monopolio natural, la libre competencia no garantice su prestación eficiente en términos económicos”;
Área operativa. Conjunto de activos de transporte, recursos de generación y/o demanda, que para asegurar niveles de calidad y seguridad en más de una subárea operativa, presentan alguna restricción en la infraestructura del sistema de transmisión nacional, que exige generaciones forzadas en el área y/o limita los intercambios con el resto del SIN. Las áreas deberán tener activos del STN no asociados con alguna de las subáreas contenidas en el área.
Costos de reconciliación positiva por desviaciones. Costos asociados con desviaciones positivas, admisibles de generación, según la reglamentación vigente sobre el tema.
Operador de red de STR’s y/o SDL’s, OR. Es la persona encargada de la planeación de la expansión y de las inversiones, operación y mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL; 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’s y/o SDL’s aprobados por la CREG o el OR siempre debe ser una empresa de servicios públicos.
Operador económico. Se identifica como “operador económico” al agente autorizado por la regulación vigente para percibir remuneración por el uso de un activo (activos de uso - cargos por uso y activos de conexión-contrato de conexión).
Subárea operativa. Conjunto de activos de transporte, recursos de generación y/o demanda, que para asegurar niveles de calidad y seguridad regional, presentan alguna restricción en la infraestructura del sistema de transmisión nacional o en los activos de conexión al mismo, que exige generaciones forzadas en la sub área y/o limita los intercambios con el resto del SIN. Ningún activo del STN o de conexión al STN, podrá estar asociado a más de una subárea operativa.
ART. 2º—Asignación de las generaciones de seguridad y de los costos de reconciliación por restricciones. El costo de la generación forzada asociada con las restricciones, exceptuando las generaciones de seguridad asociadas con la prestación del servicio de regulación secundaria de frecuencia, se asignará en la siguiente forma:
a) Los costos horarios de reconciliación positiva por generaciones de seguridad, asociada con restricciones eléctricas y/o requerimientos de soporte de reactivos en STR’s y/o SDL’s en el Nivel IV de tensión, se asignarán al operador económico de la red o al operador económico del activo correspondiente.
Cuando exista más de un operador económico 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.
Los costos horarios de reconciliación positiva de la generación forzada que haya sido solicitada por un OR, por restricciones o soporte de tensión en infraestructura con tensión de operación inferior al Nivel IV, será asumida por el agente solicitante;
b) Los costos horarios de reconciliación positiva de una generación de seguridad, asociada con restricciones eléctricas del STN, se asignarán entre todos los comercializadores del SIN, a prorrata de su demanda;
c) Los costos horarios de reconciliación positiva de una generación de seguridad, asociada con el cumplimiento del criterio de confiabilidad, VERPC, se asignarán entre todos los comercializadores del SIN, a prorrata de su demanda;
d) Los costos horarios de reconciliación positiva de una generación de seguridad, asociada con la indisponibilidad prevista en el despacho programado de activos de conexión al STN, se asignarán al agente prestador del servicio de conexión respectivo, cuando este último incumpla con la regulación vigente en materia de normas de calidad;
e) Los costos horarios de reconciliación positiva de una generación de seguridad, originada en restricciones cuya eliminación o reducción esté asociada a inversiones en interconexiones internacionales, o con refuerzos en la conexión de esas redes al sistema de transmisión nacional, se asignarán al negocio de transporte de energía de las empresas operadoras económicas de las respectivas interconexiones;
f) Los costos horarios de reconciliación positiva de una generación de seguridad, atribuible a consideraciones de voltaje y/o estabilidad del STN, es decir, generaciones forzadas adicionales a las definidas en los literales previos, no asignables a un agente o a un grupo de agentes en particular, serán asignadas a los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda;
g) Los costos horarios de reconciliación positiva de una generación de seguridad, asociada con restricciones originadas en exportaciones de energía, será asignado al comercializador que está exportando. Si hay más de un comercializador asociado con la restricción, el costo correspondiente se distribuirá entre ellos, en proporción a la demanda comercial internacional horaria de la interconexión respectiva;
h) Los costos horarios de reconciliación positiva por restricciones, asociados con situaciones declaradas de condiciones anormales de orden público, CAOP, se asignarán entre todos los comercializadores del SIN, a prorrata de su demanda;
i) Los costos horarios de reconciliación positiva por desviaciones, se asignarán a los comercializadores del SIN en proporción a su demanda;
j) Una vez asignados los costos horarios de reconciliación positiva de acuerdo con lo establecido en los literales anteriores, se totaliza la asignación por agente. Los costos horarios de reconciliación negativa se asignan a dichos agentes, en proporción a la suma de los costos horarios de reconciliación positiva que se les haya asignado.
ART. 3º—Generación de seguridad adicional por redespacho. Los costos horarios de reconciliación positiva, originadas en redespachos, 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. Para determinar la generación redespachada, no se verificará el criterio de confiabilidad probabilística, VERPC.
ART. 4º—Las empresas operadoras de STR’s y/o SDL’s, en donde sea necesario efectuar inversiones para eliminar o reducir restricciones que originen generaciones de seguridad, cuyos costos de reconciliación positiva les sean asignables, podrán solicitar a la CREG modificaciones a sus cargos por uso vigentes, con el fin de remunerar adecuadamente tales inversiones, de acuerdo con la metodología establecida en la Resolución CREG-099 de 1997.
ART. 5º—Nuevas inversiones en STN. Cuando por atrasos en la entrada en operación comercial de un proyecto, atribuible al ejecutor del mismo, no haya sido posible la eliminación prevista de una restricción, o se presenten restricciones cuya eliminación hubiera sido posible con la entrada en operación del respectivo proyecto, los costos horarios de la reconciliación positiva correspondientes, que se presenten con posterioridad a la fecha original de entrada del proyecto, se asignarán a los operadores económicos potenciales del proyecto respectivo.
ART. 6º—Reconciliaciones. Los costos horarios de reconciliación se calculan como se muestra a continuación:
PR= Mín {Máx (Precio bolsa i, Precio oferta i) }; i = 1.24
PAR. 1º—Cuando durante el despacho de veinticuatro (24) horas, un generador resulte con generación forzada fuera de mérito y en ninguna de las veinticuatro (24) horas resulte despachado en mérito, los precios de oferta que haya efectuado para el despacho correspondiente, deberán permanecer inalterables para los siguientes siete (7) despachos diarios. Esta disposición no aplica a los generadores cuyo precio de oferta haya sido intervenido en el despacho correspondiente.
PAR. 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.
ART. 7º—La presente resolución deberá publicarse en el diario oficial. Las disposiciones que contiene entrarán a regir a partir del 30 de junio del año 2000, fecha a partir de la cual deroga las disposiciones que le sean contrarias.

References: RESOLUCIÓN 

RESOLUCIÓN 

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 artículo 3
 Resolución 
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