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Timestamp: 2018-01-18 15:46:41+00:00

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RESOLUCION 51 DE 2009
Según la Ley 143 de 1994, artículo 4°, el Estado, en relación con el servicio de electricidad, tendrá como objetivos en el cumplimiento de sus funciones, los de 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; asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector; y mantener los niveles de calidad y seguridad establecidos.
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, encontrando 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.
La mencionada Resolución CREG-012 de 2009, junto con el proyecto, fueron publicados en el Diario Oficial número 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 ECONOMICO, IDEAL Y PRECIO DE BOLSA – ANALISIS ALTERNATIVAS PARA EL MANEJO DE LOS PRECIOS DE ARRANQUE-PARADA DE LAS PLANTAS TERMICAS”.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión número 408 del 7 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:
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 (ÄI) 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”.
Artículo 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:
Artículo 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 CALCULO DEL PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGIA (VER DESCRIPCION DETALLADA DEL PROCESO EN EL ANEXO A-4).
Artículo 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:
Artículo 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:
LA FUNCION SICPREC REALIZA LOS SIGUIENTES PROCESOS:
-- 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 (ÄI) nacional e internacional de la siguiente forma:
-- Para atención de la Demanda Total, ÄIN=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.
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.
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:
§ Para atención de la Demanda No Doméstica, ?II=0 si para todas las plantas térmicas j se cumple la condición:
PN+I,j Estimación del valor de operación de la planta j por atender Demanda Total más Demanda no Doméstica.
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.
DI,i Demanda no Doméstica en la hora i.
· 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.
a. Se tomará la generación del Despacho Ideal para la atención de la Demanda Total.
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, (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
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:
Artículo 9°. Ajustes a la liquidación en la Bolsa de Energía. En caso de que el ÄI sea mayor que cero (ÄI>0) se aplicarán las siguientes reglas:
· 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.
· 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
P?Ij: Valores a favor del generador j.
- 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.
Mantenimientos de Activos de Uso del STN, Conexión al STN y Activos de STR's a Nivel IV
Si el Redespacho tiene su origen en salidas forzadas de activos de los STR's y/o SDL's, los Costos Horarios de Reconciliación Positiva correspondientes, se asignarán al agente causante de la generación respectiva.
· 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.
i) Demanda Total Doméstica más cada valor QX
Si (Qprog j – Qideal j) < 0 entonces Preferencia_j = (Precio_Bolsa_e +(Pofj+(Parj/Qprogj)))/2
Preferencia_j: Precio de referencia para el recurso j en el período k
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 7 de mayo de 2009.

References: artículo 4
 artículo 2
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Artículo 1
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Artículo 2
 artículo 6
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Artículo 3
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Artículo 4
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 artículo 8

Artículo 5
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Artículo 6
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Artículo 7
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Artículo 8
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Artículo 9
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Artículo 27
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