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Timestamp: 2018-12-13 16:25:36
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Matched Legal Cases: ['artículo 3', 'artículo 45', 'artículo 2', 'artículo 12', 'artículo 16', 'artículo 1']

﻿ RESOLUCIÓN 63 DE 2000
RESOLUCIÓN 63 DE 12 DE SEPTIEMBRE DE 2000
CONTENIDO:ENTIDADES DEL SECTOR ELÉCTRICO. 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°:1153 DE OCTUBRE 30 DE 2000, PG.742
RESOLUCIÓN 63 DE 2000
“Por 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”.
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”;
Que mediante la Resolución CREG-074 de 1999, se establecieron los criterios para la asignación entre los agentes del SIN de los costos asociados con las generaciones de seguridad y se modificaron las disposiciones vigentes en materia de reconciliaciones, como parte del reglamento de operación del SIN;
Que el gerente del mercado mayorista manifestó a la CREG, que durante la realización de las pruebas para el desarrollo y aplicación de las disposiciones contenidas en la Resolución CREG-074 de 1999, se encontraron dificultades que imposibilitan la aplicación de las mismas, que se hace necesario aclarar, tal como se señaló en la Resolución CREG-040 de 2000;
Que en cumplimiento del Decreto 266 de 2000, artículos 31 y 32, la Comisión de Regulación de Energía y Gas publicó el proyecto de resolución CREG-003, que contiene la propuesta de aclaración de los criterios para la asignación entre los agentes del SIN de los costos asociados con las generaciones de seguridad y la modificación de las disposiciones vigentes en materia de reconciliaciones, establecidos mediante Resolución CREG-074 de 1999;
Que dentro del plazo previsto para el efecto, se recibieron recomendaciones, solicitudes de corrección y otras observaciones por parte la ANDI (radicación 6335), EPSA (radicación 6344), Chivor (radicación 6360), ISA (radicación 6373), EEPPM (radicación 6378), Electrocosta (radicación 6382), Codensa (radicación 6396), y Acolgen (radicación 6411);
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas consideró conveniente efectuar ajustes al texto propuesto en el proyecto de resolución CREG-003 de 2000, teniendo en cuenta las observaciones recibidas en el sentido de eliminar la definición de redespacho por no ser concordante con la establecida en la Resolución CREG-025 de 1995 (código de operación); eliminar la definición de costos de reconciliación positiva por redespachos y en su lugar utilizar la de costos de reconciliación positiva por modificaciones al programa de generación, solicitadas por el CND durante la operación; y aclarar que las reconciliaciones establecidas aplican a los generadores sin asignación de servicio de regulación secundaria de frecuencia;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 131 del 12 de septiembre de 2000, acordó expedir la reglamentación contenida en la presente resolución,
ART. 1º—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:
Operador de red de STR y/o SDL, 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 y/o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una empresa de servicios públicos.
ART. 2º—Asignación de las generaciones de seguridad y de los costos de reconciliación positiva. El costo de la generación asociada con restricciones y redespachos, exceptuando las generaciones de seguridad que suplen la prestación del servicio de regulación secundaria de frecuencia, será asignado en el siguiente orden:
a) Los costos horarios de reconciliación positiva de la generación de seguridad que haya sido solicitada por un OR, por restricciones eléctricas, soporte de tensión, seguridad y calidad en la infraestructura de los STR y/o SDL con tensión de operación inferior al nivel IV, serán asumidos por el OR solicitante.
Los costos horarios de reconciliación positiva por generaciones de seguridad, asociada con restricciones eléctricas y/o requerimientos de soporte de reactivos en la infraestructura de los STR y/o SDL en el nivel IV de tensión, se asignarán al OR correspondiente.
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, aplicados a la demanda total de cada uno de ellos;
b) (Modificado).* Los costos horarios de reconciliación positiva de una generación de seguridad, asociada con restricciones eléctricas y/o soporte de voltaje del STN, se asignarán entre todos los comercializadores del SIN, a prorrata de su demanda;
c) (Modificado).* Los costos horarios de reconciliación positiva de una generación de seguridad, asociada con indisponibilidades en el despacho programado, de activos de conexión al STN que están incumpliendo con las metas de calidad establecidas en la regulación vigente, se asignarán de la siguiente forma:
Propietario del activo de conexión El activo de conexión sirve a OR conectados directamente Sirve OR y generador(es) conectados directamente
OR Se asigna a los OR a prorrata de su demanda. Se asigna a los OR y generador(es) a prorrata de su demanda y de su disponibilidad comercial, respectivamente.
OR compartida con generador(es) No aplica Se asigna a los OR y generador(es) a prorrata de su demanda y de su disponibilidad comercial, respectivamente.
Tercero Se asigna a los OR a prorrata de su demanda. Se asigna a los OR y generador(es) a prorrata de su demanda y de su disponibilidad comercial, respectivamente.
Cuando el activo de conexión esté cumpliendo con las metas de calidad establecidas en la regulación vigente, los costos horarios de reconciliación positiva se asignarán entre todos los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda;
d) (Modificado).** 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;
e) (Modificado).* Los costos horarios de reconciliación positiva de una generación de seguridad atribuible a consideraciones de estabilidad del STN, se asignarán entre todos los comercializadores del SIN, a prorrata de su demanda;
f) (Modificado).* Los costos horarios de reconciliación positiva de una generación de seguridad, originada en restricciones cuya eliminación o reducción esté asociada con una importación de energía, 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;
g) (Modificado).* Los costos horarios de reconciliación positiva de una generación de seguridad, asociada con restricciones originadas en exportaciones de energía, serán asignados al comercializador que está exportando. Si hay más de un agente exportador que haga uso de la interconexión internacional, se asignarán a prorrata de la demanda comercial internacional horaria programada por cada uno de ellos;
h) (Modificado).* 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) (Modificado).** Los costos horarios de reconciliación positiva, originados en modificaciones al programa de generación solicitados por el CND durante la operación, por razones diferentes a salidas forzadas de activos de los STR y/o SDL, se asignarán entre los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda. Para determinar la generación redespachada en la operación, no se verificará el criterio de confiabilidad probabilística, VERPC.
Si el redespacho tiene su origen en salidas forzadas de activos de los STR y/o SDL, los costos horarios de reconciliación positiva correspondientes, se asignarán al agente causante de la generación respectiva.
j) (Modificado).* Los costos de reconciliación positiva asociados con desviaciones positivas del programa de generación según la reglamentación vigente, se asignarán entre los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda, y
k) (Modificado).* Los costos de reconciliación positiva no asociados con las causas establecidas en los literales anteriores, se asignarán entre los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda. En todo caso el ASIC informará a los agentes del mercado mayorista el origen de dicha reconciliación.
*(Nota: Modificados los literales de la b) a la k) por la Resolución 4 de 2003 artículo 45 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas).
(Nota: Modificado el literal i) del presente artículo por la Resolución 77 de 2008 artículo 2° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
**(Nota: Modificados los literales d) e i) del presente artículo por la Resolución 51 de 2009 artículo 12 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
ART. 3º—(Modificado).* Asignación de los costos de reconciliación negativa. Por agente se totalizan los costos horarios de reconciliación positiva y la asignación de los costos de prestación del servicio de regulación secundaria de frecuencia. Los costos horarios de reconciliación negativa se asignan entre dichos agentes, en proporción al total de costos que se les haya asignado por concepto de reconciliación positiva y de AGC.
*(Nota: Modificado por la Resolución 14 de 2004 artículo 16 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
ART. 4º—Las empresas operadoras de STR y/o SDL que efectúen inversiones para eliminar o reducir restricciones que originaban generaciones de seguridad, cuyos costos de reconciliación positiva les hubieren sido asignados, 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, o aquellas normas que la modifiquen o sustituyan.
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 al operador económico potencial del proyecto respectivo.
ART. 6º—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:
• Si para un generador su producción real excede a la generación del despacho ideal, la cuenta de éste por reconciliaciones se incrementará con el valor correspondiente a esta diferencia, liquidada así:
REC = PR x (Generación Real - Generación Ideal)
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.
• 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:
PR = Pot
PAR. 1º—(Suspendido).* 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.
(Nota: La Resolución 27 de 2001 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, suspende la aplicación de las disposiciones contenidas en el parágrafo 1º del presente artículo, hasta la fecha en que la Comisión de Regulación de Energía y Gas así lo determine).
PAR. 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 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.
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 rige a partir del quinto día hábil posterior a la fecha de su publicación en el Diario Oficial.
Dada en Bogotá, D.C., 12 de septiembre de 2000.