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Timestamp: 2019-05-19 08:47:55
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RESOLUCIÓN 25 DE 03 DE MARZO DE 2016
CONTENIDO:ADOPTA EL PROCEDIMIENTO QUE UTILIZARÁ EL CENTRO NACIONAL DE DESPACHO PARA ACTIVAR EL PROGRAMA DE LA RD EN EL PREDESPACHO IDEAL, PROGRAMA QUE FUE ESTABLECIDO EN LA RESOLUCIÓN 11 DE 2015.
DIARIO OFICIAL N°:49809 DE MARZO 8 DE 2016
RESOLUCIÓN 25 DE 2016
“Por la cual se adopta el procedimiento que utilizará el centro nacional de despacho para activar el programa de la RD en el predespacho ideal, programa que fue establecido en la Resolución CREG 11 de 2015.
(Nota: Véase Resolución 49 de 2016 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
(Nota: Véase Resolución 42 de 2016 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
Mediante las resoluciones CREG 24 y 025 de 1995 la comisión reguló el funcionamiento del mercado mayorista.
Mediante la Resolución CREG 71 de 2006, se adoptó la metodología para la remuneración del cargo por confiabilidad en el mercado mayorista de energía y en ella se estableció la demanda desconectable voluntaria (DDV), como un anillo de seguridad del cargo por confiabilidad, orientado a facilitar el cumplimiento de las obligaciones de energía firme.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas expidió la Resolución CREG 63 de 2010, “por la cual se regula el anillo de seguridad del cargo por confiabilidad denominado demanda desconectable voluntaria”.
Mediante la Resolución CREG 203 de 2013 se modificaron las resoluciones CREG 63 de 2010 y 71 de 2006, en relación con la verificación y liquidación de la demanda desconectable voluntaria (DDV), y el cálculo de la disponibilidad comercial dentro de la remuneración real individual diaria del cargo por confiabilidad.
Fundamentado en el anillo de seguridad de la DDV, con la Resolución CREG 98 de 2014 se ordenó publicar un proyecto de resolución con el objetivo de incentivar la respuesta de la demanda para el mercado diario en condiciones de escasez, sobre el cual se recibieron comentarios de 36 agentes del mercado e interesados, los cuales se analizan y se responden en el documento 9 de 2015.
De acuerdo con la Ley 1715 de 2014 y el Decreto 2492 de 2014, la CREG deberá diseñar los mecanismos necesarios para que los usuarios, puedan voluntariamente, entre otros, ofertar reducciones o desconexiones de demanda en el mercado mayorista con el objetivo de dar confiabilidad al sistema interconectado nacional, respaldar obligaciones de energía firme, reducir los precios en la bolsa de energía y los costos de restricciones.
Mediante radicados CREG E-2015-007310, E-2015-007681 y E-2015-008640 de julio y de agosto de 2015 XM S.A. ESP, formuló algunas observaciones referentes a los procedimientos para la implementación de la Resolución CREG 11 de 2015 que evidencian la necesidad de hacer precisiones a lo dispuesto en la resolución para poder iniciar la aplicación del mecanismo allí previsto.
La comisión consideró en la Resolución CREG 116 de 2015 aplazar hasta por tres (3) meses más la aplicación de la Resolución CREG 11 de 2015 hasta tanto se analizaran y se adoptaran los ajustes al esquema de respuesta a la demanda en condición crítica.
Una vez realizado el análisis y los ajustes pertinentes para implementar el programa de la respuesta de la demanda, la comisión publicó los ajustes en la Resolución CREG 212 de 2015, en la cual se definió que el centro nacional de despacho (CND), propondría a la comisión el procedimiento de activación de la RD en el predespacho ideal.
El CND a través del radicado CREG E-2016-000540 envió el procedimiento de activación de las RD a la comisión para que este sea evaluado y adoptado mediante resolución.
El ASIC a través del radicado CREG E-2016-001430 envió comunicación a la CREG informando que era necesario realizar ajustes en el procedimiento de verificación de la reducción de energía para las fronteras con medición directa, dado que en este procedimiento se tomaba como dato de entrada el valor de la DDVV en resolución diaria y es necesario llevar este valor a resolución horaria, por lo cual se realiza dicho ajuste.
El Decreto 2108 de 2015 faculta a la CREG para tomar las medidas que garanticen la continuidad y calidad en la prestación del servicio de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional (SIN), en forma oportuna y permanente ante situaciones extraordinarias, transitorias y críticas, que puedan presentarse en un momento determinado y afectar la atención de la demanda eléctrica, y el suministro oportuno y regular a los usuarios finales.
Ante la presencia del fenómeno de El Niño, el país requiere reducir el consumo nacional de energía y para ello se podría aprovechar los recursos disponibles de generación de respaldo o de emergencia de los usuarios y así contar con todos los recursos suficientes para mitigar el impacto del fenómeno de El Niño. Por tanto, es urgente y de imperiosa necesidad flexibilizar los requisitos de medición para los usuarios no regulados con plantas de emergencia que estén interesados en participar en el programa de demanda desconectable voluntaria (DDV), de la Resolución CREG 63 de 2010 y en el programa de respuesta de la demanda para el mercado diario en condición crítica de la Resolución CREG 11 de 2015.
De conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.13.3.2 del Decreto 1078 de 2015, “por el cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector Tecnologías de la Información y las Comunicaciones” y el numeral 3º del artículo 2º de la Resolución CREG 97 de 2004, la comisión decidió por unanimidad no someter la presente resolución a las disposiciones sobre publicidad de proyectos de regulación previstas en el citado decreto, debido a la existencia de razones de conveniencia general y de oportunidad sustentadas en la necesidad de que entre a operar el procedimiento de activación de la RD en el predespacho ideal.
Así mismo, según lo señalado en el Decreto 1074 de 2015 “por el cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector de Industria y Comercio” —no se informa de esta resolución a la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC— por cuanto, el presente acto administrativo se expide en aras de preservar la estabilidad económica del sector de generación energía eléctrica en razón a que con la implementación de la medida desarrollada en esta resolución, se mitigan los impactos del fenómeno de El Niño, circunstancia que se encuentra como causal de exoneración de consulta a la SIC conforme al artículo 2.2.2.30.4 numeral 1.1 del precitado decreto.
La comisión en su sesión 704, del 3 de marzo de 2015, acordó expedir esta resolución,
ART. 1º—Objeto. La presente resolución tiene como objetivo reglamentar los siguientes procedimientos:
1. La activación del programa de la respuesta de la demanda para el mercado diario en condición crítica, RD, en el predespacho ideal.
2. El ajuste de la verificación horaria del programa de la demanda desconectable voluntaria (DDV).
3. El procedimiento transitorio que flexibiliza la medición de los programas de la DDV y la RD, con el objeto de incentivar la participación de la demanda en estos programas.
ART. 2º—Procedimiento que utilizará el centro nacional de despacho (CND), para la activación de la RD en el predespacho ideal. El procedimiento de la activación de la RD que utilizará el CND, será el que se encuentra establecido en el anexo “Procedimiento CND para la activación de RD” de esta resolución.
ART. 3º—Modifíquese el artículo 13 de la Resolución CREG 11 de 2015. El artículo 13 de la Resolución CREG 11 de 2015, quedará así.
Fronteras con medición directa de reducción de energía: La verificación de la reducción o desconexión efectiva de energía del programa RD del usuario con frontera DDV de medición directa se realizará dependiendo de la situación a la que corresponda la RD, así:
A. RD con plantas de emergencia. Para RD con plantas de emergencia se utilizará la medida de la salida de la(s) planta(s) de emergencia que se registrará en el medidor de la frontera.
Se considerará que hubo RD cuando el consumo real medido en la frontera comercial cumple la siguiente condición:
CRj,h,d Consumo real medido en la frontera comercial para el usuario j en la hora h del día d.
CPj,j,td Consumo promedio medido en la frontera comercial para el usuario j, según el tipo de día td, de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos. Para los días en que se haya efectuado una activación de la DDV o de RD del usuario j y que haga parte de los 105 días, se remplazarán por el promedio de los últimos cinco días del mismo tipo de día td en que no se haya efectuado ninguna de las activaciones mencionadas.
GPEj,h,d Generación de la planta de emergencia del usuario j para la hora h del día d.
Si el consumo real medido en la frontera comercial cumple la condición anterior, la reducción de energía RDVj,h,d será la siguiente:
RDVj,h,d RD verificada del usuario j en la hora h del día d.
CRDj,h,d Compromiso de RD del usuario j para la hora h del día d.
GPEj,d Generación de la planta de emergencia del usuario j en el día d.
DDVVj,d Demanda desconectable voluntaria verificable del usuario j del día d.
Si la RD verificada con plantas de emergencia es menor a cero, se considerará que la RDV es igual a cero para efectos de la liquidación.
B. RD con medición independiente: Se considerará que hubo reducción de energía cuando el consumo real medido en la frontera cumple la siguiente condición:
CRj,h,d Consumo real medido en la frontera comercial del usuario j en la hora h del día d.
CPj,h,td Consumo promedio medido en la frontera comercial del usuario j según el tipo de día td de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos. Para los días en que se haya efectuado una activación de la DDV o de RD del usuario j y que hagan parte de los 105 días, se remplazarán por el promedio de los últimos cinco días del mismo tipo de día td en que no se haya efectuado ninguna de las activaciones mencionadas.
PRDj,h,td Promedio del consumo medido en la frontera comercial de medición independiente de reducción de energía del usuario j para la hora h del tipo de día td de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos.
Si el consumo real medido en la frontera comercial cumple la condición anterior, la reducción de energía RDVj,h,d será:
RDVj,h,d RD verificada y efectivamente reducida por el usuario j en la hora h del día d.
PRDj,h,td Promedio del consumo medido en la frontera comercial de medición independiente del usuario j para la hora h del tipo de día td de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos.
PRDj,td Promedio del consumo medido en la frontera comercial de medición independiente del usuario j para el tipo de día td de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos.
DDVVj,d Demanda desconectable voluntaria verificable del usuario j para el día d.
Si la RD verificada con medición independiente es menor a cero, se considerará que la RDV es igual a cero para efectos de la liquidación.
Antes de realizar la verificación de reducción de energía del programa de RD, se tendrá como prioridad verificar los contratos que se hayan activado de la demanda desconectable voluntaria, DDV, establecida en la Resolución CREG 63 de 2010.
Las medidas de RD deberán ser enviadas por el comercializador en los mismos plazos en que los agentes generadores envían la información de generación de acuerdo con la regulación vigente.
Para los casos en que las medidas de las fronteras DDV no sean enviadas, se considerará que no hubo reducción de energía.
Para efectos de la liquidación de cada comercializador c, la RD verificada, RDVc,h,d,m, será igual a la suma de RD verificada de cada uno de los usuarios, RDVj,h,d, que cada comercializador c representó en el mes m.
PAR. 1º—Las medidas de RDV se deberán afectar por los factores de pérdidas para referir la medida al STN.
PAR. 2º—El ASIC antes de realizar la liquidación horaria de la RD de las fronteras con medición directa; RD con plantas de emergencia y RD con medición independiente. Considerará que hubo RD si se cumple la condición de la siguiente ecuación:
CRj,d,m Consumo medido en la frontera comercial para el usuario j en el día d del mes m.
CPj,td Consumo promedio medido en la frontera comercial para el usuario j, según el tipo de día td, de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos. Para los días en que se haya efectuado una activación de la DDVV o de RD del usuario j y que hagan parte de los 105 días, se remplazarán por el promedio de los últimos cinco días del mismo tipo de día td en que no se haya efectuado ninguna de las activaciones mencionadas.
CRDj,d,m Suma de los compromisos de RD en los periodos horarios de declaración de reducción de energía de RD del comercializador en representación del usuario j para el día d en el mes m, conforme lo establecido en el artículo 6º.
DDVVj,d,m Demanda desconectable voluntaria verificada del usuario j para el día d en el mes m.
ART. 4º—Flexibilización transitoria de la medición de los programas de la DDV y RD. Con el objeto de incentivar la participación de demanda en los programas de desconexión o reducción de energía de la DDV y RD, se establecen los siguientes numerales que flexibilizan los requisitos de participación para aquellos usuarios no regulados que tienen plantas de emergencia.
1. Equipo de medida. El equipo de medida exigido en los artículos 11 y 9 de las resoluciones CREG 63 de 2010 y 11 de 2015 respectivamente, solo tendrá las siguientes exigencias.
1.1. La frontera comercial del usuario que se registre como DDV, deberá cumplir con los requisitos exigidos para las fronteras de los usuarios no regulados definidos en el código de medida vigente.
1.2. El medidor de la energía generada por la planta de emergencia como mínimo deberá cumplir los requisitos del tipo de punto de medición número 5 definido en el artículo 9º de la Resolución CREG 38 de 2014 del Código de Medida, o el que lo modifique o sustituya.
2. Funcionamiento de la DDV. Los pasos de funcionamiento definidos en el artículo 12 de la Resolución CREG 63 de 2010, se definirá a partir de los siguientes.
Paso 1: El comercializador registrará la frontera comercial del usuario interesado como frontera DDV ante el ASIC, para lo cual diligenciará los formatos que para tal fin disponga el administrador. Estos formatos tendrán como mínimo la información del nombre del agente comercializador, el código SIC de la frontera del usuario, la fechas de vigencia del contrato y la cantidad de demanda desconectable mensual del usuario.
El ASIC revisará que una frontera de DDV únicamente se encuentre registrada con un contrato para el periodo de la vigencia del mismo. De encontrar un registro o un trámite adicional de inscripción, el ASIC informará a las partes que el contrato no se puede registrar.
Paso 2: El ASIC publicará diariamente en un aplicativo WEB la información del nombre del comercializador y la cantidad de DDV (kWh/día) no comprometida en contratos.
Paso 3: El Agente generador consultará el mencionado aplicativo para saber qué comercializadores ofrecen este servicio y realizará las gestiones pertinentes para firmar un contrato bilateral en los términos establecidos en esta resolución.
Paso 4: El generador registrará el contrato ante el ASIC y este último verificará que cumpla con los requisitos establecidos en esta resolución.
Paso 5: El generador activará el mecanismo y avisará al comercializador con quien tiene el contrato firmado.
El comercializador coordinará con los usuarios a los que se les activará la demanda desconectable.
Paso 6: El comercializador reportará al ASIC la medida mensual de consumo de energía en la frontera comercial el siguiente día calendario del mes de reporte.
Paso 7: El ASIC realizará las verificaciones de las reducciones de energía de DDV, aplicando lo establecido en el anexo 2 de esta resolución para ese fin.
Paso 8: El ASIC realizará la liquidación teniendo en cuenta lo establecido en la Resolución CREG 63 de 2010.
Paso 9: El ASIC informará a los generadores la cantidad de DDV que se le verificó a los comercializadores.
3. Funcionamiento de RD. Los pasos de funcionamiento del artículo 10 de la Resolución CREG 11 de 2015, se definirán a partir de los siguientes.
Paso 1: Una vez el usuario interesado en participar en el programa RD y haya acordado las condiciones con el comercializador que lo representa, este último registrará al usuario y la frontera comercial como DDV, para lo cual diligenciará los formatos que para tal fin disponga el ASIC.
Estos formatos tendrán como mínimo la información del nombre del agente comercializador, el código SIC de la frontera del usuario y la cantidad máxima de demanda mensual a reducir del usuario para el despacho diario.
Paso 2: El comercializador enviará al CND la oferta de precio de reducción de energía y la declaración de reducción de energía horaria de acuerdo con el formato de activación.
Esta oferta de precio está sujeta a la confidencialidad de la información establecida en el artículo 2º de la Resolución CREG 138 de 2010, o la que la sustituya o modifique, igual como aplica para las ofertas de precio de los generadores en el mercado mayorista.
El envío de ofertas y declaración de reducción de energía se hará en los mismos plazos en que las plantas despachadas centralmente envían sus ofertas y declaran su disponibilidad.
Paso 3: Una vez finalizado el plazo de envío de ofertas y declaración de reducción de energía, el CND calculará el predespacho ideal incluyendo la RD. Para despachar cada RD se debe cumplir la siguiente condición:
MPON,h,d,m Máximo precio de oferta del predespacho ideal para atender demanda total doméstica en la hora h del día d del mes m.
PEm Precio de escasez en el mes m.
PofRD,c,d,m Oferta de precio de reducción de energía de la RD del comercializador c, en el día d del mes m.
Paso 4: Cuando el valor de energía a reducir de RD sea mayor a cero, el CND avisará al comercializador la activación del programa, quien coordinará con los operadores de red y los usuarios a los que se les activará la RD.
El CND informará a los comercializadores que participan en el programa de RD, la activación de RD del día siguiente en los mismos plazos en que se le informa el despacho a las plantas despachadas centralmente.
Paso 5: El comercializador informará al ASIC el programa diario de reducción de energía horaria de la RD y la generación horaria de la planta de emergencia del usuario que representa, esto, en los mismos plazos en que los comercializadores reportan la información de sus fronteras comerciales registradas con reporte al ASIC. Lo anterior, en la forma y medios que el ASIC defina para tal fin.
Paso 6: El comercializador reportará al ASIC la medida mensual de consumo de energía en la frontera comercial del usuario el siguiente día calendario del mes de reporte.
Paso 7: El ASIC realizará las verificaciones de las reducciones de energía de RD, aplicando lo establecido en el anexo 2 de esta resolución.
Paso 8: El ASIC realizará la primera liquidación de la RD con la información que el comercializador reporta en el paso 5. Y la liquidación final de la RD de acuerdo con la verificación definida en el numeral 2º del anexo 2 de la presente resolución y aplicando lo establecido en la Resolución CREG 11 de 2015.
4. Flexibilización transitoria del valor a cargo del CERE en la RD. El valor a cargo del programa de la RD debido al recaudo del CERE que se encuentra establecido en el artículo 15 de la Resolución CREG 11 de 2015, no aplicará cuando:
PBN,h,d,m Precio de bolsa para atender demanda total doméstica en la hora h del día d en el mes m.
CEREM Costo equivalente real en energía en el mes m.
En caso de darse la condición anterior, la variable RDV no será tenida en cuenta para el cálculo del CERE del anexo 8 de la Resolución CREG 71 de 2006.
(Nota: Modificado el primer inciso del presente artículo por la Resolución 2° de 2016 artículo 2° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
ART. 5º—Vigencia. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias. El ASIC tendrá hasta veinte (20) días calendario para implementar la liquidación de estas disposiciones.
PAR.—Las modificaciones realizadas en el artículo 4º de la presente resolución, solo aplicarán para los usuarios no regulados que tienen plantas de emergencia. Dichas modificaciones tendrán una vigencia hasta por tres (3) meses prorrogables o hasta que la CREG lo determine.
(Nota: Modificado por la Resolución 42 de 2016 artículo 4° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
Dada en Bogotá, D.C., a 3 de marzo de 2016.
Procedimiento CND para la Activación de RD
1. Oferta de RD.
El CND pondrá a disposición de los agentes comercializadores un sistema para el ingreso de la oferta RD; como medio alterno ante la indisponibilidad del aplicativos, se debe enviar el formato “FORMATO DE ACTIVACIÓN RD” a través del correo electrónico que el CND defina.
La información solicitada por el aplicativo y por el formato, para la oferta de RD, será como mínimo:
a) Agente comercializador. Agente que tiene registrada(s) la(s) frontera(s) comercial(es) como frontera(s) DDV-RD;
b) Usuario o grupo de usuarios. Frontera(s) comercial(es) tipo DDV-RD utilizada(s) para medir los consumos de la demanda a reducir de un usuario o grupo de usuarios para el programa de respuesta de la demanda, RD;
c) Precio de oferta. Valor diario en enteros $/MWh;
d) Barra(s) operativa(s). Debe relacionarse las barras operativas del pronóstico de demanda donde se encuentran o se ven reflejadas las reducciones de demanda del usuario o grupo de usuarios que participan en la RD;
e) Energía a reducir. Debe indicarse la energía horaria máxima a reducir en cada barra operativa en valores en MWh (permitiéndose dos decimales).
Para el caso de envío de oferta de un usuario, este debe tener asociada una frontera DDV-RD para la cual se realiza el precio de oferta. La(s) barra(s) operativa(s) utilizada(s) en la oferta de este usuario deben estar relacionadas en el momento del registro de la frontera DDV-RD y la energía a reducir entre las barras operativas de la frontera en cada periodo debe corresponder a un valor entero en MWh.
Para el caso de envío de oferta de un grupo de usuarios, este debe tener asociadas varias fronteras DDV-RD para la cual se realiza un único precio de oferta que agrupa todas estas fronteras. La(s) barra(s) operativa(s) utilizada(s) en la oferta deben estar relacionadas en el momento del registro de las fronteras DDV-RD y la energía a reducir entre las barras operativas de todas las fronteras en cada periodo debe corresponder a un valor entero en MWh.
Las ofertas de RD no serán sujetas a recuperación de última oferta valida, deben ser activadas diariamente en los plazos establecidos en la regulación para las plantas despachadas centralmente. El CND solo considerará para el despacho de un día, el usuario o grupo de usuarios de los que reciba oferta para ese día.
2. Activación de RD.
El procedimiento de activación de RD se basará en el modelo del predespacho ideal definido en el artículo 5º de la Resolución CREG 76 de 2009. El cual considerará, adicional a las ofertas de los generadores, las ofertas de reducción de demanda que se ajustarán de acuerdo con lo siguiente.
a) (Modificado).* Las ofertas de reducción de demanda RD antes de ingresar a este procedimiento deben ser ajustadas de la siguiente forma:
Pofrdajuk,t Precio de oferta ajustado del usuario o grupo de usuarios k para el periodo t.
Pofrdk,t Precio de oferta del usuario o grupo de usuarios k para el periodo t enviada por el agente comercializador.
PEsct Precio de escasez vigente en el periodo t.
Disprdajubarrak,l,t Disponibilidad de energía ajustada en la barra l en el periodo t del usuario o grupo de usuarios k.
Disprdbarrak,l,t Disponibilidad de energía ofertada a reducir en la barra l en el periodo t del usuario o grupo de usuarios k.
GemRemBarral,t Demanda remanente de la barra l en el periodo t.
PromBarral,t Pronóstico de demanda de la barra l en el periodo t.
LSSBarral,t Limitación de suministro programado en la barra l en el periodo t.
RACBarral,t Racionamiento programado en la barra l en el periodo t.
DDVBarral,t Demanda desconectable voluntaria DDV programada en la barra l en el periodo t.
DNABarraol,t Demanda no atendida en la barra l en el periodo t.
*(Nota: Modificado por la Resolución 140 de 2017 artículo 27 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
b) El procedimiento que considera las ofertas de RD y determina cuales se activan es el siguiente.
El CND encontrará para las 24 horas sin tener en cuenta las inflexibilidades de las unidades y/o plantas de generación y sin considerar las restricciones del SIN, la activación de las RD a partir del modelo tal que:
i Indexa a los generadores
k Indexa a los usuarios y a los grupos de usuarios de reducción de demanda
l Indexa las barras de consumo de demanda
t Indexa las horas del día
Pof Precio de oferta a la bolsa de energía de los generadores
Pofrdaju Precio de oferta ajustado de las reducciones de demanda
Par Precio de arranque-parada de los generadores
d Demanda de energía del SIN
Q Generación asignada [Variable]
RD Reducción de demanda activada [Variable]
Una vez activadas las RD, el CND publicará en el horario establecido para la publicación del despacho, un archivo en donde se indicará qué ofertas de RD fueron activadas para el día siguiente y el programa de reducción de demanda que deben cumplir en cada barra operativa. Adicionalmente considerará las RD activadas para todos los efectos del predespacho ideal y del despacho coordinado.
Verificación diaria y horaria de los programas DDV y RD
(Nota: Modificado el presente anexo por la Resolución 42 de 2016 artículo 3° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
Para establecer los valores de reducción de energía de cada uno de los usuarios que participan en el programa de la DDV y/o la RD en condición crítica, el ASIC calculará el valor de reducción diaria y horaria a través de los procedimientos de los siguientes numerales.
1. El ASIC verificará la desconexión de energía de cada usuario que participa en el programa de la DDV, a partir de la siguiente expresión:
DDVVPj,m Demanda desconectable voluntaria verificada parcial reducida por el usuario j, en el mes m y que se considerará para calcular la demanda desconectable definitiva.
CMEj,m–12 Consumo mensual de energía del usuario j en el mes m-12, expresada en kWh. Esta será el consumo del mes m del año anterior.
e Error permitido que será igual al 0.05
Mej,m Cantidad de energía medida en la frontera comercial del usuario j en el mes m.
Si el consumo de la frontera comercial del usuario es menor que el CME, se considerará que hubo DDVV, de lo contrario se asumirá DDVV igual a cero para efectos de la liquidación y el cumplimiento de la OEF del generador.
Si el consumo real medido en la frontera comercial cumple la condición anterior, la demanda DDVVj,m será la siguiente:
DDVVj,m Demanda desconectable voluntaria verificada y efectivamente reducida por el usuario j, en el mes m
CDVVj,m Demanda desconectable voluntaria contratada por el usuario j para el mes m
1.1. (Modificado).* El ASIC determinará el valor diario de la DDVV a partir de la siguiente expresión:
DDVVj,d,T,m Demanda desconectable voluntaria verificada reducida por el usuario j, en el día d del tipo T en el mes m
CMEj,m–12 Consumo mensual de energía del usuario j en el mes m-15, expresada en kWh. Esta será el consumo del mes m del año anterior.
CDEj,T,m–1 Consumo diario de energía del usuario j en el día tipo T en el mes m-1, expresado en kWh
ndT,m–1 Número de días del tipo T en el mes m del año anterior
*(Nota: Modificado por la Resolución 49 de 2016 artículo 2° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
2. El ASIC verificará la reducción de energía de cada usuario que participa en el programa de la RD, a partir de la siguiente expresión:
RVPj,m Reducción verificada parcial por el usuario j, en el mes m y que se considerará para calcular la RD definitiva
CMj,m–12 Consumo mensual de energía del usuario j en el mes m-12, expresada en kWh. Este será el consumo del mes m del año anterior.
Si el consumo que se registra en la frontera comercial del usuario es menor que el consumo CME, se considerará que hubo RDV, de lo contrario la RDV será igual a cero para efectos de la liquidación.
Si el consumo real medido en la frontera comercial cumple la condición anterior, la demanda RDVj,m será la siguiente:
RDVj,m RD verificada del usuario j en el mes m
CRDj,d,m Compromiso de RD por el usuario j para el mes m
DDVVj,m Demanda desconectable voluntaria verificada del el usuario j, en el mes m
Primero se verificarán los contratos que se hayan activado de la demanda desconectable voluntaria, DDV, establecida en la Resolución CREG 63 de 2010 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Una vez realizado lo anterior, se realizará la verificación de reducción de energía del programa de RD.
2.1. (Modificado).* El ASIC determinará el valor diario de la RD a partir de la siguiente expresión:
RDVj,d,T,m RD verificada del usuario j en el día d del tipo T, en el mes m
CMj,m–12 Consumo mensual de energía del usuario j en el mes m-12, expresada en kWh. Este será el consumo el del mes m del año anterior.
ndT,m–1 Número de días del tipo T en el mes m-1
*(Nota: Modificado por la Resolución 49 de 2016 artículo 3° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
2.2. (Modificado).* El ASIC determinará el valor horario de la RD a partir de la siguiente expresión.
RDVj,h,d,m RD verificada del usuario j en la hora h del día en el mes m
GPEj,h,d,m Declaración de generación de la planta de emergencia del usuario j para la hora h del día d para el mes m, expresada en kWh
GPEj,d,m Declaración de generación de la planta de emergencia del usuario j para la hora h del día d para el mes m, expresada en kWh
Para efectos de la liquidación de cada comercializador c, la RD verificada, RDVc,h,d,m, será igual a la suma de RD verificada de cada uno de los usuarios, RDVj,h,d,m, que cada comercializador c representó en el mes m.
PAR. 1º—El reporte de la medida mensual de energía de la frontera DDV con planta de emergencia, debe ser enviadas por el comercializador que la representa el siguiente día calendario del mes que se reportará.
PAR. 2º—Para los casos en que las medidas de las fronteras DDV no sean enviadas, se considerará que no hubo desconexión.
*(Nota: Modificado por la Resolución 49 de 2016 artículo 4° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)