Source: http://legal.legis.com.co/document.legis/resolucion-117-de-septiembre-6-de-2013?documento=legcol&contexto=legcol_f59fd9a4097e00c6e0430a01015100c6&vista=STD-PC
Timestamp: 2018-08-21 22:17:53
Document Index: 218146125

Matched Legal Cases: ['artículo 4', 'artículo 26', 'artículo 27', 'artículo 47', 'artículo 46', 'artículo 46', 'artículo 3', 'artículo 44', 'artículo 45', 'artículo 46', 'artículo 46', 'artículo 47', 'artículo 18', 'artículo 14', 'artículo 5', 'artículo 8', 'artículo 58', 'artículo 58', 'artículo 3', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 3', 'artículo 46', 'artículo 47', 'artículo 5', 'artículo 6', 'artículo 30', 'artículo 1']

RESOLUCIÓN 117 DE 06 DE SEPTIEMBRE DE 2013
CONTENIDO:ORDENA HACER PÚBLICO UN PROYECTO DE RESOLUCIÓN DE CARÁCTER GENERAL, QUE PRETENDE ADOPTAR LA CREG “POR LA CUAL SE ADOPTA EL MERCADO ORGANIZADO, MOR, COMO PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL”.
TEMAS ESPECÍFICOS:ENERGÍA ELÉCTRICA, SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS, SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA, SISTEMA DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA, REGULACIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA, COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS, SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA, UTILIZACIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
Mediante Resolución CREG 23 de 2009 se ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general, que pretende adoptar la CREG “por la cual se adopta el mercado organizado, MOR”, y se invitó a los agentes y demás interesados a remitir sus comentarios.
Así mismo mediante resoluciones CREG 69 de 2009 y CREG 90 de 2011 se hizo pública y se invitó a presentar comentarios al proyecto de resolución que pretende adoptar la CREG que contiene “el reglamento de la subasta para la asignación de obligaciones de energía del mercado organizado, MOR”.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 571 del 6 de septiembre de 2013, aprobó hacer público y presentar nuevamente para comentarios el proyecto de resolución “por medio de la cual adopta el mercado organizado, MOR, como parte del reglamento de operación del sistema interconectado nacional”, en lo relacionado con las garantías.
ART. 1º—Hágase público el proyecto de resolución “por medio de la cual adopta el mercado organizado, MOR, como parte del reglamento de operación del sistema interconectado nacional”.
ART. 2º—Se invita a los agentes, a los usuarios y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro del mes siguiente a la publicación de la presente resolución en la página web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
Dada en Bogotá, D.C., a 6 de septiembre de 2013.
“Por medio de la cual adopta el mercado organizado, MOR, como parte del reglamento de operación del sistema interconectado nacional”.
Según lo dispuesto por el artículo 4º de la Ley 143 de 1994, en relación con el servicio público de electricidad al Estado le corresponde, entre otros aspectos, promover la libre competencia en las actividades del sector, y asegurar la operación eficiente de las actividades del sector.
En el documento CREG 65 de 2006, al realizar los análisis para la definición del componente G de la fórmula tarifaria del usuario final de energía eléctrica la comisión identificó fallas del mercado en el esquema de contratación bilateral de energía con destino al mercado regulado y determinó la necesidad de buscar un mecanismo que garantizara la formación eficiente de precios en la compra de energía para el mercado regulado.
Mediante Circular CREG 37 de 2006 se invitó a los agentes, usuarios y demás interesados a presentar comentarios al documento CREG 65 de 2006.
Con base en la propuesta planteada en el documento CREG 65 de 2006 se contrató al profesor Peter Cramton para realizar el diseño de la subasta a implementar. La propuesta del profesor Cramton fue publicada mediante Circular CREG 44 de 2007 y se presentó a los agentes en taller realizado el día 23 de agosto de 2007.
Mediante Resolución CREG 119 de 2007 se adoptó “…la fórmula tarifaria general que permite a los comercializadores minoristas de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el sistema interconectado nacional”.
Con fundamento en el trabajo realizado a partir de la presentación de la propuesta contenida en el documento CREG 65 de 2006 la comisión aprobó y presentó una nueva propuesta contenida en el documento CREG 77 de 2008 documento de trabajo “Mercado organizado para la demanda regulada, MOR”.
Mediante la Circular 100 de 2008 se publicó el documento CREG 77 de 2008 e invitó a los agentes y demás interesados a remitir sus comentarios.
Para presentar y aclarar las inquietudes de los agentes sobre la propuesta contenida en el documento CREG 77 de 2008, se realizó un taller con la participación de los agentes el día 6 de noviembre de 2008.
Así mismo, el día 26 de noviembre se llevó a cabo un taller en el que los agentes presentaron comentarios a la propuesta contenida en el documento CREG 77 de 2008.
El día 14 de abril de 2009, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, llevó a cabo la presentación de la propuesta regulatoria del mercado organizado, MOR, que se encontraba en consulta mediante la Resolución CREG 23 de 2009.
Mediante Resolución CREG 69 de 2009 se hizo público y se invitó a presentar comentarios al proyecto de resolución que pretende adoptar la CREG que contiene “el reglamento de la subasta para la asignación de obligaciones de energía del mercado organizado, MOR”.
El día 18 de junio de 2009 se realizó un taller sobre la propuesta contenida en la Resolución CREG 69 de 2009, el cual se convocó a través de la Circular CREG 20 de 2009.
Así mismo, a través del radicado E-2009-008074 la comisión recibió de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, comentarios jurídicos y técnicos al esquema MOR.
Mediante la Resolución CREG 90 de 2011 se hizo público el proyecto de resolución “por la cual se adopta el mercado organizado, MOR, como parte del reglamento de operación del sistema interconectado nacional”.
Los documentos CREG 72 y 73 del 7 de julio de 2011, que acompañan la propuesta de la Resolución CREG 90, contienen el estudio y respuesta a los comentarios y observaciones que presentaron los agentes a los proyectos de regulación contenidos en las resoluciones CREG 23 y 69 de 2009.
El 26 de agosto de 2011, se realizó con los agentes del mercado taller sobre la Resolución CREG 90 de 2011 convocado mediante Circular 47.
Sobre esta resolución se recibieron comentarios por parte de las siguientes entidades: Profesionales en Energía S.A. ESP (E-2011-008594), ACCE (E-2011-008596), Isagén S.A. ESP (E-2011-008928), Gecelca S.A. ESP (E-2011-009044), Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. ESP (E-2011-009066), Empresa de Energía del Pacífico S.A. ESP (E- 2011-009070), Codensa S.A. ESP (E-2011-009072), Chivor S.A. ESP (E-2011-009082), Generarco S.A. ESP (E-2011-009088), Coenersa S.A. ESP (E-2011-009089), Asocodis (E-2011-009094), Enerco S.A. ESP (E-2011-009121), Energía Social de la Costa S.A. ESP (E-2011-009101), Compañía Colombiana de Inversiones S.A. ESP (E-2011-009098), Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (E-2011-009392), XM Compañía de Expertos S.A. ESP (E-2011-009133), Andeg (E-2011-009113), Acolgen (E-2011-009119), Gas Natural Fenosa (E-2011-009092), Enermont S.A. ESP (E-2011-009206), Universidad de los Andes (E-2011-009099), Empresas Municipales de Cali ESP (E-2011-009095), Andesco (E-2011-009109), Energía Eficiente E2 S.A. ESP (E-2011-009116), Empresas Públicas de Medellín ESP (E-2011-009097), Comité Asesor de Comercialización (E-2011-009155), Termotasajero S.A. ESP (E-2011-009114), Emgesa S.A. ESP (E-2011-009267), Vatia S.A. ESP (E-2011-009100), Enertotal S.A. ESP (E-2011-009115), Americana de Energía S.A. ESP (E-2011-009090) y Dicel S.A. ESP (E-2011-008515).
ART. 1º—Objeto. Mediante esta resolución se adopta el conjunto de disposiciones que regulan el funcionamiento, los derechos y obligaciones de los agentes y las transacciones del mercado organizado, MOR, como parte del mercado mayorista de energía. Las normas contenidas en esta resolución hacen parte del reglamento de operación.
ART. 2º—Ámbito de aplicación. Esta resolución aplica a la compra de energía en el MOR por parte comercializadores con destino a la demanda regulada y la demanda no regulada. También aplica a los generadores y comercializadores que, respaldados como se establece en esta resolución, voluntariamente decidan participar en las subastas para vender energía en el MOR. Igualmente, las disposiciones de esta resolución se aplican a la subasta, liquidación y recaudo de las transacciones que se realizan en el MOR como parte del mercado mayorista de energía y a las garantías que deben presentar los agentes que participan.
ART. 3º—Principios generales. El mercado organizado, MOR, se fundamenta en los siguientes principios que serán tenidos en cuenta para su implementación y funcionamiento:
Mercado organizado, MOR: Mercado centralizado de transacciones estandarizadas de energía a mediano plazo, que hace parte del mercado mayorista de energía.
Obligación del vendedor para el mercado regulado, Overeg: Obligación de vender una UHE durante un mes de un año del período de compromiso para el mercado regulado, a un precio establecido en una subasta del MOR.
Obligación del vendedor para el mercado no regulado, Ovenor: Obligación de vender 40 kWh durante un mes de un año del período de compromiso para el mercado no regulado, a un agente y a un precio establecido en una subasta del MOR. Corresponde a una y solo una Oconor de la contraparte.
Obligación del comprador para el mercado no regulado, Oconor: Obligación de comprar 40 kWh durante un mes de un año período de compromiso para el mercado no regulado, a un agente y a un precio establecido en una subasta del MOR. Corresponde a una y solo una Ovenor de la contraparte.
Período de compromiso: Período de tiempo para el cual se van a subastar obligaciones de venta y compra en el MOR en una determinada subasta.
Período de planeación: Período de tiempo que transcurre entre la realización de la subasta y el inicio del período de compromiso.
Rango de demanda objetivo: Valores máximo y mínimo entre los cuales está contenido el valor de demanda objetivo a asignar en una subasta.
Unidad horaria de energía: Corresponde a una determinada cantidad de energía, la cual varía dependiendo de la clase de día (laboral, sábado, domingo o festivo) y el período horario del día. Todas las ventas de energía del MOR para la demanda regulada en cada hora se realizan en múltiplos enteros de la unidad horaria de energía.
ART. 5º—Compra de energía con destino a la demanda regulada. Las empresas comercializadoras deberán garantizar el suministro de energía con destino a la demanda regulada que atienden mediante contratos de suministro para lo cual se aplicarán las disposiciones contenidas en esta resolución. Las obligaciones que adquieren los agentes se determinarán como resultado de la subasta del MOR y de la aplicación de las disposiciones contenidas en esta resolución y las demás que la modifiquen o complementen.
ART. 6º—Compra de energía con destino a la demanda no regulada. Los comercializadores podrán comprar energía destinada a la demanda no regulada mediante los contratos que se celebren en el mercado organizado que se adopta en esta resolución. Las obligaciones que contraerán los agentes se determinarán como resultado de la subasta del MOR y de la aplicación de las disposiciones contenidas en esta resolución y las demás que la modifiquen o complementen.
ART. 7º—Características de los productos para la demanda regulada. Los productos a subastar para atender la demanda regulada tendrán las siguientes características:
1. En la subasta MOR se subastarán productos con una duración de 1 año calendario.
2. En cada hora, la cantidad de energía corresponderá a una unidad horaria de energía.
Intervalo de tiempo Laboral (kWh) Sábado (kWh) Domingo o festivo (kWh)
ET = (DLAB + DSAB X 0,95 + DFEST X 0,86) X 1000 kwh
ET Energía total mes asociada al producto en kWh.
DLAB Número de días laborales del mes.
DSAB Número de días sábado del mes. No incluye los días sábado que sean festivos.
DFEST Número de días domingos y festivos del mes. Incluye los días sábados que sean festivos.
ART. 9º—Características de los productos para la demanda no regulada. Los productos para la demanda no regulada tendrán las siguientes características:
2. En cada hora, la cantidad de energía corresponderá a 40 kWh.
ART. 10.—Proyección de demanda regulada. La proyección de demanda regulada se establecerá de acuerdo con el procedimiento definido en el anexo 1 de esta resolución.
ART. 11.—Demanda regulada objetivo. La demanda regulada objetivo para cada subasta la determinará la CREG utilizando la proyección de demanda regulada calculada conforme al artículo anterior de esta resolución, las compras realizadas previamente mediante contratos bilaterales y/o subastas del MOR y el número de subastas esperado para cubrir un determinado período.
PAR.—El ASIC enviará a la CREG una proyección de las cantidades contratadas con destino a la demanda regulada utilizando la mejor información disponible, conforme se establece en el anexo 1.
ART. 12.—Demanda no regulada. Para participar como comprador voluntario en la subasta MOR, cada comercializador deberá enviar al ASIC su función de demanda en los plazos establecidos en la resolución de convocatoria y las condiciones establecidas en el reglamento de la subasta.
ART. 13.—Subasta MOR. La subasta asigna las obligaciones de compra y venta de los productos anuales en el MOR. Cada producto anual se segmenta en obligaciones mensuales denominadas Overeg, Ovenor y Oconor, según se trate de compradores o vendedores, y si es el producto regulado o no regulado, conforme a la definición de las mismas.
ART. 14.—Tipo de subasta. La subasta MOR será de reloj descendente o de sobre cerrado.
La subasta será simultánea cuando participen en representación de demanda no regulada comercializadores como compradores voluntarios.
ART. 15.—Oportunidad para llevar a cabo la subasta. La CREG convocará a la subasta mediante resolución en la cual establecerá el cronograma de actividades y los parámetros de la subasta. Salvo lo que se defina en el período de transición, la energía correspondiente a un año se asignará como mínimo en dos subastas.
ART. 16.—Cantidad de energía a comprar. La CREG definirá los parámetros de la función de demanda regulada establecidos en el anexo 2. El administrador de la subasta calculará la función demanda agregada no regulada conforme a lo establecido en el reglamento de la subasta definido en el anexo 2 de esta resolución.
ART. 17.—Agentes y su participación en la subasta. Los agentes participarán en la subasta de la siguiente forma:
a) Comprador: Participarán como compradores en forma pasiva y obligatoria los comercializadores que atienden demanda regulada y en representación de esta.
Así mismo, podrán participar en forma voluntaria como compradores los comercializadores que representen demanda no regulada.
b) Vendedor: Podrán participar como vendedores y de forma voluntaria los propietarios de plantas y/o unidades de generación o los agentes que representen comercialmente plantas y/o unidades de generación en el mercado energía mayorista, MEM.
De igual manera podrán participar como vendedores y de forma voluntaria los comercializadores.
PAR.—Los agentes que participan como compradores voluntarios no podrán participar como vendedores en la misma subasta. Tampoco podrán actuar en la misma subasta agentes que tengan relación de control entre compradores voluntarios y vendedores o viceversa, ya sea en calidad de matriz, filial, subordinada o subsidiaria de acuerdo con lo previsto en la legislación comercial.
ART. 18.—Condiciones para entrar a participar en la subasta MOR. Los agentes que deseen participar como compradores voluntarios y vendedores en la subasta deberán estar inscritos en el mercado y precalificarse frente al administrador de la subasta entregando como mínimo los siguientes requisitos:
a) Manifestar la intención de participar en la subasta.
b) Suscribir un compromiso de confidencialidad.
c) Aceptar las reglas de la subasta.
d) Suscribir un compromiso de no-colusión.
e) Pago de la garantía de participación según lo definido en esta resolución.
ART. 19.—Reglamento de la subasta. La subasta se regirá por lo establecido en el reglamento de la subasta definido en el anexo 2 de esta resolución.
ART. 20.—Administrador de la subasta. Las funciones del administrador de las subastas MOR serán realizadas por el ASIC y se describen en el reglamento de la subasta, definido en el anexo 2 de esta resolución.
ART. 21.—Auditor de la subasta. Las subastas serán auditadas por una persona natural o jurídica que deberá contratar el administrador y que se encargará de verificar la correcta aplicación de la regulación vigente para el desarrollo de la subasta. las responsabilidades y deberes del auditor de la subasta se establecen en el anexo 2 de esta resolución.
PAR. 1º—En la subasta de sobre cerrado el administrador actuará como subastador.
ART. 23.—Asignación. Una vez haya culminado la subasta, la energía de las obligaciones asignadas a cada agente vendedor serán iguales a la energía de las ofertas que no se han retirado al precio de cierre.
Las obligaciones asignadas a los compradores será el valor de función de demanda al precio de cierre.
ART. 24.—Precio. El precio de cada Overeg, Ovenor y Oconor se calculará conforme a la siguiente ecuación:
n Mes en el que se realizó la subasta en la que se asignó la obligación i.
POi,m Precio de la obligación i en el mes m. En $/kWh.
Pi,n Precio de cierre de la subasta en donde se asignó la obligación i, en pesos corrientes del mes n. En el caso de las Overeg corresponde al precio del producto regulado, y del producto no regulado para las Ovenor y Oconor. En $/kWh.
CEEn El CEE calculado por el ASIC para el mes n y expresados en pesos por kilovatio hora ($/kWh).
CEREm El CERE calculado por el ASIC para el mes m y expresados en pesos por kilovatio hora ($/kWh).
IPPm Índice de precios al productor colombiano, IPP, publicado por el Departamento Nacional de Estadística, DANE, para el mes m.
IPPn Índice de precios al productor colombiano, IPP, publicado por el Departamento Nacional de Estadística, DANE, para el mes n.
EVv,t,m = NOv,t,m x UHEt
EVv,t,m Cantidad de energía vendida en el MOR para la demanda regulada por el agente v en la hora t en el mes m, en kWh.
NOv,t,m Número de Overeg del mes m del agente vendedor en la hora t.
t Hora del día para el cual se calcula la energía vendida.
UHEt Unidad horaria de energía en la hora t.
ERMc,t = max(0, DRc,t - ECBc,t)
t Hora del día del mes del año de entrega del período de compromiso.
ERMc,t Energía remanente para compra en el MOR con destino a la demanda regulada del agente en la hora t, en kWh.
ECBc,t Energía comprada en contratos bilaterales despachados con destino al mercado regulado del agente en la hora t, en kWh.
PAR. 1º—La energía remanente de un comercializador que atiende demanda regulada y se encuentra en limitación de suministro será igual a cero (0) kWh.
ART. 27.—Determinación de la cantidad energía comprada en el MOR para atender la demanda regulada. En cada hora, la cantidad energía comprada por un comercializador en el MOR para la atender demanda regulada será determinada mediante la siguiente ecuación:
ECc,t Cantidad de energía comprada en el MOR para atender la demanda regulada por el comercializador en la hora t en kWh.
ERHc,t Energía remanente para compra en el MOR durante el período de transición con destino a la demanda regulada del agente en la hora t, conforme al artículo 26 de esta resolución en kWh. Después del período de transición es igual a la demanda regulada del agente en la hora t.
ART. 28.—Cálculo del valor de la energía vendida en el MOR para la demanda regulada. El valor de la energía vendida en el MOR por un agente para la demanda regulada, se calculará para cada hora conforme a la siguiente ecuación:
MVv,t,m Valor de la energía vendida en el MOR para la demanda regulada del agente vendedor en la hora t en el mes m, en pesos.
NOv,t,m Número de Overeg en el mes m del agente vendedor en la hora t.
Pi Precio de la Overeg i. en pesos por kWh ($/kWh).
UHEt Valor de la unidad horaria de energía para la hora t, en kWh.
t Hora del día para el cual se está calculando el valor de la energía vendida.
t Hora del día para el cual se está calculando el precio indicativo.
MCc,t = ECc,t X PI_MORt
MCc,t Monto de las compras del comercializador en el MOR para la demanda regulada en la hora t, en pesos.
ECc,t Cantidad de energía comprada en el MOR para la demanda regulada del agente en la hora t, conforme al artículo 27 de esta resolución, en kWh.
t Hora del día del mes para el cual se está calculando el monto.
ECc,v,t,m = NCc,v,t,m X 40kWh
ECc,v,t,m Cantidad de energía comprada por el agente c al agente v en la hora t en el MOR para la demanda no regulada en el mes m, en kWh.
NCc,v,t,m Número de Oconor del agente c en las que el agente v es vendedor, en la hora t en el mes m.
EVv,c,t,m = NVv,c,t,m X 40kWh
EVv,c,t,m Cantidad de energía vendida por el agente v al agente c en la hora t en el MOR para no regulados en el mes m, en kWh.
NVv,c,t,m Número de Ovenor del agente v en las que el agente c es comprador, en la hora t en el mes m.
ART. 33.—Cálculo del valor de las compras en el MOR para la demanda no regulada. En cada hora, el valor de las compras de un agente a otro en el MOR para la demanda no regulada, será determinado con la siguiente fórmula:
MCc,v,t,m Valor de las compras del agente c al agente v en la hora t en el MOR para no regulados en el mes m, en pesos.
i Índice de las Oconor del agente c en las que el agente v es vendedor, en la hora t.
NCc,v,t,m Número de Oconor del agente c en las que el agente v es vendedor, en la hora t en el m.
Pi Precio por kWh de la Oconor i.
ART. 34.—Cálculo del valor de las ventas en el mor para la demanda no regulada. En cada hora, el valor de las ventas por un agente a otro en el MOR para la demanda no regulada, será determinado con la siguiente fórmula:
MVc,v,t,m Valor de las ventas del agente v al agente c en la hora t en el MOR para no regulados en el mes m en pesos.
i Índice de las Ovenor del mes m del agente v en las que el agente c es comprador, en la hora t.
NVv,c,t,m Número de Ovenor del mes m del agente v en las que el agente c es comprador, en la hora t.
Pi Precio por kWh de la Ovenor i.
Mercado secundario y terminación anticipada
ART. 35.—Mercado secundario del MOR. El mercado secundario del MOR es el mercado de contratos estandarizados bilaterales, en el que los agentes ceden sus Overeg, Ovenor u Oconor.
ART. 36.—Contrato estandarizado del mercado secundario del MOR. Los contratos estandarizados que se transarán en el mercado secundario del MOR tendrán las siguientes características:
a) En cada contrato solamente se cederá las obligaciones en número de productos.
b) El precio pactado se determinará en $/kWh. Será positivo si el cedente paga al cesionario y negativo en caso contrario.
ART. 37.—Registro de los contratos de cesión. Para que una Overeg, Ovenor u Oconor sea cedida, el contrato de cesión respectivo se tendrá que registrar ante el ASIC cumpliendo los siguientes requisitos:
a) Remitir, suscrito por los representantes legales del cedente y cesionario, el formato establecido por el ASIC el cual contendrá mínimo la siguiente información:
2. Clase de obligación cedida: Overeg, Ovenor u Oconor.
3. Fecha de la subasta en que se asignó la Overeg, Ovenor u Oconor.
4. Precio de la obligación cedida al momento en que se asignó en la subasta, sin realizar ningún tipo de actualización.
5. Contraparte de la obligación cedida, en el caso de Ovenor u Oconor.
6. Número entero de productos de la cesión.
7. Mes y año de vigencia de las obligaciones cedidas.
8. Precio por kWh pagado por concepto de la cesión. Será positivo si el cedente paga al cesionario y negativo en caso contrario.
b) En caso de que se esté cediendo una Oconor que esté siendo respaldada por un usuario no regulado conforme al artículo 47 de esta resolución, el cedente tendrá que entregar una carta del representante legal del usuario no regulado aceptando la cesión, para que se haga efectiva la cesión.
c) Deben ser registrados en un plazo máximo de cinco (5) días hábiles después de acordada y como mínimo cinco (5) días hábiles antes de la fecha de cálculo de las garantías del mes a que correspondan las obligaciones cedidas.
d) La información entregada debe corresponder con las Overeg, Ovenor u Oconor del cedente. No se admitirán cesiones de Overeg, Ovenor u Oconor que no sean del agente cedente.
e) No se registrará la cesión si el cesionario se encuentra en procedimiento de limitación de suministro o retiro del mercado.
f) El cesionario deberá presentar todas las garantías establecidas en esta resolución.
PAR. 1º—El ASIC podrá implementar mecanismos alternativos a la entrega física de la información que permitan enviar la información de registro de los contratos de cesión electrónicamente.
PAR. 2º—El ASIC deberá publicar la información de los registros sin identificar a las partes a más tardar 2 días después de registrada la cesión.
ART. 38.—Terminación anticipada de las Ovenor y Oconor. Las partes podrán pactar la terminación anticipada de mutuo acuerdo de una Ovenor y su Oconor correspondiente. Para tal efecto deberán remitir una comunicación, en el formato que defina el ASIC, suscrita por los representantes legales de los agentes en el que conste la terminación de mutuo acuerdo.
Cubrimiento de riesgos
ART. 39.—Eventos. Para efectos de respaldar las obligaciones asociadas con el MOR, se exigirán según sea el caso, las siguientes garantías:
1. Garantía de participación en la subasta.
2. Garantía de permanencia.
3. Garantía para el período de compromiso de las obligaciones.
ART. 40.—Garantía de participación en la subasta. Todos los agentes que deseen participar en una subasta del MOR, deberán entregar previamente al ASIC una garantía que cubra la obligación de entrega de la garantía de permanencia de vendedor o comprador, en los términos y condiciones establecidos en el anexo 3 de esta resolución.
PAR.—La garantía de participación no aplica para las compras con destino a la demanda regulada. Tampoco aplica para los generadores cuyas obligaciones de energía no superen los límites establecidos en el artículo 46.
ART. 41.—Garantía de permanencia. Los agentes tendrán la obligación de constituir una garantía de permanencia de vendedor o comprador para asegurar el cumplimiento de las Overeg, Ovenor u Oconor, en los términos y condiciones establecidos en el anexo 3 de esta resolución.
PAR.—La garantía de permanencia no aplica para las compras con destino a la demanda regulada. Tampoco aplica para los generadores cuyas obligaciones de energía no superen los límites establecidos en el artículo 46.
ART. 42.—Garantía durante el período de compromiso de las obligaciones en el MOR. Los agentes tendrán la obligación de constituir las garantías para asegurar la obligación de pago durante el período de compromiso de las transacciones en el mercado de energía mayorista, relacionadas con las obligaciones en el MOR, que se señalan en la Resolución CREG 19 de 2006 y las que la modifican o sustituyen.
ART. 43.—Formas de cobertura de riesgo. Los agentes del mercado de energía mayorista y las personas jurídicas interesadas deberán respaldar el cumplimiento de las obligaciones señaladas en la presente resolución, con alguna de las siguientes alternativas, según corresponda:
a) Garantías definidas en el artículo 3º del anexo de la Resolución CREG 19 de 2006 y la que lo modifique o adicione, según se establece en el anexo 3 de esta resolución referente a garantías de participación y permanencia.
b) Compensar y liquidar en una cámara de riesgo central contraparte contratos Ovenor y Oconor, según se establece en el artículo 44 y aplica para garantías de permanencia y para el período de compromiso.
c) Cesión de derechos de crédito, según lo establece el artículo 45 y aplica para garantías de permanencia y para el período de compromiso.
d) Generación para compromisos de venta cuando es inferior al límite según lo establece en el artículo 46. Cuando es superior a límite establecido en el artículo 46, se deberá cubrir con las alternativas a), b) o c) de este artículo. Aplica para las garantías de permanencia.
e) Demanda no regulada según lo definido en el artículo 47. Aplica para las garantías de permanencia y para el período de compromiso.
ART. 44.—Cámara de riesgo central de contraparte (CRCC). Compensar y liquidar los contratos Ovenor y Oconor de común acuerdo en una cámara de riesgo central contraparte, vigilada y controlada por la Superintendencia Financiera.
Para considerar esta forma de cubrimiento los agentes deberán suministrar el ASIC un certificado expedido por el miembro de la cámara representante de cada parte en donde se establecen las condiciones, las cuales deben ser iguales a las obligaciones asignadas en el MOR para poder ser consideradas en la liquidación como un contrato bilateral con la misma prioridad de despacho de las obligaciones del MOR.
PAR.—El ASIC deberá implementar los mecanismos electrónicos con las interfaces para el manejo de la información. Estos mecanismos, tendrán que garantizar condiciones de acceso para todas las cámaras de riesgo central de contraparte, vigiladas y controladas por la Superintendencia Financiera.
ART. 45.—Contrato de cesión de derechos de crédito futuros de transacciones en el mercado. Cesión de derechos futuros de crédito de transacciones administradas por el ASIC y el LAC. Esta cesión de derechos futuros es una declaración de voluntad mediante la cual un agente cede sus derechos de crédito futuros, con el fin de pagar anticipadamente sus obligaciones o las de otro agente, por el período que defina el cedente, en forma irrevocable e incondicional a favor del ASIC.
El monto de los derechos de crédito futuros que puede ceder un agente es determinado por las partes en el contrato de cesión.
La cesión de derechos futuros de créditos será considerada en el cálculo de los valores a cubrir de que trata el literal b) del anexo procedimiento de cálculo de garantías financieras y mecanismos alternativos para cubrir transacciones en el mercado de energía mayorista, de la Resolución CREG 19 de 2006. Esta cesión no será tenida en cuenta en el cálculo de los valores a cubrir cuando el agente cedente esté sujeto a limitación de suministro o sea retirado del mercado.
El contrato de cesión de derechos de crédito futuro deberá cumplir los siguientes requisitos:
a) El agente que ceda los derechos deberá hacer constar por escrito, en el formato que para tal efecto suministre el ASIC, que se trata de una orden firme, irrevocable, exigible, incondicional y oponible a terceros.
b) El agente que ceda los derechos deberá hacer constar por escrito, en el formato que para tal efecto suministre el ASIC, que acepta incondicional e irrevocablemente que los saldos a su favor pendientes de recaudo por el ASIC y el LAC y que están comprometidos por la cesión, solo le serán entregados cuando se hayan pagado totalmente las obligaciones cubiertas con este instrumento.
c) El crédito se entenderá cedido irrevocablemente en el momento de entrega de las constancias escritas presentadas ante el ASIC, tal como lo establecen los literales a) y b)
d) La cesión de derechos de crédito solo se podrá hacer por períodos de meses enteros.
e) Los contratos de cesión de crédito futuro deberán ser registrados ante el ASIC conforme a lo dispuesto en la Resolución CREG 157 de 2011.
ART. 46.—Generación para respaldar obligaciones. El límite de generación para respaldar obligaciones en el MOR de una planta se calculará para las plantas con Enficc de la siguiente forma:
a) En el caso de una planta térmica despachada centralmente, este límite será igual a la capacidad efectiva neta por 24 horas.
b) En el caso de una planta hidráulica despachada centralmente, será igual a la energía firme que tiene la planta con probabilidad de 10% de ser superada. Este valor se calculará utilizando el modelo para el cálculo de la Enficc y los parámetros declarados en la última asignación de energía firme.
c) En el caso de plantas no despachadas centralmente y cogeneradores, este será igual a la Enficc día declarada para la planta.
ART. 47.—Garantía con demanda de las Oconor con destino al mercado no regulado. Un usuario no regulado puede respaldar, con su demanda, al comercializador en el cumplimiento de las Oconor, comprometiéndose voluntariamente a permanecer como usuario de dicho comercializador hasta finalizar la vigencia de las Oconor que haya respaldado. El respaldo estará sujeto a las siguientes reglas:
1. La Oconor solamente podrá ser respaldada en los términos de este artículo por un usuario a quien el comercializador le presta el servicio al momento de comprometerse con el respaldo.
2. El respaldo se hará mediante la entrega previa al ASIC de una carta del representante legal del usuario no regulado aceptando el respaldo de la Oconor conforme a las condiciones establecidas en este artículo y en el anexo 4 de esta resolución.
3. La máxima cantidad de energía en Oconor que puede respaldar un usuario no regulado será igual a la demanda promedio diaria del usuario no regulado durante los tres meses anteriores a la fecha de cálculo.
4. Cada Oconor solamente puede ser respaldada por un usuario no regulado.
5. El cambio de comercializador por parte del usuario estará sujeto a lo señalado en la Resolución CREG 156 de 2011 y a las reglas establecidas en el anexo 4.
6. La cesión de las Oconor y las reglas aplicables en caso de retiro del comercializador se regirán por lo establecido en el anexo 4 de esta resolución.
ART. 48.—Destino de los dineros en caso de ejecución de las garantías de participación y de permanencia. En el caso de Ovenor u Oconor y en el evento en que se ejecute esta garantía, el monto recaudado será destinado a las contrapartes, según corresponda, a prorrata del monto adeudado. En el caso de Overeg, de ejecutarse la garantía el monto será destinado a aliviar restricciones para la demanda regulada.
ART. 49.—Incumplimiento de Overeg, Ovenor u Oconor. Se considerará causal de incumplimiento de todas las Overeg, Ovenor u Oconor vigentes a partir del momento en que se presente alguna de las siguientes situaciones:
a) Retiro del mercado por incumplimiento de obligaciones conforme a lo establecido en el “Reglamento de comercialización del servicio público de energía eléctrica” de la Resolución CREG 156 de 2011 y demás que la modifiquen, complementen o sustituyan.
b) Aplicación del procedimiento de limitación de suministro de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 116 de 1998 y demás que la modifiquen o sustituyan.
PAR.—Hasta tanto se haya adoptado e implementado la regulación aplicable al prestador de última instancia, el incumplimiento de que trata este artículo por parte de agentes que realicen en forma conjunta las actividades de comercialización y distribución no dará lugar a la aplicación del procedimiento de retiro a estos agentes. Tal incumplimiento dará lugar a la aplicación del procedimiento de limitación de suministro de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 116 de 1998 y demás que la modifiquen o sustituyan.
ART. 50.—Efectos del incumplimiento de las Overeg y Ovenor. Cuando se produzca un incumplimiento de una Overeg u Ovenor, se producirán los siguientes efectos:
a) La Overeg u Ovenor será cancelada. Adicionalmente, en el caso de una Ovenor, la Oconor de la contraparte también será cancelada.
b) Se ejecutarán todas las garantías de participación en la subasta y/o de permanencia que el agente haya constituido según lo dispuesto en la regulación.
c) Sin perjuicio del retiro del mercado del agente incumplido, respecto del saldo de obligación que no hubiere sido cubierto por la garantía, el agente cumplido, podrá adelantar las acciones legales pertinentes, para cobrar sus acreencias ante la jurisdicción correspondiente.
ART. 51.—Efectos del incumplimiento de las Oconor. Cuando se produzca un incumplimiento de una Oconor, se producirán los siguientes efectos:
a) Tanto la Oconor como la respectiva Ovenor de la contraparte serán canceladas.
ART. 52.—Modifíquese el numeral 1º del artículo 18 de la Resolución CREG 156 de 2011 así:
“1. Cumplir o terminar sus contratos de energía de largo plazo o negociar su cesión a otras empresas para que lo sustituyan en el cumplimiento de sus obligaciones o en el ejercicio de sus derechos, caso en el cual se deberán cumplir las disposiciones sobre registro de contratos establecidas en el artículo 14 de la Resolución CREG 157 de 2011. Para cumplir este requisito el comercializador no deberá contar con contratos registrados ante el ASIC. El agente deberá haber cumplido, terminado o cedido todas las obligaciones que hayan sido asignadas al agente en el mercado organizado”.
ART. 53.—Transición para presentar la solicitud de registro de contratos. La solicitud de registro de los contratos celebrados como resultado de convocatorias en las cuales el plazo para la presentación de las ofertas, de que trata el literal e) del artículo 5º de la Resolución CREG 20 de 1996, haya vencido con anterioridad a la entrada en vigencia de esta resolución, se deberá presentar al ASIC dentro del plazo máximo de diez (10) días corrientes siguientes a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución. Vencido este plazo, el ASIC se abstendrá de registrar los contratos de que trata este artículo.
La regla prevista en el inciso anterior no aplicará a los contratos cuyo período de compromiso termine antes del 31 de diciembre del 20XX.
ART. 54.—Vigencia de las obligaciones en el MOR. Las obligaciones en el MOR que se asignen a compradores y vendedores tendrán el período de vigencia que esté definido en las normas que rigieron la realización de la subasta y se regirán por las condiciones previstas en esas mismas normas, sin perjuicio de los casos de incumplimiento y de cesión de las obligaciones.
ART. 55.—Modifíquese el numeral 1.1 del anexo A de la Resolución CREG 24 de 1995 el cual quedará de la siguiente forma:
“1.1. Procedimientos.
En este proceso se determinan los precios para las diferentes transacciones que se realizan en la bolsa de energía. Los precios horarios de Bolsa son iguales al precio de oferta en bolsa de la planta con máximo precio de oferta, en la hora respectiva, más el valor adicional (ΔI) previsto en el anexo A-4 de la Resolución CREG 24 de 1995, modificado por el artículo 8º de la Resolución CREG 51 de 2009 y aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan, correspondiente a los recursos de generación requeridos para cubrir en el despacho ideal: i) la demanda total doméstica, ii) la demanda internacional de despacho económico coordinado y iii) la demanda no doméstica.
• Cálculo de las desviaciones
• Cálculo de las restricciones de transmisión
ART. 56.—Modifíquese el literal a) del numeral 1.1.2 del anexo A de la Resolución CREG 24 de 1995, el cual quedará de la siguiente forma:
“a) Contratos mercado doméstico
Una vez terminado el proceso de asignación de contratos del mercado doméstico y cubierta la demanda comercial doméstica, se procede a la asignación de contratos con destino al mercado internacional, con la generación no requerida por la demanda comercial doméstica en el despacho ideal”.
ART. 57.—Modifíquese el anexo A-3 de la Resolución CREG 24 de 1995 el cual quedará de la siguiente forma:
Pague lo contratado - condicional: Tipo de contrato, que en caso de ser despachado, tiene el tratamiento que se le da a un contrato tipo ‘Pague lo contratado’. Este contrato solo se despacha si, con base en el precio (orden de méritos), se requiere total o parcialmente para atender la demanda del comercializador, si el consumo es menor que la energía contratada, este excedente se le paga al comercializador al precio de la bolsa correspondiente, según se trate de transacciones domésticas o internacionales.
Pague lo demandado: Tipo de contrato en el que el agente comprador solamente paga (a precio de contrato) su consumo, siempre y cuando este sea inferior o igual a la cantidad de energía contratada (tope máximo). Si el consumo es superior, la diferencia se liquida al precio de la bolsa correspondiente, según se trate de transacciones domésticas o internacionales.
Demanda comercial doméstica o nacional: Corresponde al valor de la demanda doméstica total del comercializador, afectada con las pérdidas en las redes de transmisión regional o de distribución local y las pérdidas del STN.
Demanda comercial internacional: Corresponde al valor de la demanda internacional total del comercializador, afectada con las pérdidas en las redes transmisión regional o de distribución local y las pérdidas del STN.
Para la demanda comercial doméstica de cada comercializador, independiente de los tipos de contrato de energía a largo plazo que haya suscrito y en cada período tarifario se realiza el siguiente proceso:
— Se toma como base su demanda comercial doméstica calculada.
— Se ordenan todos sus contratos con destino a cubrir su demanda comercial doméstica en la siguiente forma: primero se ubican todos los contratos del tipo “Pague lo contratado”, después se ordenan por mérito de precio todos los contratos del tipo “Pague lo contratado condicional”, a continuación se ubican también en orden ascendente de precios los contratos del tipo “Pague lo demandado”.
— Se determinan los contratos necesarios para satisfacer la demanda comercial doméstica del comercializador, en el orden descrito anteriormente.
— Si la suma de todos los contratos del comercializador es menor o igual a su demanda comercial doméstica, entonces todos los contratos se consideran asignados.
— Si los contratos más las compras en el MOR no cubren su demanda comercial doméstica, el comercializador paga la diferencia al precio de la bolsa para transacciones domésticas en la hora respectiva.
— Si hay contratos del tipo “Pague lo contratado condicional” que, de acuerdo con el ordenamiento inicial, no fueron requeridos para atender la demanda comercial doméstica del comercializador, estos no se consideran despachados.
— Los contratos tipo “Pague lo contratado” siempre se consideran asignados y si la suma de estos supera la demanda comercial doméstica del comercializador, este último recibe un pago por la diferencia liquidada al precio de la bolsa para transacciones domésticas en la hora respectiva.
— Si hay uno o más contratos tipo “Pague lo demandado” del mismo precio que conlleven a superar la demanda comercial doméstica del comercializador, entonces se determina la porción de cada contrato asignada en forma proporcional a las magnitudes de los contratos.
Para la demanda comercial internacional de cada comercializador, independiente de los tipos de contrato de energía a largo plazo que haya suscrito y en cada período tarifario se realiza el siguiente proceso:
— Se toma como base su demanda comercial internacional calculada.
— Se ordenan todos sus contratos con destino a cubrir su demanda comercial internacional en la siguiente forma: primero se ubican todos los contratos del tipo “Pague lo contratado”, después se ordenan por mérito de precio todos los contratos del tipo “Pague lo contratado condicional”, a continuación se ubican también en orden ascendente de precios los contratos del tipo “Pague lo demandado”.
— Se determinan los contratos necesarios para satisfacer la demanda comercial internacional del comercializador, en el orden descrito anteriormente.
— Si la suma de todos los contratos del comercializador es menor o igual a su demanda comercial internacional, entonces todos los contratos se consideran asignados.
— Si los contratos no cubren su demanda comercial internacional, el comercializador paga la diferencia al precio de la bolsa para transacciones internacionales (exportaciones) en la hora respectiva.
— Si hay contratos del tipo “Pague lo contratado condicional” que, de acuerdo con el ordenamiento inicial, no fueron requeridos para atender la demanda comercial internacional del comercializador, estos no se consideran despachados.
— Los contratos tipo “Pague lo contratado” siempre se consideran asignados y si la suma de estos supera la demanda comercial internacional del comercializador, este último recibe un pago por la diferencia liquidada al precio de la bolsa para transacciones internacionales (exportaciones) en la hora respectiva.
— Si hay uno o más contratos tipo “Pague lo demandado” del mismo precio que conlleven a superar la demanda comercial internacional del comercializador, entonces se determina la porción de cada contrato asignada en forma proporcional a las magnitudes de los contratos.
Para los generadores que aparezcan en el despacho ideal cubriendo demanda nacional y para cada período de liquidación, los contratos asignables a la demanda comercial doméstica y las compras o ventas a la bolsa que se efectúen por este concepto se determinan en la siguiente forma:
— Con base en la programación SIC (despacho ideal), se determina el despacho ideal de cada generador (sumatoria de sus unidades) para atender demanda nacional.
— Se compara el despacho ideal de cada generador con el total de sus contratos despachados (asignados) más sus ventas en el MOR para atender demanda nacional.
— Si el volumen total de los contratos más las ventas en el MOR es mayor que la generación total ideal para el generador en el mercado doméstico, este es responsable de pagar esta diferencia al precio de la bolsa para transacciones domésticas en la hora respectiva.
— Si el volumen total de los contratos más las ventas en el MOR es menor que la generación ideal para el generador en el mercado doméstico, este recibirá un pago correspondiente a la diferencia, liquidada al precio de la bolsa para transacciones domésticas en la hora respectiva.
Para los generadores que aparezcan en el despacho ideal cubriendo demanda internacional y para cada período de liquidación, los contratos asignables a la demanda comercial internacional y las compras o ventas a la bolsa que se efectúen por este concepto se determinan en la siguiente forma:
— Con base en la programación SIC (despacho ideal), se determina el despacho ideal de cada generador (sumatoria de sus unidades) para atender demanda internacional.
— Se compara el despacho ideal de cada generador con el total de sus contratos despachados (asignados) para atender demanda internacional.
— Si el volumen total de los contratos es mayor que la generación total ideal para el generador en el mercado internacional, este es responsable de pagar esta diferencia al precio de la bolsa para transacciones internacionales en la hora respectiva.
— Si el volumen total de los contratos es menor que la generación ideal para el generador en el mercado internacional, este recibirá un pago correspondiente a la diferencia, liquidada al precio de la bolsa para transacciones internacionales en la hora respectiva.
ART. 58.—Modifíquese el literal B del anexo “Procedimiento de cálculo de garantías financieras y mecanismos alternativos para cubrir transacciones en el mercado de energía mayorista” de la Resolución CREG 19 de 2006 así:
“b) Valores a cubrir
GARANTÍA, CRCC, CESIÓN O PREPAGO TOTAL = VOTB + S + FAZNI + STN + STR
VOTB = Max (0, (VEB + REST - VREC + CREC - S.A. GC + RCAGC - VDESV + CDESV + CSRPF - VSRPF + VR – VD – VDOEF + CDOEF + VMOEFV – RCCF + NMOR))
VEB = (VCONT - CCONT - GENIDEAL + DDACIAL + VMOR – CMOR) * Min (PB, PE)
CMOR: Cantidad de energía comprada a través del mercado organizado para el mes a cubrir o para la semana a prepagar. Para la demanda regulada equivale al consumo promedio de cada tipo de día (laboral, sábado, domingo o festivos) del último mes multiplicado por el número de días correspondientes al período a calcular. Para demanda no regulada corresponde a los Oconor diferentes a los compensados y liquidados en una CRCC.
VMOR: Cantidad de energía vendida a través del mercado organizado para el mes a cubrir o para la semana a prepagar. Corresponden a la suma de Overeg y Ovenor para el mes o semana, diferentes a los compensados y liquidados en una CRCC.
VDOEF: Corresponde al valor en pesos a recibir por las desviaciones de las obligaciones de energía firme, cuando el precio de bolsa supera el precio de escasez, calculado acorde con lo establecido en el anexo 7 de la Resolución CREG 71 de 2006 y demás normas que la modifiquen, complementen o sustituyan.
CDOEF: Corresponde al valor en pesos a pagar por las desviaciones de las obligaciones de energía firme, cuando el precio de bolsa supera el precio de escasez, calculado acorde con lo establecido en el anexo 7 de la Resolución CREG 71 de 2006 y demás normas que la modifiquen, complementen o sustituyan.
Si el ASIC no dispone de información histórica completa de los últimos tres meses para un agente determinado, pero dispone de información histórica para más de quince (15) días, para el cálculo de las variables Genideal, Genreal, REST, CREC, VREC, S.A. GC, RCAGC, VDESV, CDESV, CSRPF y VSRPF usará el promedio de los días calendario de los que dispone de información para el agente.
Si el ASIC dispone de información histórica para menos de quince (15) días, el cálculo de las variables Genideal, Genreal, CREC, VREC, S.A. GC, RCAGC, CDESV, CSRPF y VSRPF, se realizará de la siguiente forma:
Vble m,i Variable m que se está calculando para el agente i, considerando como variables Genideal, Genreal, CREC, VREC, S.A. GC, RCAGC, CDESV, CSRPF y VSRPF.
Vblem,S Variable m para el sistema en los últimos tres (3) meses facturados.
N Número de días del trimestre considerado.
n Número de días de operación comercial que se prevén para el agente en el mes o semana, según el caso, para el período que se calculan los montos a cubrir.
CefS Capacidad efectiva de los recursos de generación despachados centralmente, tomada para el primer día calendario del mes en que se calculan los montos a cubrir.
Cefi Capacidad efectiva de los recursos de generación del agente para el que se están calculando los montos a cubrir que estará disponible para el mes a cubrir.
Vble m,i Variable m que se está calculando para el agente i, considerando como variables REST y VDESV.
Vble m,S Variable m para el sistema en los últimos tres (3) meses facturados.
Dr S Demanda real del sistema para el trimestre considerado.
Dr i Demanda real del agente estimada acorde con lo establecido en este procedimiento.
RCCF: Valor neto respaldado mediante contratos de cesión de derechos de crédito futuros ($), calculado con la siguiente fórmula:
RCCF = (CCCF - VCCF)
CCCF: Monto respaldado en el mercado mediante compras en contratos de cesión de derechos de crédito futuros conforme a lo establecido en el artículo 58 de esta resolución (Res. MOR), en pesos.
VCCF: Monto comprometido para respaldar obligaciones en el mercado mediante ventas contratos de cesión de derechos de crédito futuros, conforme a lo establecido en el artículo 58 de esta resolución, en pesos.
NMOR: Valor neto de las compras en el MOR ($), calculado conforme a la siguiente fórmula:
NMOR = (CMOR*PCMOR – VMOR *PVMOR)
CMOR: Cantidad de energía comprada a través del mercado organizado para el mes a cubrir o para la semana a prepagar (en kWh). Para la demanda regulada equivale al consumo promedio de cada tipo de día (laboral, sábado, domingo o festivos) del último mes multiplicado por el número de días correspondientes al período a calcular. Para demanda no regulada corresponde a los Oconor diferentes a los compensados y liquidados en una CRCC.
VMOR: Cantidad de energía vendida a través del mercado organizado para el mes a cubrir o para la semana a prepagar (en kWh). Corresponden a la suma de Overeg y Ovenor para el mes o semana, diferentes a los compensados y liquidados en una CRCC.
PCMOR: Precio promedio ponderado de compra en el MOR para el mes a cubrir o para la semana a prepagar. En pesos por kWh.
PVMOR: Precio promedio ponderado de venta en el MOR para el mes a cubrir o para la semana a prepagar. En pesos por kWh.
ART. 59.—Modificar el artículo 3º de la Resolución CREG 86 de 1996, el cual quedará así:
Plantas menores con capacidad efectiva mayor o igual a 10 MW y menor de 20 MW
ART. 60.—Se derogan los artículos 1º, 3º, 4º, 5º, 6º, 7º, 8º, y 9º de la Resolución CREG 20 de 1996.
ART. 61.—Vigencia. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias.
Procedimiento para establecer la proyección de demanda de energía eléctrica regulada para el mercado organizado, MOR.
1. Proyección de demanda de energía eléctrica del mercado regulado por comercializador. Las proyecciones de demanda de energía eléctrica del mercado regulado por comercializador se harán de la siguiente forma:
— Todos los agentes comercializadores que atienden demanda regulada reportarán la proyección de demanda anual para el mercado regulado en MWh sin decimales para un horizonte de seis (6) años que comprende los años t a t+5, donde t es el año en el cual se presenta la proyección.
— Para elaborar las proyecciones de la demanda del mercado regulado antes mencionadas el agente comercializador deberá tener en cuenta como mínimo las siguientes consideraciones: i) la regulación vigente, ii) los planes de reducción de pérdidas y iii) el (los) mercado(s) de comercialización que atiende al momento de presentar las proyecciones. En las proyecciones no se deberán considerar crecimientos por cambio de comercializador.
— La anterior información se deberá entregar al ASIC en el documento soporte de las proyecciones de demanda del mercado regulado, a través de los medios y formatos que él determine.
— Los agentes comercializadores deberán presentar al ASIC las proyecciones de demanda del mercado regulado y su documento soporte a más tardar en el decimocuarto (14) día hábil de los meses de febrero, junio y octubre de cada año.
— En el caso de que un comercializador no reporte proyección o le falte algún año de proyección, se tomará el dato histórico del último año calendario y se incrementará anualmente con el crecimiento de la demanda del mercado regulado del último año calendario.
2. Cálculo de la proyección de la demanda agregada para el mercado regulado. Para determinar la proyección de demanda agregada del mercado regulado, el ASIC sumará las proyecciones de demanda de energía eléctrica para el mercado regulado de cada agente, según la siguiente ecuación:
DPi,t+s: Demanda proyectada del agente comercializador i para el año t+s.
t: Primer año de proyección considerado como el año en el que se hace la proyección.
s: Valor entre 0 a 5.
n: Número de agentes comercializadores que atienden demanda regulada en el t.
3. Cálculo de tasas de crecimiento. El ASIC calculará las siguientes tasas en porcentaje:
— Históricas (tch,max, tch,mín ). Se tomarán las tasas de crecimiento históricas anual máxima y mínima para la demanda regulada agregada de los últimos cinco (5) años. Para esto se tomará la información que se tiene en la base de datos del ASIC.
— Tasas de crecimiento UPME (tcUPME,escenario). Se tomarán las tasas de crecimiento del mercado regulado de la última proyección realizada por la UPME para los años t a t+5 en los escenarios alto y bajo.
— Tasas de crecimiento proyección (tca). Se calcula la tasa de crecimiento para la demanda agregada del mercado regulado según el numeral 2º para los años t a t+5.
4. Verificación y ajuste. Para cada año de proyección el ASIC comparará las tasas de crecimiento de la siguiente forma:
En caso contrario se toman las tca.
5. Proyecciones de demanda regulada. Las proyecciones de demanda las determinará el ASIC aplicando las tasas de crecimiento definidas en el punto anterior, según la ecuación siguiente.
DPvt+s: Demanda proyectada en MWh verificada de la demanda regulada agregada para el año t + s.
DPvt+s-1: Demanda proyectada en MWh verificada de la demanda regulada agregada para el año t+s-1. Cuando s = 0 este valor es la demanda regulada agregada histórica del año t-1.
Tcvt+s: Tasa de crecimiento calculada en el numeral 4º para el año t+s.
s: Valor entre 0 a 5
6. Oportunidad para la publicación de proyecciones de demanda y verificación. La información de que trata los numerales anteriores y los resultados de la verificación de que trata el presente anexo, serán publicados por el ASIC en su página WEB a más tardar a los diez (10) días hábiles posteriores a la finalización del plazo para su presentación por parte de agentes comercializadores, según los definido en el numeral 1º.
Reglamento de la subasta para la asignación de obligaciones de energía del mercado organizado, MOR.
2.1. Responsabilidades y deberes del administrador de la subasta.
Las funciones del administrador de la subasta para la asignación de Overeg, Ovenor y Oconor en el MOR serán realizadas por el ASIC. El administrador de la subasta tendrá entre otras las siguientes responsabilidades y deberes:
1. Implementar, operar y mantener, el sistema de subasta que incluye los programas y la plataforma tecnológica requerida para la realización de la subasta, así como su integración con los sistemas de comunicación, el cual deberá estar en operación comercial a más tardar quince (15) días hábiles antes de la fecha programada para la realización de la subasta.
8. Emitir los certificados de la asignación de obligaciones en el MOR.
11. Realizar auditorías operativas a los sistemas computacionales y de comunicaciones que destinen los agentes participantes para la subasta. El objetivo de la auditoría será verificar si el sistema cumple con los requisitos establecidos por el administrador para acceder en forma adecuada al sistema de subasta. Solo podrán acceder desde equipos localizados en el territorio nacional. El administrador de la subasta podrá encomendar esta auditoría operativa al auditor de la subasta.
12. El administrador de la subasta podrá elaborar los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo las actividades encomendadas, los cuales deberán ser puestos a consideración de la CREG para su aprobación a más tardar 60 días hábiles antes de la realización de la subasta. En especial deberá establecer la estructura computacional y de comunicaciones requerida por los agentes y que sean necesarias para su acceso al sistema.
El ASIC expedirá la certificación que trata el numeral 8º anterior de la asignación de obligaciones de venta en el MOR para cada uno de los años de asignación, una vez que el agente reciba su asignación de obligaciones en la subasta y entregue las garantías exigidas. Esta certificación deberá contener como mínimo:
a) La identificación de las leyes colombianas que crearon y regulan el sistema interconectado nacional y el mercado mayorista de energía.
b) La identificación de las leyes colombianas que le atribuyen la función de administración del sistema de intercambios comerciales de energía en el mercado mayorista.
c) La identificación de las resoluciones CREG que establecen el mercado organizado y la convocatoria de la subasta MOR.
d) Las obligaciones de venta que le hayan sido asignadas al respectivo agente.
e) El período de vigencia de las obligaciones asignadas.
f) El precio de cierre de la subasta.
2.2. Responsabilidades y deberes del auditor de la subasta.
4. Solicitar al administrador la suspensión de la subasta cuando encuentre indicios serios de que se está dando incumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación vigente, de tal forma que se comprometa el normal funcionamiento del sistema de la subasta, la transparencia, la seguridad y la libre competencia en el desarrollo o resultado final de la subasta.
Para los casos en los cuales el auditor establezca que en la subasta respectiva no se dio cumplimiento a la normatividad vigente, el proceso adelantado no producirá efectos, y la CREG procederá a programar la subasta nuevamente, sin perjuicio de las acciones penales o civiles y las actuaciones administrativas a que haya lugar contra las personas que hayan incumplido la normatividad vigente.
2.3. Responsabilidades y deberes del subastador.
1. Establecer en cada una de las rondas, el precio de apertura y el precio de cierre del 2. producto con destino a la demanda regulada.
2.4. Obligaciones de los agentes participantes en relación con el uso del sistema de subasta.
1. Deberán utilizar u operar el sistema de subasta única y exclusivamente a través de personal debidamente capacitado para el efecto por el administrador de la subasta que haya recibido el respectivo certificado de capacitación emitido por este.
2.5. Sistema de subasta.
8. El sistema de subasta deberá estar dotado de un registro de todos los procesos realizados en él, incluyendo el registro de ingreso de cada uno de los usuarios.
11. El administrador de la subasta no será responsable por la suspensión o interrupción de los servicios, ni por las deficiencias mecánicas, electrónicas o de los programas que se observen en la prestación del servicio, derivadas de las limitaciones tecnológicas propias del sistema computacional, ni por cualquier otro hecho que escape al control del administrador, como caso fortuito o fuerza mayor. No obstante, es obligación del administrador contar con los sistemas de respaldo que considere necesarios para el correcto funcionamiento del sistema.
12. Antes de treinta (30) días hábiles de la fecha programada para la realización de la subasta, el administrador deberá realizar directamente o a través de una empresa especializada, una auditoría de los sistemas computacionales y de comunicación requeridos por cada uno de los agentes para participar en las subastas, los costos asociados a dichas auditorías serán incluidos en el presupuesto de CND, ASIC y LAC.
2.5.1. Mecanismos de contingencia.
2.5.1.1. Suspensión total de la operación del sistema de subasta.
a) Una vez restablecida la operación del sistema de subasta, si a criterio del subastador existe tiempo suficiente para realizar nuevamente la ronda el administrador procederá a informarlo a los agentes participantes. Esta ronda tendrá las mismas condiciones de precios de apertura, precios de cierre y duración vigentes de la ronda en la cual se suspendió el servicio del sistema. Antes de iniciar nuevamente la ronda el sistema deberá eliminar la totalidad de las ofertas realizadas durante la ronda en la cual se presentó la suspensión.
2.5.1.2. Suspensión parcial de la operación del sistema de subasta.
2.5.2. Claves de acceso al sistema de subasta.
3.1. Período de precalificación y calificación.
3.1.1. Convocatoria de la subasta.
4. Calificación de vendedores: Fecha y hora de inicio y de finalización.
5. Publicación del tipo de subasta: Fecha.
6. Celebración de la subasta: Fecha y hora de inicio.
7. Publicación de los resultados de la subasta: Fecha.
8. Entrega de garantías de permanencia: Fecha y hora de inicio y de finalización.
3.1.2. Precalificación
a) Identificación del agente
b) Documento suscrito por el representante legal mediante el cual se informa el interés de participar en la subasta.
c) Documento suscrito por el representante legal, mediante el cual se informa a las empresas con las que tengan relación de control, ya sea en calidad de matriz, filial, subordinada o subsidiaria de acuerdo con lo previsto en la legislación comercial.
d) Suscribir un compromiso de confidencialidad cuyo contenido será definido por el administrador de la subasta en el manual de operación de la subasta.
e) Suscribir un documento en donde se indique aceptar las reglas de la subasta cuyo contenido será definido por el administrador de la subasta en el manual de operación de la subasta.
f) Suscribir un documento de compromiso de No – colusión cuyo contenido será definido por el administrador de la subasta en el manual de operación de la subasta.
3.1.3. Calificación de los agentes compradores voluntarios
Los agentes precalificados que deseen participar en la subasta como compradores voluntarios deberán calificarse enviando al administrador en las fechas establecidas en la resolución de convocatoria los siguientes documentos:
• Función de demanda no regulada, conforme a lo establecido en el numeral 3.1.5 de este reglamento de la subasta.
• Garantía de participación en la subasta, en los términos y condiciones definidos en el anexo 3 de esta resolución.
Solamente los agentes calificados podrán participar en la subasta.
3.1.4. Calificación de los agentes vendedores.
2. Garantía de participación en la subasta, en los términos y condiciones definidos en el anexo 3 de esta resolución.
3.1.5. Función de demanda no regulada.
Los Agentes interesados en adquirir Oconor con destino a la demanda no regulada deberán enviar al administrador sus curvas de demanda como sigue:
Pi+1<Pi y Qi+1>Qi para todos los valores de i.
3.1.6. Función de demanda agregada no regulada.
3.1.7. Función de demanda regulada.
— D* Demanda objetivo: Cantidad máxima de productos a comprar en la subasta con destino a la demanda regulada. En kWh.
— D Cantidad de demanda al precio Pi en kWh. La variable D será aproximada al entero más cercano conforme al método científico de redondeo.
A partir de estos parámetros se determinará la función de demanda regulada.
3.2. Definición del tipo de subasta.
La asignación de obligaciones del MOR con destino a la demanda regulada y no regulada se llevará a cabo mediante una subasta que puede ser de tipo reloj descendente o de tipo sobre cerrado. Si hay participación para asignación de obligaciones del MOR con destino a las demandas regulada y no regulada la subasta será simultánea.
3.2.1. Determinación de agentes pivotales en la subasta.
Una subasta es especial cuando por lo menos un agente vendedor es pivotal.
DRi > 0
DRi =DO-S Ofertas otros agentes
S Ofertas otros agentes: Sumatoria de las ofertas de productos de los otros agentes diferentes al agente i considerando las plantas o unidades que represente en el mercado y las plantas o unidades de empresas con las que tengan relación de control, ya sea en calidad de matriz, filial, subordinada o subsidiaria de acuerdo con lo previsto en la legislación comercial, al inicio de la subasta.
DO: Suma de la demanda correspondiente al valor máximo del rango de la demanda objetivo y el valor máximo de la demanda no regulada.
Cuando no se tenga ningún agente pivotal tal como se define en este numeral se procederá a determinar el tipo de subasta conforme al numeral 3.2.3.
3.2.2. Procedimiento y definición del tipo de subasta cuando haya agentes pivotales.
Cuando haya agentes pivotales el subastador podrá restarle la cantidad que así lo especifique la CREG mediante comunicado del director ejecutivo, o hasta el 10% de la demanda objetivo de la variable cantidad de la función de demanda regulada. Cuando la cantidad a restar la especifique la CREG esta prevalecerá. De no cambiar la condición pivotal se procederá a realizar una subasta de sobre cerrado.
La publicación del tipo de subasta lo informará el administrador de la subasta con al menos cinco (5) días hábiles antes de la celebración de la misma.
3.3. Desarrollo de la subasta.
3.3.1. Fecha y hora de apertura.
3.3.2. Definición programa de la subasta.
3.3.3. Inicio de la subasta.
3.3.4. Regla de actividad.
a) En cada ronda los oferentes solo podrán optar por mantener o reducir la cantidad total de productos con destino a usuarios regulados y no regulados que están dispuestos a vender. Esta condición es con respecto a la cantidad total ofrecida y no a la cantidad individual por producto.
b) El agente vendedor deberá sin excepción enviar su oferta para todas las rondas, aun si la cantidad ofertada se mantiene constante con respecto a la ronda anterior.
3.3.5. Procedimiento de la subasta.
a) Subasta tipo de reloj descendente
a) Oferta agregada de productos con destino a la demanda regulada y no regulada al precio de cierre de la ronda anterior.
b) Precio final de la ronda para el producto regulado.
2. Cada uno de los agentes vendedores deberá enviar el conjunto de pares ordenados de forma descendente en función del precio, que revele la cantidad agregada de productos ofertados (QPO) para cada uno de los precios contenidos en el intervalo entre el precio de inicio de la ronda y precio final de la ronda, de la siguiente forma
Pi Precio del producto regulado valor entero en $/kWh.
Qi es la cantidad ofertada en el intervalo de precios menores o iguales a Pi y mayores a Pi+1. En el caso que Pi+1 no exista, Qi será la cantidad ofertada en el intervalo de precios menores o iguales a Pi y mayores o iguales al precio final de la ronda.
Pi+1 es menor a Pi y Qi+1 es menor a Qi para todos los valores de i.
QPOi(pr) Cantidad agregada de productos ofertados por el agente vendedor i al precio pr.
QRi(p,r,MP) Cantidad de productos para la demanda regulada ofertados por el agente vendedor i, conforme a los valores pr y MP.
QNRi (pr, MP) Cantidad de productos para la demanda no regulada ofertados por el agente vendedor i, conforme a los valores pr y MP.
El procedimiento anterior solo se aplica cuando la función de demanda no regulada sea diferente de cero valorada al precio pr menos el máximo valor ofertado de MPR. En caso contrario, el valor MP se considerará indefinido.
6. Posteriormente al cálculo del valor de MP para el precio de cierre de la ronda, el subastador calculará el exceso de oferta para cada producto conforme a las siguientes ecuaciones:
ER(pr,MP) Exceso de oferta del producto regulado, en número de productos.
QRi(pr, MP) Cantidad de productos para demanda regulada ofertados por el agente vendedor i, conforme a los valores pr y MP.
QNRi(pr, MP) Cantidad de productos para demanda no regulada ofertados por el agente vendedor i, conforme a los valores pr y MP.
7. Si el exceso de productos para la demanda regulada es menor o igual a cero, el subastador procederá a determinar el precio de cierre de la subasta y el MP correspondiente, conforme al procedimiento descrito en el numeral anterior. Con estos valores se determinará el número de productos con destino a la demanda regulada y no regulada vendido por cada agente y comprada para la demanda no regulada.
9. La asignación de Ovenor y Oconor se realizará conforme a lo establecido en el anexo 5 de esta resolución.
b) Subasta tipo sobre cerrado
La subasta de sobre cerrado funcionará de igual forma que una subasta simultánea de reloj descendente de una sola ronda, donde el precio de inicio de la ronda es Pp2 y el precio de cierre de la ronda será igual al valor del costo equivalente de la energía (CEE) calculado por el ASIC para el mes en que se realice la subasta.
3.3.6. Inadmisión y corrección de ofertas.
3.3.7. Reclamaciones.
3.3.8. Idioma.
La subasta y los resultados de la misma serán redactados y se considerarán en castellano, idioma oficial de la República de Colombia.
3.3.9. Fecha y hora.
3.3.10. Cumplimiento de la normatividad vigente.
• MP al precio de cierre de la ronda
Reglamento de garantías para el mercado organizado, MOR.
ART. 1º—Objeto. Mediante el presente reglamento se adoptan las normas sobre garantías asociadas a las obligaciones de compra o venta de energía en el mercado organizado, MOR.
ART. 2º—Principios generales. Las garantías establecidas en esta resolución deberán cumplir los criterios previstos en el anexo C de la Resolución CREG 24 de 1995.
ART. 3º—Criterios para admitir las garantías o los mecanismos alternativos. Para ser admitidas las garantías y mecanismos alternativos de que trata esta resolución deberán cumplir los criterios establecidos en el artículo 2º del anexo de la Resolución CREG 19 de 2006.
PAR.—Para efectos de demostrar el cumplimiento de los criterios f) y g) del artículo 2º del anexo de la Resolución CREG 19 de 2006, los agentes comercializadores y generadores deberán acreditar ante el administrador del sistema de intercambios comerciales, ASIC, al momento de presentación, ajuste o reposición de las garantías, que la entidad financiera otorgante satisface los requerimientos indicados en estos criterios. Para las garantías con vigencia superior a un (1) año, los agentes del mercado de energía mayorista que estén obligados a presentar garantías con vigencia superior a un (1) año deberán suministrar semestralmente la calificación de riesgo, a partir de su presentación.
ART. 4º—Garantías admisibles. Los agentes del mercado de energía mayorista y las personas jurídicas interesadas, deberán entregar garantías que respalden el cumplimiento de las obligaciones señaladas en el presente reglamento acorde con uno o varios de los instrumentos definidos en el artículo 3º del anexo de la Resolución CREG 19 de 2006 y la que lo modifique o adicione.
ART. 5º—Monto de exposición como vendedor en el MOR. El monto de exposición como vendedor en el MOR de un agente será calculado por el ASIC mensualmente conforme a la siguiente expresión:
MEV Monto de exposición como vendedor en el MOR. En $.
Qv,d Cantidad de energía de la Overeg u Ovenor v el día d, en kWh.
Gd Agregado de los límites de generación para respaldar obligaciones en el MOR de todas las plantas del agente, calculado conforme al artículo 46 para el día d. En kWh día.
Pesc Precio de escasez del mes de cálculo. En $/kWh.
Pv Precio de la Overeg u Ovenor v del mes anterior a la fecha de cálculo. En $/ kWh.
NV Número de Overeg y Ovenor del agente.
ND Número de días en los que el agente tiene Overeg u Ovenor.
ART. 6º—Monto de exposición como comprador en el MOR. El monto de exposición como comprador en el MOR de un agente será calculado por el ASIC mensualmente conforme a la siguiente expresión:
MEC Monto de exposición como comprador en el MOR. En pesos.
ND Número de días d en que el agente tiene Oconor.
u Índice de usuario del comercializador que respalda Oconor.
NU Número de usuarios no regulados que respaldan Oconor del comercializador. Índice de Oconor del comercializador respaldadas por usuarios no regulados que varía entre 1 y .
NCu Número de Oconor del comercializador respaldadas por el usuario no regulado u.
Qc,u,d Cantidad de energía asociada a la Oconor c respaldada por el usuario u en el día d, en kWh.
Du Demanda para respaldar Oconor del usuario u, calculada conforme al artículo 47. En kWh día.
Pc Precio de la Oconor c del mes anterior a la fecha de cálculo. En pesos por kilovatio-hora $/kWh.
CERE Costo equivalente real de la energía correspondiente al mes anterior de la fecha de cálculo.
r Índice de Oconor del comercializador que no están respaldadas por usuarios no regulados que varía entre 1 y .
Número de Oconor del comercializador que no están respaldadas por usuarios no regulados.
Qr,d Cantidad de energía asociada a la Oconor r en el día d, en kWh.
Pr Precio de la Oconor r del mes anterior a la fecha de cálculo. En $/kWh.
Garantía de participación en la subasta del vendedor
ART. 7º—Obligación a garantizar y cumplimiento de la misma. Los agentes que deseen participar en las subastas del MOR, en el papel de vendedor, deberán entregar previamente al ASIC una garantía que cubra la obligación de entrega de la garantía de permanencia de vendedor.
1. El agente presente las garantías exigidas en el capítulo V del presente reglamento, en las fechas y condiciones requeridas en la regulación, por las Overeg y Ovenor asignadas en la subasta respectiva, o,
2. Una vez realizada la subasta el agente no resulte con asignación de Overeg y Ovenor en la respectiva subasta, o,
3. Una vez realizada la subasta el agente no tenga la obligación de entregar la garantía de cumplimiento de vendedor, por efecto de que el monto a garantizar es cero.
ART. 8º—Valor de la cobertura. El valor de la cobertura de la garantía de participación del vendedor se calculará conforme a la siguiente expresión:
MGP = 0.05 X MEVp
MGP Monto a garantizar en la garantía de participación en la subasta.
MEVp Monto de exposición del vendedor en el MOR adicionando los Overeg ofertados a precio inicial de la subasta MOR.
PAR.—El monto de exposición del vendedor se calculará conforme a lo establecido en el artículo 5º del presente anexo.
ART. 9º—Plazo para presentación de la garantía. La garantía deberá ser presentada al administrador de intercambios comerciales, ASIC, del mercado de energía mayorista por parte de los agentes, quince (15) días hábiles antes de la fecha de inicio de la subasta del MOR.
PAR.—El agente no tendrá la obligación de entregar esta garantía cuando el valor de la cobertura calculado por el ASIC sea igual a cero.
ART. 10.—Vigencia de la garantía. Las garantías deberán estar vigentes por un período mínimo de cinco (5) días hábiles contados a partir de la fecha límite para la entrega de la garantía de permanencia de vendedor para la respectiva subasta del MOR, cuando sea expedida por una entidad financiera domiciliada en Colombia, o por un período mínimo de veinte (20) días calendario contados a partir de la fecha límite para la entrega de la garantía de permanencia de vendedor para la respectiva subasta del MOR, siempre que se trate de una entidad financiera del exterior.
ART. 11.—Eventos de incumplimiento. Se considerarán como eventos de incumplimiento los siguientes:
1. Que el agente que requiera presentar las garantías exigidas en el capítulo V del presente reglamento por efecto de las Overeg y Ovenor asignadas en la respectiva subasta no las presente en las fechas y condiciones establecidas en la regulación vigente.
2. Retiro del mercado por incumplimiento de obligaciones conforme a lo establecido en el “Reglamento de comercialización del servicio público de energía eléctrica” de la Resolución CREG 156 de 2011 y demás que la modifiquen, complementen o sustituyan.
3. Aplicación del procedimiento de limitación de suministro de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 116 de 1998 y demás que la modifiquen o sustituyan.
ART. 12.—Terminación. Para el agente que incurra en cualquier evento de incumplimiento establecido en el artículo anterior, se le harán efectivas las garantías de que trata este capítulo.
Garantía de participación en la subasta del comprador
ART. 13.—Obligación a garantizar y cumplimiento de la misma. Los agentes que deseen participar en las subastas del MOR, en el papel de comprador, deberán entregar previamente al ASIC una garantía que cubra la obligación de entrega de la garantía de permanencia de comprador.
1. El agente presente las garantías exigidas en el capítulo VI del presente reglamento, en las fechas y condiciones requeridas en la regulación, por las Oconor asignadas en la subasta respectiva, o,
2. Una vez realizada la subasta el agente no resulte con asignación de Oconor en la respectiva subasta, o,
3. Una vez realizada la subasta el agente no tenga la obligación de entregar la garantía de permanencia de comprador por efecto de que el monto a garantizar es cero.
ART. 14.—Valor de la cobertura. El valor de la cobertura de la garantía de participación en la subasta del comprador se calculará conforme a la siguiente expresión:
MGP = 0.05 X MECp
MECp Monto de exposición del comprador en el MOR adicionando los Oconor demandados y calculados a un precio igual al precio promedio de bolsa del último año.
PAR.—El monto de exposición del comprador se calculará conforme a lo establecido en el artículo 6º del presente anexo.
ART. 15.—Plazo para presentación de la garantía. La garantía deberá ser presentada al ASIC del mercado de energía mayorista por parte de los agentes, quince (15) días hábiles antes de la fecha de inicio de la subasta del MOR.
PAR. 1º—El agente no tendrá la obligación de entregar esta garantía cuando el valor de la cobertura calculado por el ASIC sea igual a cero.
ART. 16.—Vigencia de la garantía. Las garantías deberán estar vigentes por un período mínimo de cinco (5) días hábiles contados a partir de la fecha límite para la entrega de la garantía de permanencia de comprador para la respectiva subasta del MOR, cuando sea expedida por una entidad financiera domiciliada en Colombia, o por un período mínimo de veinte (20) días calendario contados a partir de la fecha límite para la entrega de la garantía de permanencia de comprador para la respectiva subasta del MOR, siempre que se trate de una entidad financiera del exterior.
ART. 17.—Eventos de incumplimiento. Se considerarán como eventos de incumplimiento los siguientes:
1. Que el agente que requiera presentar las garantías exigidas en el capítulo VI del presente reglamento por efecto de las Oconor asignadas en la subasta respectiva no las presente en las fechas y condiciones establecidas en la regulación vigente.
ART. 18.—Terminación. Para el agente que incurra en cualquier evento de incumplimiento establecido en el artículo anterior, se le harán efectivas las garantías de que trata este capítulo.
Garantía de permanencia del vendedor
ART. 19.—Obligación. Los agentes a quienes se les asignen Overeg y/o Ovenor garantizarán durante los períodos de planeación y compromiso el costo estimado del incumplimiento de las mismas. Esta obligación se entenderá cumplida cuando el agente pague, en su totalidad, las facturas del MEM correspondientes a todos los meses para los cuales tenga Overeg y/o Ovenor.
ART. 20.—Valor de la cobertura. El monto a garantizar de una garantía de permanencia del vendedor se calculará conforme a la siguiente ecuación:
MVf = MEVf - MVacu,f
MVf Monto a garantizar de la garantía de permanencia de vendedor para el día de cálculo f.
MEVf Monto de exposición como vendedor en el MOR para el día de cálculo f.
MVacu,f Monto garantizado acumulado en garantías de permanencia del vendedor cuya fecha de terminación sea 16 días hábiles, o más, después del día de cálculo f.
PAR.—En caso de que el agente entregue la garantía como requisito para realizar una cesión de Overeg y/o Ovenor en la que es cesionario, el MEV se calculará incluyendo las Overeg y/o Ovenor que se pretende ceder.
ART. 21.—Plazo para presentación de la garantía. La garantía deberá ser presentada al ASIC por parte de los agentes con las siguientes condiciones:
a) A más tardar veinte (20) días hábiles después del día de cierre de la subasta del MOR en la que se le haya asignado Overeg y/o Ovenor.
b) Como prerrequisito de una cesión de Overeg y/o Ovenor en la que el agente es cesionario.
c) Diez (10) días hábiles después de recibir la notificación del ASIC de la necesidad de constituir o actualizar la garantía. Esta notificación será realizada cuando el cálculo del monto de exposición como vendedor en el MOR sea superior al 110% del monto total garantizado por el agente en garantías de permanencia del vendedor.
d) 15 días hábiles antes de la terminación de una garantía de permanencia del vendedor constituida por el agente. En este caso el ASIC notificará al agente con cuatro (4) días hábiles de antelación.
PAR.—El agente no tendrá la obligación de entregar esta garantía cuando el valor de la cobertura calculado por el ASIC sea igual a cero (0) o cuando se trate de las situaciones señaladas en el artículo 30.
ART. 22.—Vigencia de la garantía. La garantía deberá mantenerse vigente por un (1) año o hasta dieciséis (16) días hábiles después de la fecha de pago de las transacciones en el MEM del último mes para el que se tengan Overeg y/o Ovenor.
PAR.—Los agentes podrán actualizar voluntariamente la garantía si el monto de exposición como vendedor en el MOR es inferior al 90% del monto total garantizado por el agente en garantías de permanencia del vendedor.
ART. 23.—Eventos de incumplimiento. Se considerarán como eventos de incumplimiento:
1. Retiro del mercado por incumplimiento de obligaciones conforme a lo establecido en el “Reglamento de comercialización del servicio público de energía eléctrica” de la Resolución CREG 156 de 2011 y demás que la modifiquen, complementen o sustituyan.
2. Aplicación del procedimiento de limitación de suministro de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 116 de 1998 y demás que la modifiquen o sustituyan.
ART. 24.—Terminación. Para el agente comercializador y generador que incurra en cualquier evento de incumplimiento establecido en el artículo anterior, se harán efectivas las garantías de que trata este capítulo.
Garantía para amparar la permanencia del comprador
ART. 25.—Obligación. Los agentes a quienes se les asignen Oconor garantizarán durante los períodos de planeación y compromiso el costo estimado del incumplimiento de las mismas. Esta obligación se entenderá cumplida cuando el agente pague, en su totalidad, las facturas del MEM correspondientes a todos los meses para los cuales tenga Oconor.
ART. 26.—Valor de la cobertura. El valor de la cobertura de la garantía se calculará conforme a la siguiente expresión:
MCf = MECf - MCacu,f
MCf Monto a garantizar de la garantía de permanencia de comprador para el día de cálculo f.
MECf Monto de exposición como comprador en el MOR para el día de cálculo f.
MCacu,f Monto garantizado acumulado en garantías de permanencia del comprador cuya fecha de terminación sea 16 días hábiles o más después del día de cálculo f.
PAR.—En el caso de que el agente entregue la garantía como requisito para realizar una cesión de Oconor en la que es cesionario, el MEC se calculará incluyendo la Oconor que se pretende ceder.
ART. 27.—Plazo para presentación de la garantía. La garantía deberá ser presentada al ASIC por parte de los agentes en las siguientes situaciones:
a) A más tardar veinte (20) días hábiles después del día de inicio de una subasta del MOR en las que se les haya asignado Oconor.
b) Como prerrequisito de una cesión de Oconor en la que el agente es cesionario.
c) Diez (10) días hábiles después recibir la notificación del ASIC de la necesidad de constituir o actualizar la garantía. Esta notificación será realizada cuando el cálculo del monto de exposición como comprador en el MOR sea superior al 110% del monto total garantizado por el agente en garantías de permanencia del comprador.
d) 15 días hábiles antes de la terminación de una garantía de permanencia del comprador constituida por el agente. En este caso el ASIC notificará al agente con cuatro (10) días hábiles de antelación.
ART. 28.—Vigencia de la garantía. La garantía deberá mantenerse vigente por un (1) año o hasta dieciséis (16) días hábiles después de la fecha de pago de las transacciones en el MEM del último mes para el que se tengan Oconor.
PAR.—Los agentes podrán actualizar voluntariamente la garantía si el monto de exposición como comprador en el MOR es inferior al 90% del monto total garantizado por el agente en garantías de permanencia del vendedor.
ART. 29.—Eventos de incumplimiento. Se considerarán como eventos de incumplimiento:
ART. 30.—Terminación. Para el agente comercializador que incurra en cualquier evento de incumplimiento establecido en la sección anterior, se harán efectivas las garantías de que trata este capítulo.
ART. 31.—Procedimiento de ejecución. En caso de constituirse uno de los incumplimientos indicados en el presente reglamento, XM S.A. ESP, en calidad de administrador del sistema de intercambios comerciales —ASIC—, o quien haga sus veces, antes del vencimiento de la vigencia de las garantías procederá a hacerlas efectivas, enviando el aviso de incumplimiento al garante respectivo. En la misma fecha enviará una comunicación al agente, generador o comercializador, informando la fecha a partir de la cual se verificó el incumplimiento.
ART. 32.—Plazo para aprobar las garantías. Los agentes, generadores y comercializadores deberán prever que el ASIC tendrá un plazo de cinco (5) días hábiles posteriores al recibo de las garantías en su domicilio principal, para determinar si estas cumplen con los parámetros establecidos en la ley, en la regulación y en el presente reglamento.
Términos y condiciones para que un usuario no regulado respalde las Oconor
1. Condiciones para el cambio de comercializador.
El usuario que acepte respaldar las Oconor del comercializador que le presta el servicio se obliga voluntariamente a que su cambio a otro comercializador estará condicionado al cumplimiento de cada una de las siguientes condiciones:
i. Cesión de las Oconor respaldadas por el comercializador que lo atiende al nuevo comercializador del usuario.
ii. Cuando no haya cesión de las Oconor al nuevo comercializador, se deberá contar con la aceptación del comercializador que le presta el servicio, quien deberá constituir las garantías de que trata el artículo 1º del anexo 3 por no contar con el respaldo de la demanda del usuario.
Para efectos de lo establecido en el numeral ii, anterior, el ASIC solo podrá realizar el registro de la frontera comercial por parte del nuevo comercializador cuando el comercializador que atiende al usuario constituya las garantías establecidas en esta resolución para los casos en que la Oconor no está respaldada por el usuario no regulado.
2. Condiciones para la cesión de las Oconor.
La cesión de las Oconor por parte del comercializador estará condicionada a la aceptación de la misma por parte del usuario que la respalde, cuando este sea el caso. Para el efecto cuando el comercializador desee hacer la cesión de su Oconor deberá remitir al ASIC una comunicación suscrita por el usuario no regulado que respaldó la obligación manifestando su aceptación de la cesión.
3. Reglas aplicables en caso de retiro del comercializador.
En caso de que el comercializador que atiende el usuario sea retirado del mercado conforme a lo establecido en la Resolución CREG 156 de 2011, las Oconor respaldadas por el usuario serán cedidas al nuevo comercializador que escoja el usuario. Este comercializador deberá cumplir con las garantías a que haya lugar.
En caso que el usuario pase a ser atendido por el prestador de última instancia, las Oconor serán cedidas a este.
Procedimiento para la asignación de Ovenor y Oconor en la subasta del MOR.
La asignación de Ovenor y Oconor para el período subastado en la subasta del MOR se realizará conforme al siguiente procedimiento:
1. Se ordenarán aleatoriamente los compradores de Oconor, se denomina C1 (i=1) como el primer comprador, Cn como el último comprador, siendo n es el número de compradores de Oconor.
2. Se ordenarán aleatoriamente los vendedores de Ovenor, se denomina V1 (j=1) como el primer vendedor, Vm como el último vendedor, siendo m es el número de vendedores de Ovenor.
3. Se toma el primer producto Oconor de C1 y el primero de Ovenor de V1.
4. Se asignará una Oconor de Ci cuya contraparte será Vj. Asimismo, se asignará una Ovenor de Vj cuya contraparte será Ci.
5. Si a Ci se le asignó un número de Oconor igual al número de productos comprados pasar al numeral 8º. De lo contrario continuar en el siguiente numeral.
6. Si a Vj se le asignó un número de Ovenor igual al número de productos vendidos, se pasa al vendedor Vj, con j=j+1 y se pasa al numeral 11. De lo contrario continuar en el siguiente numeral.
7. Se pasa al numeral 11 sin pasar al siguiente vendedor j.
8. Si a cada uno de los compradores se les asignó un número de Oconor igual a la cantidad de productos comprados, el proceso finaliza. De lo contrario continuar en el siguiente numeral.
9. Pasar al comprador Ci, con i=i+1 y seguir con el numeral 10.
10. Si a Vj se le asignó un número de Ovenor igual al número de productos vendidos, se pasa al vendedor Vj, con j=j+1 y seguir con el numeral 11. De lo contrario continuar en el numeral 11 sin pasar al siguiente vendedor Vj.
11. Se toma un producto de Oconor de Ci y un producto Ovenor de Vj y pasar al numeral 4º.