RESOLUCIÓN No. OIA DE 2004 ( 12 FEB. 2004...

República de Colombia

Ministerio de Minas y Energía

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

RESOLUCIÓN No. O I A DE 2004

( 1 2 FEB. 2004 )

Por la cual se estab lecen no rm as com plem entarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre T ransacciones In ternacionales de E lectricidad de Corto Plazo -

TIE-, que h a rá n parte del Reglam ento de O peración

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de su s a tribuciones legales, en especial de las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los D ecretos 1524 y 2253 de

1994, y

C O N S I D E R A N D O :

Que es deber del E stado, en relación con el servicio de electricidad, abastecer la dem anda de energía nacional bajo criterios económ icos y viabilidad financiera, asegu rando su cubrim iento en u n m arco de u so rac ional y eficiente de los diferentes recu rsos energéticos del país, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 4o de la ley 143 de 1994;

Que p a ra el cum plim iento del objetivo definido en el Artículo 20 de la Ley 143 de 1994, la Com isión de Regulación de E nergía y G as en relación con el servicio de electricidad, tiene den tro de su s funciones generales, la de aseg u ra r la d isponibilidad de u n a oferta energética eficiente, capaz de ab astece r la dem anda bajo criterios sociales, económ icos, am bien ta les y de viabilidad financiera, y prom over y p reservar la com petencia;

Que la ley 142 de 1994, en s u artículo 23, inciso 3o, fijó la siguiente política en cuan to al in tercam bio in ternacional de electricidad: “La obtención en el exterior de agua, gas combustible, energía o acceso a redes, para beneficio de usuarios en Colombia, no estará sujeta a restricciones ni a contribución alguna arancelaria o de otra naturaleza, ni a perm isos administrativos distintos de los que se apliquen a actividades internas de la misma clase, pero s í a las normas cambiarías y fiscales comunes,

RESOLUCIÓN No. 0 1 '4 DE 1 2 FEB. 200i2 / 3 7

HOJA No.

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación__________________________________________________________________________ _____ ______

Que la ley 143 de 1994, en su artículo 34, asignó al Centro Nacional de Despacho- CND, las siguientes funciones:

“b. Ejercer la coordinación, supervisión, control y análisis de la operación de los recursos de generación, interconexión y transmisión incluyendo las interconexiones internacionales;

“c. Determinar el valor de los intercambios resultantes de la operación de los recursos energéticos del sistema interconectado nacional;

“d. Coordinar la programación del mantenimiento de las centrales de generación y de las líneas de interconexión y transmisión de la red eléctrica nacional”;

Que la Com isión de Regulación de E nergía y G as tiene la facu ltad legal de estab lecer el Reglam ento de O peración, el cual incluye los principios, criterios y procedim ientos p a ra regu lar el funcionam iento del M ercado M ayorista de E nergía E léctrica, de conform idad con lo señalado en las Leyes 142 y 143 de

Que m edian te Resolución CREG 004 de 2003, la Com isión de Regulación de Energía y G as estableció la regulación aplicable a las T ransacciones In ternacionales de E lectricidad de Corto Plazo -TIE-, la cua l se rá parte del Reglam ento de O peración, y se adop tan o tras disposiciones com plem entarias;

Que m edian te Resolución CREG 006 de 2003, la Com isión de Regulación de E nergía y G as estableció las no rm as sobre registro de fron teras com erciales y con tra tos, sum in is tro y reporte de inform ación, y liquidación de transacciones com erciales, en el M ercado de E nergía M ayorista.

Que el CNO m edian te com unicación con fecha de 31 de m arzo de 2003, rad icada el No. E -2003-003215, emitió concepto sobre los aspec to s operativos contenidos en la p resen te resolución, de acuerdo con el articu lo 23 de la ley 143 de 1994;

Que la CREG h a d iscutido con el grupo de traba jo de O rganism os de Reguladores de la C om unidad A ndina -GTOR- los principios contenidos en la p ropuesta;

Que la CREG h a considerado conveniente, d esp u és del año de transic ión , y al evaluar el com portam iento de las TIES en este, ad o p ta r las m edidas com plem entarias con ten idas en e s ta Resolución;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 231 del 12 de febrero de 2004, aprobó el contenido de la presente resolución.

CAPÍTULO IPLANEACIÓN, COORDINACIÓN, SUPERVISIÓN Y CONTROL OPERATIVO DE

LOS ENLACES INTERNACIONALES.

ARTÍCULO I o. M odifiqúese la variable Costo_M edio_Restricciones_e de la fórm ula p a ra de te rm inar la C urva H oraria de Precios de O ferta en cada Nodo F ron tera p a ra E xportación - C urva de E scalones PONEqx,í, y el Parágrafo 2 o

1994;

R E S U E L V E :

n 1' A 1 2 F E B . » 3 / 3 7RESOLUCIÓN No. u 1 * DE HOJA N o.______

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación ________ ___________ _______________________________________________ __

contenidos en el Artículo 5o de la Resolución CREG 004 de 2003; y adiciónese a la fórm ula, las variables Costo_Pérdidas_STN_e,QX,i y Costo_Pérdidas_STR_e,Qx,i. El Artículo 5 o de la Resolución CREG 004 de 2003 q u e d ará así:

“ARTÍCULO 5°. D eterm inación de la Curva Horaria de P recios de Oferta en cada Nodo Frontera para E xportación - Curva de E sca lon es PONEqx,í-. P ara efecto de las T ransacciones In ternacionales de E lectricidad de Corto Plazo -TIE- el CENTRO NACIONAL DE DESPACHO -CND-, e s tim ará ho rariam en te u n a curva esca lonada de Precios de O ferta p a ra cad a Nodo F ron tera p a ra E xportación, C urva de escalones PONEqx,í, la cual reflejará u n precio por cada valor QX, igual a la declaración de disponibilidad re aliza d a por los agentes generadores a la Bolsa de E nergía en orden de m érito, in iciando con u n valor QX igual a la capacidad rem anen te del generador m arginal, increm entando valores de QX h a s ta que c u b ra la capacidad m áxim a de exportación del enlace in ternacional. C ada escalón PONEqx,i de la cu rva deberá inclu ir la to ta lidad de costos y cargos asociados con la en trega de energía en dicho nodo fron tera de exportación, como se definen en la p resen te Resolución.

C ada escalón PONEQxi de la Curva, se construye de la siguiente m anera:

“ PO N E qxi = Precio_Bolsa_e,Qx, + Costo_Medio_Restricciones_e +Costo_Restricciones_del_Enlace_e,Qx,i + Cargos_Uso_STN_e + Cargos_Uso_STR_e,i + Cargos_Conexión_Col_QX,i + Cargos_CND_ ASIC_e, + Costo_Pérdidas_STN_e,Qx,i + Costo_Pérdidas_STR_e,QX)i.

donde:

Precio_Bolsa_e,Qx: P ara la determ inación del Precio_Bolsa_e,QX, el CENTRONACIONAL DE DESPACHO -CND-, en co n tra rá u n D espacho Ideal p a ra cada u n a de las vein ticuatro (24) h o ras del D espacho, p a ra la dem anda total dom éstica y p a ra cad a valor QX h a s ta la capacidad m áxim a de exportación, según lo establecido en la resolución CREG 024 de 1995, con condiciones e stim adas por el CND p a ra las variables a utilizar, así:

i) D em anda Total D om éstica m ás cada valor QX

ii) C aracterísticas técn icas de los recu rsos de generación.

iii) D isponibilidad y precio de oferta declarada por los generadores, oaquellos precios y /o d isponibilidades re su lta n te s de las m odificaciones a los m ism os, estab lec idas en la regulación vigente.

El Precio_Bolsa_e,Qx corresponderá al precio m arg inal del an te rio r p rogram a de despacho ideal, p a ra cad a QX increm ental, expresado en $ /kW h.

C osto_M edio_R estricciones_e: Costo estim ado en $ /k W h de la energíagenerada por restricciones del S istem a In terconectado Nacional, sin considerar las exportaciones a través de los en laces in ternacionales, p a ra cada período horario . D ichos costos inclu irán adem ás los previstos en la Resolución CREG147 de 2001, “Por la cual se ap ru e b a la rem unerac ión de los activos que conform an la varian te de línea en tre la Subestación G uatapé y la Línea San

RESOLUCIÓN No. ^ ^ DE 1 2 FEB. 20044 / 3 7

HOJA No._____

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación________________________________________________________________________________

Carlos - Ancón S u r del S istem a de T ransm isión N acional”, los cuales se rán su m in is trad o s por el LAC.

Dichos costos se de te rm inarán , de conform idad con el procedim iento que se describe en el Anexo 3° de la p resen te resolución.

Cargos_Uso_STN_e: Costo estim ado en $ /k W h de los cargos por u so delS istem a de T ransm isión Nacional, inform ados por el L iquidador y A dm inistrador de C u en tas -LAC- al CND; que corresponden al ú ltim o valor calculado p a ra el Cargo por Uso del STN.

Cargos_CND_ASIC_e,Qx: Costo estim ado en $ /k W h de los servicios por CND y ASIC asociados con u n a dem anda QX, inform ados por el ASIC al CND.

Cargos_Uso_STR_e,i: Costo en $ /k W h estim ado de los cargos por u so del S istem a de T ransm isión Regional, inform ados por el L iquidador y A dm inistrador de C u en tas -LAC- al CND; que corresponden al ú ltim o valor calculado p a ra el Cargo por Uso de STR, p a ra el Enlace In ternacional i.

Costo_Restricciones_del_Enlace„e,Qxi: Costo estim ado en $ /k W h de laenergía generada por restricciones del SIN, asociada con la exportación a través del E nlace In ternacional i, p a ra la oferta de exportación QX, calculado conform e al procedim iento desarro llado en el Anexo 4°, considerando en form a independien te cad a uno de los E nlaces In ternacionales.

Cargos_Conexión_Col í ,q x : Costo estim ado en $ /k W h , correspondien te alcargo de conexión establecido por la CREG, p a ra el E nlace In ternacional i, en el caso en que éste no sea rem unerado por cargos por uso . E ste cargo se ap licará solo si es del caso.

Costo_Pérdidas_STN_e,Qx,i: Costo estim ado en $ /k W h , correspondien te alprom edio de las pérd idas de energía h o ra ria s del STN ca lcu lad as por el ASIC, asig n ad as al enlace i, en proporción a u n a d em an d a QX. E ste costo será estim ado por el ASIC con inform ación histórica.

Costo_Pérdidas_STR_e,Qx,i: Costo estim ado en $ /kW h, co rrespondien te a las pérd idas de energía h o ra ria s del STR, re su lta n te s de la aplicación del factor de pérd idas del Nivel de Tensión del O perador de Red al cu a l se conecte el enlace in ternacional p a ra referir la exportación al nivel de ten sión de 230 kV, según la regulación vigente, asig n ad as al enlace i, en proporción a u n a dem anda QX. E ste costo se rá estim ado por el ASIC con inform ación h istórica.

PARÁGRAFO 1: P ara a seg u ra r que se m an ten g a el o rden de m érito, el CND verificará que la cu rva de Precio de O ferta en el Nodo F ro n te ra p a ra E xportación sea m onotónicam ente creciente, y de no cum plirse e s ta condición, se tom ará como Precio de O ferta en el Nodo F ron tera p a ra Exportación, el valor correspondien te al escalón inm ediatam ente anterio r.

La curva de Precio de O ferta en el Nodo F ron te ra p a ra E xportación deberá e s ta r exp resada en D ólares de los E stados U nidos de Norte Am érica, por MWh, p a ra ta l fin el CENTRO NACIONAL DE DESPACHO -CND-, em pleará la T asa

RESOLUCIÓN No. 0 X L DE 1 2 FEB- ^5 /3 7

HOJA N o._____

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación___________________________________________________________________________

R epresentativa de M ercado - TCRM- del d ía inm ed iatam en te an te rio r al cual se realiza el D espacho Program ado, o la ú ltim a TCRM vigente, pub licada por la S uperin tendencia B ancaria.

PARÁGRAFO 2: H asta ju n io 30 de 2003, el núm ero m áxim o de increm entos de can tidades QX a considerar en la cu rva de Precio de O ferta del Nodo F ron tera p a ra E xportación, se rá igual a tres (3), donde el ú ltim o increm ento corresponderá al valor rem anen te p a ra llegar a la capacidad m áxim a de exportación del sistem a. A p a rtir de ju lio 1 de 2003 y h a s ta finalizar el período de transic ión el núm ero m áxim o de increm entos de can tid ad es QX se rá sin lim itaciones. Sin perjuicio de lo an terio r la CREG rev isará d u ra n te el período de transic ión el núm ero m áxim o de increm entos a considerar.

P ara de te rm inar la variable Precio_Bolsa_e,Qx, el CND p o d rá u s a r el P redespacho ideal, según el anexo 2 de la Resolución CREG 062 de 2000, y a p a rtir de la publicación de la p resen te Resolución, el proceso p a ra la determ inación del Precio_Bolsa_e,Qx, podrá considerar las carac te rísticas técn icas de los recu rsos de generación.

ARTÍCULO 2o. M odifiqúese el Artículo 7o “Program ación de las T ransacciones In ternacionales de E lectricidad de Corto Plazo, -TIE-” de la Resolución CREG 004 de 2003, su Parágrafo 4 o y adiciónese a este Artículo, el Parágrafo 5o.

El Artículo 7° q u ed ará así:

“ARTÍCULO 7°. Program ación de las T ransaccion es In ternacionales de E lectricidad de Corto Plazo, -TIE-. P ara la realización del D espacho Económ ico Coordinado, p a ra de te rm inar las TIE, se d eberán e jecu tar los sigu ien tes pasos:

“Paso 1. El CENTRO NACIONAL DE DESPACHO -CND- d iariam ente deberá poner a d isposición de los operadores de los pa íses m iem bros de la C om unidad A ndina o países con los que se tenga u n a integración de m ercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución, y a n te s de las 13:00 ho ras , la curva ho raria de Precios de O fertas en el Nodo F ron tera p a ra E xportación, y el Precio Máximo de Im portación, con el fin de que estos sean considerados den tro del proceso de D espacho Económ ico Coordinado, p a ra d e te rm in ar las TIE, a través de los en laces in ternacionales en tre dichos sistem as.

“Paso 2 . E ntre las 13:00 y las 13:05, el CND co n sid era rá la inform ación su m in is trad a por los o tros operadores, y m edian te u n procedim iento au tom ático , de te rm inará la activación o no de u n a T ransacción In ternacional de E lectricidad de Corto Plazo -TIE-, com parando el Precio Máximo p a ra Im portación y la C urva de Precios de O ferta en el Nodo F ron tera p a ra E xportación de cad a u n o de los E nlaces In ternacionales su m in is trad o s por cada país, adicionando a cada u no de éstos los cargos asociados con la generación aplicables en el m ercado colom biano.

“La expresión a u tilizar es la siguiente:

“( Plki- (PONEqxeí + CargosG) ) * 100 /(PONEQXeí + CargosG) > U m bral

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Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación______________________________________________________________________________________

“donde:

“Plki: Precio Máximo de Im portación Colom biano p a ra la h o ra k.

“PONEqxeí: Precio de O ferta en el Nodo F ro n te ra p a ra E xportación del enlace in ternacional i, en el segm ento QXE, del otro país; el cual deberá inclu ir todos los costos asociados con la en trega de energía en el nodo frontera.

“CargosG: Cargos ad icionales establecidos en la regulación vigente asignados a la G eneración de Colombia.

“Umbral: Porcentaje p a ra de te rm inar la m áxim a desviación acep tad a en tre losprecios de oferta en los nodos fron teras p a ra exportación y el Precio Máximo de Im portación, que se u tiliza rá p a ra decidir u n a im portación a través de las TIE.

“P ara in ic iar la operación de las TIE por u n E nlace In ternacional, se establece u n U m bral igual al 8%. Dicho valor podrá ser a ju s tad o por la CREG de acuerdo con las variaciones observadas en tre los valores estim ados y los reales. P ara tal fin el ASIC inform ará el d ía veinte (20) calendario de cad a m es a la CREG los valores estim ados de cad a u n a de las variab les invo lucradas, a sí como los co rrespond ien tes valores reales p a ra el m es anterior.

“U na TIE de im portación se activa si se cum ple la desigualdad an te rio r y si el ASIC h a inform ado al CND, que se h a n constitu ido las g a ran tía s exigidas en la p resen te Resolución.

“En el caso de u n a solicitud de u n a TIE de exportación desde Colombia por parte de u n operador de otro país, é s ta se activa si el ASIC h a inform ado al CND, que se d ispone de las ga ran tía s exigidas en la p resen te Resolución.

“Paso 3. Si se activa u n a TIE, el C entro Nacional de D espacho - CND-, en tre las 13:05 y las 13:35 ho ras , realizará u n despacho program ado, conform e a las disposiciones con ten idas en la Resolución 062 de 2000, o aquellas que la m odifiquen, adicionen o com plem enten; tom ando como u n recu rso de generación, los PONEQXEÍ m ás los CargosG y el Cargo de Conexión del tram o colom biano, cuando haya lugar, p a ra los en laces in te rnac ionales p a ra los cuales se activó la TIE. Los CargosG corresponden en la ac tu a lid ad a los costos derivados de los sigu ien tes conceptos: i) servicios CND, SIC y AGC y ii) Fondo de Apoyo Financiero p a ra la Energización de las Z onas No In te rconec tadas - FAZNI.

Los cargos CND-SIC se ca lcu larán a p ro rra ta de la capacidad m áxim a del enlace in ternacional, y el AGC, se e stim ará a p ro rra ta de las ho lgu ras asignadas a la generación (Anexo 5). A las 13:35, inform ará a los o tros operadores la can tidad d isp u esta a im portar.

“Paso 4 . E ntre las 13:35 y las 14:05 ho ras , u tilizando las declaraciones de precios y can tidades program ados p a ra im portar por Colombia, y los nuevos precios y can tidades program ados p a ra im portar desde Colom bia reportados por

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Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación__________________________________________________________________ _______________ ____

los o tros operadores al C entro Nacional de D espacho -CND-. Se llevará a cabo u n nuevo D espacho Program ado.

“Paso 5. E ntre las 14:05 y las 14:15 ho ras , el CND deberá inform ar a los dem ás operadores y recibir de estos, los p rog ram as de im portación y exportación respectivam ente, los cuales deberán se r confirm ados, m odificados o rechazados a n te s de finalizar este período, considerando e s ta nueva inform ación, y aplicando la regla de com paración estab lec ida en el paso 2.

“Si como resu ltado del Paso 5 se p resen tan variaciones en las declaraciones de im portación rep o rtad as en el Paso 3, por p a rte de los o tros operadores, el CND procederá a realizar el D espacho Program ado con d ichos a ju s te s . E ste D espacho deberá ser inform ado a los operadores de los o tros sis tem as, y a los agen tes partic ipan tes a m ás ta rd a r a las 14:45 horas.

“PARÁGRAFO 1. Los procedim ientos y m edios de in tercam bio de inform ación, se rán estab lecidos den tro del Acuerdo Operativo suscrito por el CENTRO NACIONAL DE DESPACHO -CND- y cad a u no de los operadores de los otros países.

“PARÁGRAFO 2. E n los casos p a ra los cuales la inform ación definida en el p resen te Artículo no sea su m in is trad a en los té rm inos aqu í establecidos, el CENTRO NACIONAL DE DESPACHO -CND- no p rocederá a la program ación de Exportaciones o Im portaciones de E lectricidad de Corto Plazo, den tro del proceso de despacho program ado o redespacho.

“PARÁGRAFO 3. E n caso de p resen ta rse u n em pate en tre los precios considerados en los despachos p rogram ados en el proceso de D espacho Económ ico Coordinado, el C entro Nacional de D espacho -CND-, ap licará u n criterio aleatorio igual a l aplicado p a ra el D espacho Program ado, como regla de desem pate.

PARÁGRAFO 4. El CND podrá m odificar los ho rario s estab lecidos p a ra llevar a cabo los procesos de D espacho Económ ico C oordinado establecidos en este artículo , siem pre y cuando no se supere la h o ra fijada p a ra su finalización (14:45 horas).

PARAGRAFO S. Ante u n a contingencia o cam bio en las condiciones en alguno de los s is tem as de los pa íses in terconectados, que im plique u n a variación en la capacidad del E nlace In ternacional, los operadores de los s istem as eléctricos deberán a ju s ta r de form a coord inada la capacidad de im portación y exportación del enlace; que se reflejará en las cu rvas de oferta del Precio de oferta en el nodo fron tera p a ra exportación PONE, p a ra los d espachos p rogram ados del d ía siguiente en adelan te. E sto sin perjuicio de los redespachos generados d u ran te la operación d iaria de los S istem as. D icha capacidad deberá se r la m áxim a posible técn icam ente y solo podrá a ju s ta rse por cam bios en condiciones operativas, con el objetivo de m an ten e r la calidad y seguridad en los sistem as in terconectados.

*ARTICULO 3o. Modifiqúese los num era les i) y v); y adiciónese el n u m era l vi) del Artículo 8o de la Resolución CREG 004 de 2003 “R edespacho de T ransacciones

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HOJA No.

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación________________________________________________ _________ _____________________________

In ternacionales de E lectricidad de Corto Plazo -TIE-, p a ra exportación”. El Artículo 8 o, q u ed ará de la siguiente m anera:

“ARTÍCULO 8°. R edespacho de T ransaccion es In ternacionales de E lectricidad de Corto Plazo -TIE-, para exportación . A dicionales a las cau sa les estab lec idas en el Código de O peración, se rán cau sa les de redespacho p a ra las exportaciones in ternacionales de Corto Plazo, las siguientes:

“i) Cam bios T opológicos. Cam bios topológicos en los s is tem as in terconectados de los pa íses in tegrados regulatoriam ente que afecten por razones de calidad, seguridad y conñabilidad en la p restac ión del servicio, la capacidad de exportación.

“ii) Indisponib ilidad de R ecursos de G eneración. C uando el sistem a Colom biano p resen te indisponibilidad de recu rso s de generación, ta l que su balance en tre d em an d a y generación, le im pida cum plir con el p rogram a de exportación deñnido.

“iii) V ariación en e l Precio Nodal de Oferta para E xportación . C uando por indisponibilidad de recu rsos de generación, por in tervención de E m balses, o cam bios topológicos que se p resen ten en el SIN Colom biano, varíe el Precio M arginal en el Nodo F ron tera de R edespacho del m ercado Colombiano, situación que se rá inform ada al pa ís im portador, con el fin de que su operador decida el redespacho respectivo.

“iv) Indisponib ilidad Parcial o T otal del Enlace In ternacional. C uando se informe al CND de la Indisponibilidad parcial o to ta l del Enlace Internacional.

“v) Incu m plim iento C om ercial Reportado por e l ASIC. El CND procederá a realizar el Redespacho, lim itando la exportación, d u ra n te los períodos re s tan tes del d ía de despacho , cuando el ASIC inform e los sigu ien tes eventos:

i) Por el incum plim iento to tal en el depósito del pago anticipado requerido por parte del m ercado im portador p a ra a ten d er las tran sacc iones in ternacionales de electricidad de Corto Plazo.

ii) Por m ora en el pago de las fac tu ras por p a rte del adm in istrado r del m ercado im portador.

“vi) Variación en e l Precio M áximo de Im portación del pais im portador.C uando se p resen ten eventos en los S istem as de los o tros pa íses in tegrados regu latoriam ente que varíen el Precio Máximo de Im portación de los m ism os, el operador del s istem a im portador podrá solicitar el redespacho respectivo al Centro Nacional de D espacho - CND, inform ando las n uevas can tidades a im portar.”

RESOLUCIÓN No.9 / 3 7

HOJA No.

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación_________________________ __________ ________ ____ _________

ARTÍCULO 4 o. Modifiqúese el num era l i) y adiciónese los n u m era le s iv), v) y vi), al Artículo 9° “R edespacho de T ransaccion es In tern acion a les de E lectricidad de Corto Plazo -TIE-, para im portación”. El artícu lo 9 o q u ed ará

“ARTÍCULO 9°. R edespacho de T ransaccion es In tern acion a les de E lectricidad de Corto Plazo -TIE-, para im portación . A dicionales a las cau sa les estab lec idas en el Código de O peración, se rán c au sa les de redespacho p a ra las im portaciones in ternacionales de Corto Plazo, la s siguientes:

“i) Cam bios T opológicos. Cam bios topológicos en los s is tem as in terconectados de los pa íses in tegrados regulatoriam ente que afecten por razones de calidad, seguridad y conñabilidad en la p restac ión del servicio, la capacidad de im portación.

“ii) Variación en e l Precio Nodal de Oferta para E xportación del país exportador. C uando por cam bios topológicos o indisponib ilidad de recu rsos de generación en el pa ís exportador, se inform e al CENTRO NACIONAL DE DESPACHO -CND- de u n increm ento en el precio de O ferta Nodal p a ra E xportación del m ercado exportador, el CENTRO NACIONAL DE DESPACHO - CND- de acuerdo con el Artículo 10° de la p resen te Resolución, p rocederá a solicitar el redespacho respectivo.

“iii) Indisponib ilidad Parcial o to ta l del en lace in tern acional. C uando se inform e al CND de la Indisponibilidad parcial o to ta l del E nlace In ternacional.

“iv) V ariación en e l Precio M áximo de Im portación . C uando se p resen ten eventos en el S istem a In terconectado Colom biano que varíen el Precio Máximo de Im portación, calculado estim ando el nuevo precio de bo lsa re su lta n te de u n predespacho ideal, el Centro Nacional de D espacho p o d rá solicitar el redespacho respectivo al operador del pa ís exportador, inform ando la s n u ev as can tidades a im portar.

“v) Indisponib ilidad de R ecursos de G eneración. C uando el s is tem a del pa ís exportador p resen te indisponibilidad de recu rso s de generación, que le im pida cum plir con el p rogram a de exportación definido, el operador del sistem a exportador pod rá solicitar el redespacho respectivo al C entro Nacional de D espacho - CND.

“vi) Incu m plim iento C om ercial R eportado por e l Operador del País Exportador. El CND procederá a realizar el R edespacho por incum plim iento com ercial, lim itando la im portación, d u ran te los períodos re s ta n te s del d ía de despacho , cuando el operador del m ercado exportador lo solicite.

ARTÍCULO 5°. M odifiqúese el Artículo 10° “C on d icion es de R edesp ach os por V ariación en e l Precio Nodal de Oferta del País Exportador, para Im portación de Colom bia”. El artícu lo 10° q u ed ará así:

asi:

RESOLUCIÓN No. 0 1 'A DE 1 2 FEB. Mk10 /37

HOJA No.

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación__________________________________________________________ ____________________________

“ARTÍCULO 10°. C ondiciones de R edespachos por V ariación en e l Precio Nodal de Oferta del País Exportador o por V ariación en e l Precio M áximo de Im portación de Colom bia. P ara de te rm inar los valores a los cuales se genera u n redespacho de u n a TIE de im portación por V ariación en el Precio Nodal de Oferta del País E xportador o por Variación en el Precio Máximo de Im portación de Colombia, se deberá considerar la siguiente expresión:

( Plki- (PO N Eqxeí + CargosG)) * 100/(PO N E qxeí + CargosG) > Umbral

Donde las variab les se conservan según la definición y criterio contenido en el Artículo 7o, con excepción del PON Eqxeí, que es el nuevo valor reportado por el operador del pa ís exportador y que se u tilizará en caso de u n a V ariación en el Precio Nodal de O ferta del País Exportador; y Plid, que es calculado estim ando el nuevo precio de bolsa resu ltan te de u n predespacho ideal y que se u tilizará en caso de u n a V ariación en el Precio Máximo de Im portación de Colombia.

Los períodos y térm inos aplicables al redespacho de u n a tran sacción de electricidad de Corto Plazo p a ra exportaciones e im portaciones se rán los previstos en la regulación vigente p a ra los redespachos.

ARTÍCULO 6°. D eterm inación del Precio Nodal de Oferta para E xportación en e l R edespacho. Con el fin de aplicar a lg u n a de las cau sa les de redespacho p a ra exportación, estab lec idas en el Artículo 8o de la R esolución CREG 004 de 2003, el CND calcu lará el Precio Nodal de O ferta p a ra Exportación en el R edespacho, aplicando el siguiente procedim iento:

1. E stim ará ho rariam en te u n Precio de O ferta p a ra cad a Nodo F ron tera p a ra Exportación en el Redespacho, p a ra la can tidad de exportación p rogram ada QX, PONERqx,!, aplicando la siguiente expresión:

“PONERqx,í = Precio_Bolsa_R_e,Qx, + Co sto^M edio_Re striccione s e + Costo_Restricciones_del_Enlace_R_e,Qx,i + Cargo s_Uso_STN_e + Cargos_Uso_STR_e,i + Cargos_Conexión_Col_Qx,i + Cargos_CND_ ASIC_e, + Costo_Pérdidas_STN_e,QX,i. + Co sto_Pérdidas_STR_e, q x ,i

Precio_Bolsa_R„e,QX: Precio de bolsa estim ado de R edespacho, que corresponde al precio m arginal que se obtiene de u n P redespacho ideal, p a ra el valor QX program ado, como se establece a continuación.

P ara la determ inación del Precio_Bolsa_R_e,Qx, el CENTRO NACIONAL DE DESPACHO -CND-, en co n tra rá u n Predespacho Ideal p a ra cad a u n a de las vein ticuatro (24) h o ras del Redespacho, p a ra la d em an d a to ta l dom éstica y p a ra el valor QX program ado p a ra ese período en el R edespacho, con condiciones estim adas por el CND p a ra las variables a utilizar, así:

donde:

[ y A

RESOLUCIÓN No. 0 1 '4 ' DE 1 I FEB. 200411 /37

HOJA No.

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación

i) D em anda Total D om éstica m ás el valor QX program ado

ii) D isponibilidad y precio de oferta declarada por los generadores, o aquellos precios y /o d isponibilidades re su lta n te s de las m odificaciones a los m ism os, estab lec idas en la regulación vigente.

Costo_Restricciones_del_Enlace_R_e,Qx,i: Costo de la energía generada porrestricciones del S istem a In terconectado Nacional, asociado con la exportación a través del Enlace In ternacional i, p a ra el valor p rogram ado QX en el redespacho, calculado conform e al procedim iento desarro llado en el Anexo 4 o, considerando en form a independien te cad a uno de los E nlaces In ternacionales. El CND u tilizará en el num era l 2 del Anexo 4 p a ra efectos de ob tener este costo, u n P redespacho Ideal

E n caso de generadores h idráu licos cuyo precio de oferta hay a sido intervenido, la variable Promedio ponderado horario del precio de reconciliación positiva, PRRj, p a ra esto s generadores, co rresponderá al precio de intervención determ inado según lo d ispuesto en la Resolución CREG 018 de 1998, o aquellas que la m odifiquen o su stitu y an .

Se m an ten d rá el valor estim ado de las re s ta n te s variables in teg ran tes del PONEqXjí, defin idas en el artículo 5o de la reso lución CREG 004 de 2003, u tilizadas p a ra el proceso de D espacho Coordinado, realizado el d ía an terio r al día de operación.

ARTÍCULO 7°. M odifiqúese el Artículo 11° “Program ación de T ransacciones In ternacionales de E lectricidad de Corto Plazo para Suplir G eneración de Seguridad con Importaciones**. El artícu lo 11° q u ed ará así:

ARTÍCULO 11°. Program ación de T ransaccion es In ternacionales de E lectricidad de Corto Plazo para Suplir G eneración de Seguridad con Im portaciones. Se perm itirán las im portaciones de electricidad p a ra cubrir generación de seguridad dom éstica a través de u n a TIE, siguiendo los procedim ientos establecidos en los artícu los 5o y 6o de la R esolución CREG 004 de 2003, y siem pre que los precios ofertados por el pa ís exportador no superen el costo de racionam iento p a ra el prim er escalón del S istem a Eléctrico Colombiano, conform e con las disposiciones con ten idas en la Resolución CREG 119 de 1998 o aquellas que la m odifiquen, ad icionen o com plem enten, en cualqu iera de las siguientes condiciones:

i) C uando ex ista capacidad rem anen te en el Enlace In ternacional.

ii) C uando no se haya program ado u n a TIE previam ente por el Enlace

En todos los casos, la program ación de u n a TIE de im portación p a ra sup lir generación de seguridad , se rá la re su ltan te de inclu ir la s ofertas ho rarias de precios y can tidades del otro país en el D espacho Program ado, de la siguiente m anera: el precio horario corresponderá al precio de oferta declarado en el nodo fron tera por el pa ís exportador y la can tidad o fertada se rá el m enor valor que

In ternacional.

RESOLUCIÓN No. ^ ^ 1 2 FEB. 2004 12 /37HOJA N o.______

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación____________________________________________________________ ___ _____________________

resu lte de com parar la capacidad de im portación del enlace in ternacional y la can tidad de electricidad que esté d ispuesto a exportar el s istem a eléctrico del otro país, según las cu rvas PONE en tregadas por cad a país, en el procedim iento de despacho económ ico coordinado.

ARTÍCULO 8°. T ratam iento de O fertas de P recios para E xportación del otro país, superiores al C osto de R acionam iento . C uando la C urva H oraria de Precios de O ferta en cad a Nodo F ron tera p a ra Exportación del Otro País, C urva de E scalones PO N Eqxe m ás los cargos G, tenga segm entos que superen el costo del prim er escalón de racionam iento , el CND considera rá p a ra estos segm entos, u n a disponibilidad del enlace in ternacional igual a cero.

CAPITULO II

ASPECTOS COMERCIALES APLICABLES A LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO -TIE-

ARTÍCULO 9o. M odifiqúese el artículo 23° de la R esolución CREG 004 de 2003. MG arantías”, así:

“ARTÍCULO 23°. G arantías. Con el fin de cu b rir el m onto esperado de las obligaciones económ icas derivadas de las tran sacc io n es in ternacionales de electricidad de Corto Plazo -TIE-, todos los agen tes que realicen com pras h o rarias de energía en la Bolsa deberán pagar an tic ipadam en te , el valor estim ado de las im portaciones sem anales que se realicen desde los m ercados de los pa íses de la C om unidad A ndina o pa íses con los que se tenga u n a integración regu latoria de m ercados eléctricos en las condiciones de la p resen te Resolución.

P ara el efecto, sem analm ente , el ASIC deberá:

i) E stim ar las can tidades de electricidad a im portar de los otros sistem as, según las condiciones de operación estab lec idas por los operadores de los sistem as en relación con la m áxim a capacidad de los en laces in ternacionales. E sta estim ación te n d rá u n a actualización sem anal, y co n ta rá con u n balance neto cad a m es. E ste a ju ste m ensual final, al m onto de las g a ran tía s sem anales estim adas, se h a rá a p a rtir de los resu ltados de la segunda liquidación, p a ra efectos de facturación.

ii) E stim ar el Monto to tal sem anal de g a ran tía s a a sig n ar a los agentes del m ercado colom biano, p a ra resp a ld a r las im portaciones de electricidad, a través de los en laces in ternacionales, teniendo en c u en ta el valor del literal an te rio r y el Precio prom edio ponderado horario de Bolsa, según el parágrafo u n o del p resen te artículo.

iii) D eterm inar la participación de cad a u n o de los agen tes en las com pras h o rarias de energía en la Bolsa; según lo definido en el parágrafo 6 del p resen te artículo. Con estos valores, el ASIC as ig n a rá a los agen tes el valor de las g a ran tía s estim adas, a p ro rra ta de su participación.

13 /3 7RESOLUCIÓN No. 0 1 4 DE 1 2 FEB, 2004 H 0 J A N O i _ _ _ _ _


iv) Realizar los a ju s te s al m onto sem anal de g a ran tía s que debe realizar cad a agente de acuerdo con los resu ltad o s reales de la sem ana de operación, obtenidos de las lec tu ras de los m edidores y los precios reales d isponibles según la regulación vigente.

v) El valor en dólares del pago an ticipado se rá calcu lado por el ASIC con la ta s a de cam bio p a ra com pra de divisas que sea acordada, por éste y el in term ediario del m ercado cam biario, p a ra el d ía en el que se in tercam bie la inform ación con el A dm inistrador del m ercado exportador.

PARÁGRAFO 1. P ara el cálculo del Monto Sem anal de G aran tías (MSG), p a ra resp a ld a r im portaciones a realizar a través de u n enlace i, el ASIC ap licará la siguiente fórm ula:

168

MSGn v ^ M X T ^ x P M , ^/l=l

donde,MSGs+2 ,í: Monto Sem anal de G aran tías p a ra re sp a ld a r im portaciones de

electricidad a través del enlace i, p a ra la sem an a S+2. i: Enlace a través del cual se h a rá n las im portaciones de electricidad

a garan tizar.PMs-i.t: Precio prom edio ponderado horario de Bolsa, de la sem an a S -lS: S em ana en que se realiza la estim ación de las g a ran tía sMXTi,h ,s+2 : M áxima transferenc ia h o raria por el en lace i e s tim ad as p a ra la

sem an a S+2, según las condiciones de operación estab lec idas por los operadores de los s is tem as en relación con la m áxim a capacidad de los en laces in ternacionales,

h Hora.

El m onto to ta l a g aran tizar corresponde a la su m ato ria de los MSG de todos los en laces in ternacionales.

PARÁGRAFO 2 . El ASIC p a ra llevar a cabo la actualización sem anal h a rá a ju s te s al cálculo del Monto Sem anal de G aran tías - MSG p a ra cada enlace i, p rocederá así:

Prim er ajuste sem anal. El prim er a ju s te sem anal se debe realizar el d ía viernes de la sem an a S+ 2 considerando las tran sacc io n es TIE rea les efectuadas d u ran te los p rim eros seis (6) d ías de operación de la sem an a S+ 2 u tilizando la siguiente expresión.

^1,5+2, =MSGs+2J - Sum{RTh,í)x PhS+ 2

RESOLUCIÓN No. 0 1 '4 DE 1 * ^1 4 /37

HOJA No.______

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación____________ ___________ ____________ _____________________

donde,

^U+2 1 P rim er a ju s te a la sem an a S +2 de operación, p a ra el enlace i.

Sum(RTh,i): S um a de las transferenc ias reales h o ra ria s de energ ía por el enlace i, resu ltado de las lec tu ras de los m edidores repo rtados conform e a las disposiciones con ten idas en la R esolución CREG-006 de 2003, p a ra los prim eros seis (6) d ías de operación de la sem an a S+2 , y p a ra el séptim o d ía se u tilizarán los valores estim ados p a ra la MXT.

Ph,s+2: Precio horario de Bolsa p a ra los prim eros cinco (5) d ías de lasem ana S+2 , p a ra los d ías seis (6) y siete (7) de e s ta sem ana, el P co rresponderá al m áxim o precio horario liquidado p a ra este tipo de d ía calendario , d u ran te los prim eros cinco (5) d ías de operación de d icha sem ana.

Segundo ajuste sem anal. El segundo a ju s te sem anal se deberá realizar el día viernes de la sem an a (S+a), considerando el procedim iento establecido p a ra el prim er a ju s te sem anal descrito an terio rm en te y u tilizando la su m a de las tran sferenc ias rea les h o rarias de energía por el enlace i y los precios horarios de Bolsa de las tran sacc iones TIE reales p a ra la sem an a S+2 re su lta n te s de la segunda liquidación p a ra d icha sem ana.

PARÁGRAFO 3. La sum ato ria de los a ju s te s sem anales al MSG p a ra cad a uno de los en laces, se rán considerados como fa ltan tes o excedentes ne tos p a ra la determ inación del MSG de la nueva sem ana de operación.

PARÁGRAFO 4 . P ara cada agente, el ASIC conciliará las d iferencias asignadas a cad a uno , p resen tad as en tre las tran sacciones TIE reales, y a sean en m érito o fuera de m érito, y los pagos por g a ran tía s efectuados por el agente d u ran te el mes.

U na vez realizado el a ju s te final m en su al este deberá se r inform ado a cada uno de los agen tes, an te s de la fecha de vencim iento, con independencia de la fecha de pago de las diferencias que ex istan a favor o en co n tra de los m ism os, o del cruce de cu en ta s au torizado por los agentes.

El ASIC p o d rá reap licar pagos p a ra cu b rir obligaciones re su lta n te s de la aplicación de la Resolución CREG-007 de 2003 u o tras obligaciones a cargo del m ism o en el MEM, con previa autorización del agente, p a ra lo cual podrá utilizar los recu rso s disponibles co rrespond ien tes a los excedentes de las ga ran tía s asig n ad as por concepto de TIE.

PARAGRAFO 5. P ara efectos del pago an ticipado de las transacciones in ternacionales de electricidad de Corto Plazo -TIE-, las sem an as in ic iarán el d ía sábado y te rm in a rán el d ía viernes.

RESOLUCIÓN No. O I A DE 1 t FEB. 20M15 /37

HOJA N o.______

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación___________________________________________________________________________________ __

PARÁGRAFO 6 . El ASIC de te rm inará el porcen taje de participación de cada u no de los agentes en las com pras h o ra ria s de energ ía en Bolsa, que servirá p a ra a signar la participación en el m onto de g a ran tía s de las TIE, así:

%Agentej,s+2: Porcentaje de participación en g a ran tía s de las TIE p a ra lasem an a s+2 del agente j.

c ad a agente, estim ado u tilizando la inform ación de fron teras y con tra to s reg is tradas por el agente p a ra la sem an a s+2 y el precio de bolsa liquidado p a ra la sem an a s - l , sin inclu ir las de los s istem as de los pa íses con los cuales se tiene u n a integración regu la to ria de m ercados

energía en Bolsa de todos los agentes, estim ados u tilizando la inform ación de fron teras y co n tra to s reg is trad as por todos agen tes p a ra la sem ana s+2 y el precio de bo lsa liquidado p a ra la sem an a s - l , sin inclu ir las de los s istem as de los pa íses con los cuales se tiene u n a in tegración regu la to ria de m ercados.

PARÁGRAFO 7: El ASIC inform ará a los agen tes el v iernes de cad a sem ana, a m ás ta rd a r a las 15:00 ho ras, el m onto del pago an tic ipado que deben efectuar p a ra garan tizar las tran sacciones in ternacionales de electricidad de corto plazo TIE, de la sem an a S+2.

PARÁGRAFO 8: El ASIC, en los A cuerdos Com erciales que su scrib a con losotros adm in istrado res de los m ercados de electricidad de los o tros países, ten d rá en c u en ta el procedim iento previsto en este artícu lo p a ra el cálculo de los pagos an tic ipados sem anales que deposita rán los agen tes en u n a cu en ta independiente m edian te cheque o m ediante tran sfe ren c ia electrónica

ARTÍCULO 10°. Adiciónese el Parágrafo I o al artícu lo 24° de la Resolución CREG-004 de 2003, “Manejo de los R ecursos del Pago A nticipado”. El Artículo 24° q u ed ará así:

“ARTÍCULO 24°. Manejo de lo s R ecursos del Pago A nticipado. E n el caso de im portaciones del m ercado Colombiano, el ASIC g irará a la c u e n ta que señale el A dm inistrador del m ercado exportador, el valor sem ana l correspondien te al pago an ticipado estim ado de d ichas im portaciones, de acuerdo con el procedim iento de cálculo de garan tías previsto en a rtícu lo 23° de la Resolución CREG 004 de 2003 y el cual deberá inclu irse en el contenido en los Acuerdos Com erciales.

E n el caso de las exportaciones e fectuadas por el m ercado colom biano hacia o tros m ercados, el ASIC ab rirá u n a c u en ta en dólares en la que el Adm inistrador

%Agentej, s+ 2 = (VOBs+ 2 / 2 VOB s+2)*100

V O B s+2: Valor en pesos de las com pras h o ra ria s de energ ía en Bolsa p a ra

EVOBs+2: S um ato ria de los valores en pesos de las com pras h o ra ria s de

RESOLUCIÓN No. Q ̂ ^ DE 1 7 FFR 7nflil16 /3 7

HOJA No.


del m ercado im portador deposita rá el valor sem anal correspondien te al pago an ticipado de las im portaciones previstas, de acuerdo con el procedim iento de cálculo de ga ran tía s previsto en artícu lo 23° de la R esolución CREG 004 de 2003 y el cual deberá inclu irse en el contenido en los A cuerdos Com erciales.

PARÁGRAFO 1. Los rendim ientos financieros derivados de:

i) Los pagos an ticipados efectuados al m ercado colom biano por conceptode exportaciones TIE realizadas hac ia los sis tem as de los o tros países regulatoriam ente in tegrados, desde el d ía háb il siguiente al d ía doce (12) calendario de cad a m es, h a s ta el d ía del vencim iento de las tran sacciones en el M ercado M ayorista de conform idad con la regulación vigente en Colombia, se rán asignados a la de dem anda p a ra el cubrim iento de los costos y d ism inución costo de restricciones como se indica en este parágrafo; y

ü) Los pagos an ticipados efectuados por el M ercado colom biano, porconcepto de las im portaciones TIE realizadas desde los s istem as de los o tros pa íses regulatoriam ente in tegrados, desde el d ía del depósito de los recu rso s h a s ta el d ía doce (12) calendario del m es correspondiente, se rán asignados a los agen tes que hu b ieren realizado los anticipos, p a ra el cubrim iento de los costos de que t r a ta este parágrafo y su s excedentes se d is trib u irán en la form a que m ás adelan te se indica;

Se ap licarán por el ASIC de acuerdo con el siguiente procedim iento:

a) Se d esco n ta rán todos los costos asociados con las operaciones de co b ertu ra que se requ ieran p a ra las tran sacc io n es TIE de exportación e im portación respectivam ente, el gravam en a los m ovim ientos financieros, im puestos, las d iferencias re su lta n te s de los a ju s te s a las facturaciones TIE de exportación e im portación, así como otros costos que se p u ed an c a u sa r como consecuencia de la m onetización o com pra de divisas a través de in term ediarios del m ercado cam biario.

b) Los excedentes de los rendim ien tos financieros generados por los depósitos de pagos an ticipados efectuados por los agentes p a ra cu b rir im portaciones TIE, se rán d istribu idos trim estra lm en te a p ro rra ta de su participación en el m onto to ta l de ga ran tía s que se h u b ie ran puesto por los agentes, d u ran te los m eses respectivos, con independencia de la fecha del depósito de las m ism as.

c) Los excedentes de los rend im ien tos financieros obtenidos por los pagos an ticipados realizados por el ad m in istrad o r del m ercado im portador, se rán asignados trim estra lm en te a la dem anda dom éstica p a ra d ism inu ir el costo de restricciones a su cargo.

ARTÍCULO l l ' 1. Modifiqúese el Artículo 28 de la R esolución CREG 004 de 2003, “Liquidación de las T ransacciones In ternacionales de E lectricidad de Corto Plazo”. El Artículo 28° de la Resolución CREG 004 de 2003, q u ed ará así:

RESOLUCIÓN No. ^ ̂ ^ DE 1 2 FEB. 200417/37

HOJA No.______

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad.de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación__________________________________________________________________ __ _________________

“ARTÍCULO 28°. Liquidación de las T ransaccion es In ternacionales de E lectricidad de Corto Plazo.

Las liquidaciones de las transacciones in te rnac ionales de electricidad de Corto Plazo -TIE-, se rea lizarán por los adm in istrado res de los m ercados utilizando los precios reales de exportación e im portación y dem ás variab les necesarias, que se obtengan como resu ltado de la segunda liquidación, de conform idad con la reglam entación vigente p a ra las transacciones del m ercado m ayorista.

“PARÁGRAFO 1. P ara efectos de la liquidación de las TIE, el ASIC no considerará tran sacc iones por fracciones de hora, es decir, la liquidación se h a rá con el resu ltado neto de exportaciones e im portaciones de electricidad realizadas a través de cada uno de los en laces in te rnac ionales en periodos horarios con las lec tu ras de los m edidores ub icados en los nodos de fron tera de exportación.

“PARÁGRAFO 2. E n el caso de u n a im portación del m ercado colom biano, el ASIC recib irá del adm in istrado r del m ercado exportador, los valores reales de su Precio de O ferta en el Nodo F ron tera p a ra Exportación (PON Eqxe,i), resu ltado de la segunda liquidación, el cual se rá utilizado p a ra ob tener el precio de bolsa colom biano, aplicando las disposiciones con ten idas en el Artículo 43° de la Resolución CREG 004 de 2003. U na vez obtenido este precio, el ASIC ap licará el m ayor valor en tre el Precio de Im portación p a ra L iquidación de TIE, definido en el Artículo 3o de la m ism a Resolución, descon tando los cargos G liquidados, y el precio real de O ferta en el Nodo F ron tera p a ra Exportación del otro país, inform ado por el adm in istrad o r del m ercado exportador.

E n el caso de u n a exportación del m ercado colom biano, el ASIC enviará al adm in istrado r del m ercado im portador, el valor del PONEqx,í, que deberá considerar tan to la form a de asignación prev ista en la regulación vigente, como los valores reales de cad a u no de los com ponentes del Precio de O ferta en el Nodo F ron tera p a ra E xportación establecidos en el Artículo 5o de la Resolución CREG 004 de 2003. El valor del PONEqx,í, se rá inform ado al adm in istrado r del pa ís im portador p a ra que éste obtenga su Precio de Im portación p a ra Liquidación.

PARÁGRAFO 3. En el caso de u n a im portación del m ercado colom biano que se haya producido p a ra sup lir G eneración de Seguridad fuera de m érito e s ta será rem u n e rad a al pa ís exportador, u tilizando el precio de oferta en el nodo frontera p a ra exportación, inform ado por el adm in is trado r del pa ís exportador, resu ltan te de su segunda liquidación.

En el caso de u n a exportación de electricidad del m ercado colom biano que se haya producido p a ra sup lir G eneración de Seguridad en el p a ís im portador, el ASIC liqu idará y fac tu ra rá d icha exportación, al precio horario que se rá el m áxim o valor en tre el precio de exportación que deberá considerar los valores reales de cad a u no de los com ponentes del Precio de O ferta en el Nodo F ron tera p a ra E xportación establecidos en el Artículo 5o de la R esolución CREG-004 de 2003, y el precio m arginal del m ercado de corto plazo del m ercado im portador m ás la to ta lidad de los costos reconocidos regu la to riam ente a los generadores en dicho m ercado, todos re su lta n te s de la seg u n d a liquidación.

RESOLUCIÓN No. ^ ̂ ^ DE 1 I FEB. 2D0t18 /3 7

HOJA N o.______


PARÁGRAFO 4 . P ara efectos del cálculo del Costo E quivalente Real de Energía y del Valor a R ecaudar del Cargo por C apacidad, no se inc lu irán las im portaciones de electricidad realizadas a través de T ransacciones In ternacionales de E lectricidad de Corto Plazo.

PARÁGRAFO 5. P ara efectos de la liquidación de los cargos asociados con la generación (CargosG), que se d istribuyen con base en la capacidad efectiva reg is trada an te el ASIC, se considerará que los en laces in te rnac ionales ten d rán u n a capacidad efectiva equivalente al prom edio de la im portación del respectivo m es, que se h u b ie ra realizado utilizando el D espacho Económ ico Coordinado.

PARÁGRAFO 6. E n caso de no p rogram arse u n a TIE a través de u n enlace in ternacional, la m áxim a desviación adm isible en el flujo horario por el enlace e s ta rá lim itado al 1% de la capacidad m áxim a de tran sfe ren c ia del m ism o, de te rm inada por los operadores de los m ercados regu la to riam ente integrados. E sta desviación se rá rem u n e rad a al precio de oferta en el nodo fron tera p a ra exportación del pa ís que exporte.

PARÁGRAFO 7. E n caso de im portaciones de electricidad por p a rte del sistem a eléctrico colom biano, el ASIC al finalizar cad a m es de operación efectuará u n a ju s te final de tran sacciones TIE, denom inados Saldos Netos TIE, a p a rtir de la diferencia en tre la liquidación final con la cua l se realiza la fac tu ra , a ju s ta d a con los precios inform ados por el A dm inistrador del M ercado E xportador p a ra fac turación y los valores obtenidos de la segunda liquidación.

Los Saldos Netos TIES, valores ne tos deficitarios o superav itario s re su lta n te s del a ju s te final de tran sacc iones TIE definidos en este parágrafo , se asig n arán de la siguiente m anera:

i) P a ra cad a período horario , por la can tidad de las im portaciones que se destinen a cu b rir generación cuyo precio re su lta n te de la segunda liquidación esté fuera de m érito en la liquidación de facturación , se asig n arán de acuerdo con lo establecido en el artícu lo 45 de la Resolución CREG-004 de 2003.

ii) P a ra cad a período horario cuyo precio de la energ ía de im portación que se obtiene de la segunda liquidación resu lte en m érito en la liquidación de facturación , se rán aplicados a los agen tes com ercializadores y generadores a p ro rra ta de su participación en las com pras h o rarias de energía en Bolsa.

ARTÍCULO 12°. M odifiqúese el artícu lo 29° de la R esolución CREG 004 de 2003. “F actu ración y A dm inistración de C u en tas de las T ransacciones In ternacionales de E lectricidad de Corto Plazo”, así:

“ARTÍCULO 29°. F acturación y A dm inistración de C uentas de las T ransacciones In ternacionales de E lectricidad de Corto Plazo. Lafacturación y adm in istrac ión de c u en tas de las T ransacciones In ternacionales de E lectricidad de Corto Plazo se rán realizadas por el ASIC aplicando la regulación vigente p a ra las tran sacciones en el m ercado de energ ía m ayorista, de la siguiente m anera:

RESOLUCIÓN No. ^ ̂ ^ DE 1 ? FEB. 200t1 9 /37

HOJA N o ._______

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación___________________________________________ __________ ______________________________

E n el caso de u n a exportación del m ercado colom biano, el precio horario que se u tilizará p a ra fac tu ra r al m ercado im portador se rá el m áxim o valor en tre el precio de exportación que deberá considerar los valores reales de cad a u no de los com ponentes del Precio de O ferta en el Nodo F ro n te ra p a ra Exportación estab lecidos en el Artículo 5o de la Resolución CREG-004 de 2003, y el precio m arginal del m ercado de corto plazo del m ercado im portador m ás la to ta lidad de costos reconocidos regulatoriam ente a los generadores en dicho m ercado.

La fac turación m ensual a los agen tes colom bianos d eberá inclu ir tan to los a ju s te s que se deriven por concepto de u n a exportación TIE, como los Saldos Netos TIE, p roducto de u n a im portación. Los valores superav itarios o deficitarios de los a ju s tes, por concepto de u n a exportación TIE se rán aplicados a los agen tes com ercializadores y generadores, de conform idad con la reglam entación vigente p a ra las tran sacciones del m ercado m ayorista. E n el caso de los Saldos Netos TIE, su asignación se h a rá conform e lo previsto en el Parágrafo 7 del Artículo 28° de la Resolución CREG-004 de 2003.

Sólo se perm itirán a ju s te s a la fac tu ra den tro del plazo previsto por las no rm as cam biarias y ad u an e ra s .

El ASIC definirá los procedim ientos y procesos deta llados a ap licar p a ra efectos del perfeccionam iento, facturación y adm in istrac ión de c u en ta s de las T ransacciones In ternacionales de E lectricidad de Corto Plazo.

P ara la A dm inistración de C uen tas el ASIC d iseñ a rá u n m ecanism o a p a rtir de las liquidaciones p a ra las tran sacciones en el m ercado m ayorista que le perm ita m ane ja r ba lances independ ien tes y sep ara r de los pagos to ta les que resu lten a cargo de los agen tes partic ipan tes en la B olsa de Energía, las obligaciones derivadas de las T ransacciones In ternacionales de E nergía de Corto Plazo.

El ASIC se rá responsab le de cum plir con todas las obligaciones A duaneras y C am biarias derivadas de la ejecución de las T ransacciones In ternacionales de electricidad de Corto Plazo, teniendo en c u en ta el E s ta tu to A duanero y el Régimen de C am bios In ternacionales vigentes y las n o rm as que los m odifiquen, adicionen o com plem enten.

ARTÍCULO 13°. Modifiqúese el num era l ii) del Parágrafo 3 del Artículo 32° de la Resolución CREG 004 de 2003. “S uspensión Total o Parcial de las T ransacciones In ternacionales de E lectricidad de Corto Plazo -TIE”. El Artículo 32° q u ed a rá de la siguiente m anera:

"ARTÍCULO 32°. S u sp en sión T otal o Parcial de las T ransacciones In ternacionales de E lectricidad de Corto Plazo -TIE. El CND su sp en d e rá la ejecución de las TIE de acuerdo con la inform ación que le sum in is tre el ASIC en relación con los sigu ien tes eventos:

a. Incum plim iento por parte de los agentes del m ercado Colombiano:

Por incum plim iento parcial en el depósito del pago an ticipado por parte de los agen tes del m ercado m ayorista Colom biano p a ra a ten d er las

O 1 ARESOLUCIÓN No. _ _ _ _ _ DE 1 2 FEB. 2004

2 0 /3 7HOJA No.

r Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación

tran sacc io n es in te rnac ionales de electricidad de Corto Plazo, que no perm ita cum plir con el valor del pago an ticipado estim ado p a ra la sem ana de operación.

b. Incum plim iento por pa rte del M ercado Im portador:

i) Por el incum plim iento to ta l en el depósito del pago anticipado requerido p a ra a ten d er las tran sacc io n es in te rnac ionales de electricidad de Corto Plazo. El ASIC in fo rm ará al CND, an te s de las 13:00 h o ras de cad a viernes, p a ra que proceda a la in te rrupción del sum in istro .

ii) Por m ora en el pago de las fac tu ras por p a rte del adm in istrado r del m ercado im portador, h a s ta tan to se cum p lan e s tas obligaciones. P ara esos fines, se e n ten d e rá que el adm in istrado r del m ercado im portador incu rre en m ora a p a rtir del día siguiente de la fecha de vencim iento de la fac tu ra .

MPARAGRAFO 1. Las exportaciones no se su sp en d e rán po r incum plim iento parcial en el depósito del pago anticipado. No o b stan te , la can tidad de electricidad tran sfe rid a por los en laces in te rnac ionales se h a rá en proporción al valor depositado por el adm in istrado r del m ercado im portador.

MPARAGRAFO 2 . E n caso de p resen ta rse cua lqu ie ra de los an terio res eventos, el ASIC in form ará a la CREG de la ocu rrencia del suceso y notificará por escrito al regu lador y al A dm inistrador del m ercado del pa ís involucrado, sobre las razones que dieron lugar a la su spensión o al m enor su m in is tro de electricidad, den tro de las vein ticuatro (24) h o ras sigu ien tes al m om ento en que tenga conocim iento de d ichos eventos.

MPARÁGRAFO 3. E n caso de incum plim iento en el depósito de los pagos an tic ipados p a ra ga ran tizar las tran sacciones in te rnac iona les de electricidad de Corto Plazo, el agente m oroso:

i) R eintegrará, el valor del pago an ticipado que dejó de depositar, sin perjuicio de ap licar la regulación vigente sobre lim itación de sum in istro . E n todo caso, los valores sem ana les d eb erán inclu ir todos los valores fa ltan tes de los pagos an tic ipados no realizados.

ii) C ancelará al ASIC, sin perjuicio de ap licar la regulación vigente sobre lim itación de sum in istro , u n valor equivalente en pesos, determ inado de la siguiente m anera:

x

VIncj = ^ (P S L iq h - P b l _ e , h)*h=\

donde,

*MXT¡hs+2 J^VOBh 'Aí+2

VIncj: Valor a pagar por el agente incum plido j

RESOLUCIÓN No. ^ ̂ ^ DE 1 2 2004

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación________________________ _____ ___ _________________________________________

2 1 /3 7HOJA No.

PSLiqh: Precio horario de bolsa que se obtiene sin considerar laim portación TIE.

Pbli_e,h: Precio horario de bolsa que se obtiene considerando laim portación TIE sin lim itaciones por falta de garan tías.

VOBs+2,h. Valor en pesos de las com pras h o ra ria s de energía en Bolsade cad a agente estim ado, u t ilizando la inform ación de fron teras y con tra tos reg istrados por el m ism o p a ra la sem ana s+2 y el precio de bo lsa liquidado p a ra la sem ana s - l .

2VOBs+2,h S um atoria de los valores en pesos de las com pras ho rarias de energía en Bolsa de todos los agen tes estim ados, utilizando la inform ación de fron teras y con tra tos registrados por todos agen tes p a ra la sem an a s+2 y el precio de bolsa liquidado p a ra la sem an a s - 1.

MXTi,h,s+2 : M áxima transferenc ia ho raria por el enlace i estim adas p a ra la sem ana S+2, según las condiciones de operación estab lecidas por los operadores de los sistem as en relación con la m áxim a capacidad de los en laces in ternacionales.

X: H oras tran scu rrid a s h a s ta que el agente cum pla efectivam ente con los pagos an tic ipados estim ados por el ASIC, dentro de la sem ana de operación.

El valor a pagar por el agente incum plido corresponde a la sum ato ria de los VIncj de todos los en laces in ternacionales, y su cálculo se ap licará en casos de im portación en m érito y p a ra sup lir generación de seguridad.

Si no hay su spensión de im portaciones TIE, el agente p ag ará el 50% del Valor a pagar VIncj.

E n caso de su spensión de im portaciones TIE, el agente p agará el 100% del valor a pagar VIncj.

E stos valores se d e stin a rán p a ra ob tener u n m enor valor de restricciones a tra s la d a r a los u su a rio s y se rá incluido en la siguiente fac tu ra em itida por el ASIC.

ARTÍCULO 14°. Modifiqúese el Artículo 40° de la Resolución CREG-004 de 2003. El Artículo 40° qu ed ará así:

MARTÍCULO 40°. R em uneración. Los en laces in te rnac ionales clasificados como activos de u so se rem u n e ra rán de conform idad con la reglam entación vigente de Cargos por Uso del STN.

P ara la rem uneración de los en laces in ternacionales clasificadas como activos de conexión, la CREG estab lecerá la m etodología de rem unerac ión y ap robará los cargos de conexión correspondien tes a la utilización del tram o de la línea en territorio colom biano”.

RESOLUCIÓN No. 0 1 4 D E T 2 FEB- 2 0 0 t2 2 /3 7

HOJA N o .________

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación_________________________ _____________________________________________________________

CAPITULO III DISPOSICIONES FINALES

ARTÍCULO 15°. Modifiqúese los literales (f) y (g) del Artículo 45° de la Resolución CREG-004 de 2003. El Artículo 45° q u ed a rá así:

ARTÍCULO 45°. M odifiqúese lo s litera les (b), (c), (d), (e), (f), (g), (h), (i), (j) y (k) del A rtículo 2° de la R eso lución CREG-063. Los litera les (b), (c), (d), (e), (f), (§)> (h), (i), Ü) Y (k) del Artículo 2o de la Resolución CREG-063 de 2000, referen tes a la asignación de las G eneraciones de S eguridad y de los C ostos de Reconciliación Positiva, q u ed arán así:

"b) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de una Generación de Seguridad, asociada con Restricciones Eléctricas y /o soporte de voltaje del STN, se asignarán entre todos los comercializadores del SIN, a prorrata de su demanda comercial y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación."

“c) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de una Generación de Seguridad, asociada con indisponibilidades en el Despacho Programado, de Activos de Conexión al STN que están incumpliendo con las metas de calidad establecidas en la regulación vigente, se asignarán de la siguiente forma:

Propietario del Activo de Conexión

El Activo de Conexión Sirve a OR's conectados directam ente

Sirve OR's y Generador(es) conectados directam ente

O R s Se asigna a los OR's a prorrata de su demanda.

Se asigna a los OR's y Generadores) a prorrata de su demanda y de su Disponibilidad Comercial, respectivamente.

Generadorfes) No Aplica Si la Generación de Seguridad es suplida por el Generador(es) o por Generador(es) con vinculación económica con el Generador(es) propietario, se asigna al Generador(es) a prorrata de su Disponibilidad Comercial.Si la Generación de Seguridad no es suplida por el Generador(es) o por Generador(es) con vinculación económica con el Generador(es) propietario, se asigna al OR's a prorrata de su demanda.

OR’s com partida con Generadorfes)

No Aplica Se asigna a los OR's y Generador(es) a prorrata de su demanda y de su Disponibilidad Comercial, respectivamente.

Tercero Se asigna a los OR's a prorrata de su demanda.

Se asigna a los OR's y Generador(es) a prorrata de su demanda y de su Disponibilidad Comercial, respectivamente.

RESOLUCIÓN No. ^ 1 ^ DE 1 1 FEB‘200t2 3 /3 7

HOJA No._______


“Para determinar la vinculación económica o la relación de beneficiario real, los Generadores informarán antes del primero de octubre de cada año a la CREG el estado de su vinculación económica con otros Generadores. De no hacerlo, la CREG establecerá la vinculación económica con la información disponible.

“Cuando el activo de conexión esté cumpliendo con las metas de calidad establecidas en la regulación vigente, los Costos Horarios de Reconciliación Positiva se asignarán entre todos los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación.

"d) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de una Generación de Seguridad, asociada con el cumplimiento del criterio de confiabilidad (VERPC), se asignarán entre todos los comercializadores del SIN, a prorrata de su demanda comercial y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación.

“e) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de una Generación de Seguridad atribuible a consideraciones de estabilidad del STN, se asignarán entre todos los comercializadores del SIN, a prorrata de su demanda comercial y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación.

“f) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de una Generación de Seguridad, originada en Restricciones cuya eliminación o reducción esté asociada con una Importación de energía, se asignarán a los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial.

“g) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de una Generación de Seguridad, asociada con Restricciones originadas en las exportaciones de energía, se asignarán de la siguiente manera:

i) Restricciones ocasionadas por efecto de la exportación TIE, a través de un enlace internacional específico, su costo será asignado únicamente a este enlace.

ii) Restricciones que no sean asignables a un enlace en particular, su costo será asignado a los enlaces internacionales en función de la participación de la generación de seguridad asociada con cada enlace en la sumatoria de la generación de seguridad asociada con cada uno de los enlaces.

“h) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva por Restricciones, asociados con situaciones declaradas de Condiciones Anormales de Orden Público (CAOP), serán asignados a los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación.

“i) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva, originadas en modificaciones al programa de generación solicitadas por el CND durante la operación, por razones diferentes a salidas forzadas de activos de los STR's y /o SDL's, serán asignados a los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación. Para determinar la generación redespachada en la operación, no se verificará el criterio de confiabilidad probabilísüca (VERPC).

“Si el Redespacho tiene su origen en salidas forzadas de activos de los STR’s y /o SDL’s, los Costos Horarios de Reconciliación Positiva correspondientes, se asignarán al agente causante de la generación respectiva.

“Cuando exista más de un OR asociado con el requerimiento de esta generación forzada, el Costo Horario de Reconciliación Positiva se asignará en proporción a los

l / • í

RESOLUCIÓN No. -0 1 ^ DE 1 2 ^B. 20042 4 /3 7

HOJA N o.______

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación______________________________________________________________

ingresos por Cargos por Uso de Nivel IV de tensión, aprobados para los respectivos OR's, aplicados a la demanda total de cada uno de ellos.

“Si como consecuencia de la solicitud por parte de un Transportador de Gas, se modifica el programa de generación de una unidad térmica a Gas, se originan sobrecostos para el Sistema Interconectado Nacional, estos sobrecosías serán asumidos por el Transportador que lo solicitó.

“j) Los Costos de Reconciliación Positiva asociados con desviaciones positivas del programa de generación según la reglamentación ingente, serán asignados a los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación.

“k) Los Costos de Reconciliación Positiva no asociados con las causas establecidas en los literales anteriores, serán asignados a los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación. En todo caso el ASIC informará a los agentes del Mercado Mayorista el origen de dicha reconciliación."

“Una vez la Comisión establezca el mecanismo aplicable a las transacciones internacionales de electricidad mediante contratos de largo plazo, se definirán los mecanismos de asignación de los costos horarios de reconciliación positiva de la generación de seguridad entre las TIE y los comercializadores que se encuentren exportando. ”

ARTÍCULO 16°. Modifiqúese el Artículo 3 o de la Resolución CREG 063 de 2000, relacionado con la asignación de los costos de reconciliación negativa. El Artículo 3o de la Resolución CREG 063 de 2000, q u e d ará así:

“ARTÍCULO 3o. A sign ación d e los C ostos d e R eco n cilia c ió n N egativa . Para cada agente y para cada enlace internacional, se totalizan los Costos Horarios de Reconciliación Positiva y la asignación de los Costos de Prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia (AGC). Los Costos Horarios de Reconciliación Negativa se asignan entre dichos agentes y los enlaces internacionales, en proporción al total de Costos que se les haya asignado por concepto de Reconciliación Positiva y de AGC. ”

ARTÍCULO 17°. Modifiqúese el literal (g) del N um eral 2 del Anexo No. 2 de la Resolución CREG 062 de 2000, referente a la identificación de las generaciones de seguridad, el cual quedará así:

“2. Id en tif ica c ió n d e G eneracion es d e S e g u r id a d

El CND deberá identificar y considerar las siguientes Generación de Seguridad:

a) La Generación de Seguridad requerida por Restricciones en la infraestructura de los STR 's y /o SDL's, con tensión de operación inferior al Nivel IV, o requerimientos de soporte de reactivos en estos Sistem as. É stas deben ser propuestas al CND por el OR del respectivo STR y /o SDL, debiendo ser avaladas por dicha entidad quien podrá ajustarlas con el debido soporte.

b) La generación fo rzada requerida por Restricciones Eléctricas en la infraestructura de los STR 's y /o SDL's con tensión de operación correspondiente

RESOLUCIÓN No. ^ ^ DE 1 2 FEB. 20 fli2 5 /3 7

HOJA N o.______

Por la cual se establecen normas complementarías a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación____________________________________________________________

a Nivel IV, o por requerimientos de soporte de reactivos en dichos Sistemas. Para identificar esta s generaciones se calculan los flu jos de carga en estado estable del Sistema, simulando toda la infraestructura disponible con tensión de operación igual al Nivel IV.

c) La generación fo rzada requerida por Restricciones Eléctricas en el STN o en los Activos de Conexión al STN; o por consideraciones de soporte de reactivos en el

d) Las Generaciones de Seguridad requeridas para cumplir los criterios de confiabilidad definidos en el Numeral anterior.

e) La generación fo rzada por consideraciones de estabilidad del STN.

f) La Generación de Seguridad asociada con Restricciones relacionadas con importaciones de electricidad.

g) La Generación de Seguridad asociada con Restricciones originadas tanto por exportaciones TIE como con exportaciones realizadas hacia mercados no integrados regulatoriamente.

h) La generación fo rzada requerida por situación de CAOP (Condiciones Anormales de Orden Público).

La necesidad de forzar generación por requerimiento de reactivos en desarrollo de lo establecido en los Literales a), b) y c) arriba mencionados, debe determinarse luego de agotar las fu e n te s de suministro de reactivos disponibles, incluyendo las que provienen de generación despachada por seguridad de sum inistro."

ARTÍCULO 18° Id en tificación de gen eracion es de seguridad debidas a las exp ortacion es TIE. El CND identificará las generaciones de seguridad debidas a las exportaciones TIE, de acuerdo con lo consignado en el procedim iento desarro llado en el Anexo 6 de la p resen te Resolución.

ARTÍCULO 19° Modifiqúese el Artículo 49° de la Resolución CREG 004 de 2003. “Program ación de T ransacciones de E lectricidad con Países con los cuales no se tenga u n a Integración de M ercados R egulatoriam ente”, así:

“ARTÍCULO 49°. Program ación de T ransaccion es de E lectricidad con P aíses con lo s cu a les no se ten ga una In tegración de M ercados R egulatoriam ente. P ara aquellos pa íses con los cuales no se tengan las condiciones de in tegración regulatoria m ínim as, p a ra g a ran tizar la operación de u n M ercado de Corto Plazo coordinado, el CND u n a vez finalizado el proceso de despacho económico coordinado a que hace referencia el artículo 7o de esta Resolución, procederá a la program ación en el despacho program ado de las solicitudes de sum inistro de los operadores del país im portador, la cual deberá finalizar a m ás ta rd a r a las 14:55 horas.

“PARÁGRAFO 1. E n caso de no aplicarse p ru eb as de disponibilidad, el Centro Nacional de D espacho - CND deberá inform ar a m ás ta rd a r a las 14:55 ho ras el D espacho Program ado, a los operadores de los otros sistem as y a los agentes partic ipan tes del m ercado. ”

STN.

n i y 2 6 / 3 7RESOLUCIÓN No. 1 * DE 1 2 FEB. 200A HOJA N o._______

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación__________________________________________________ _____________________________ ______

ARTÍCULO 20°. M odifiqúese el Artículo 50° de la R esolución CREG 004 de 2003 “P ruebas de D isponibilidad”, así:

“ARTÍCULO 50°. Pruebas de Disponibilidad. U na vez finalizado el proceso de program ación de tran sacc io n es de electricidad con los p a íses con los cuales no se tenga u n a in tegración de m ercado regulatoriam ente , el CND prog ram ará las p ru eb as de disponibilidad de que tra ta la Resolución CREG -17 de 2002, o aquellas que la com plem enten, m odifiquen o su s titu y an , proceso que deberá finaliza r a m ás ta rd a r a las 15:05 horas.

ARTÍCULO 21°. M odifiqúese el Artículo 51° de la Resolución CREG 004 de 2003 “Liquidación de T ransacciones de E lectricidad con Países con los cuales no se tenga u n a In tegración de M ercado R egulatoriam ente”, así:

ARTÍCULO 51°. L iquidación de T ransaccion es de E lectricidad co n P aíses con lo s cu a les no se ten ga una In tegración de M ercado R egulatoriam ente.P ara aquellos pa íses con los cuales no se tengan las condiciones de integración regu la to ria m ínim as, el ASIC ap licará el siguiente procedim iento:

i) U na vez el ASIC finalice el proceso de despacho ideal conform e a lo previsto en la p resen te Resolución, p rocederá a p rog ram ar la dem anda no dom éstica y a calcu lar el precio de bo lsa p a ra d em an d a no dom éstica, el cual corresponde al Precio de oferta m ás alto en la h o ra respectiva, en la Bolsa de Energía, correspondiente a los recu rsos de generación que no presen ten inflexibilidad, requeridos p a ra cub rir la dem anda to tal en el D espacho Ideal, considerando la dem anda no dom éstica.

ii) Con el precio de bolsa p a ra dem an d a no dom éstica el ASIC ap licará las disposiciones con ten idas en la R esolución CREG 112 de 1998, o aquellas que la m odifiquen, com plem enten o su s titu y a n p a ra liqu idar exclusivam ente aquellas tran sacc iones con pa íses con los que no se tenga u n m ercado in tegrado regulatoriam ente , en los té rm inos de la p resen te Resolución.

iii) Los costos horarios de reconciliación positiva de u n a generación de seguridad fuera de m érito, asociada con restricciones o rig inadas en exportaciones de energ ía de los pa íses con los cua les no se tiene u n a in tegración de m ercados regulatoriam ente , se rá n asignados a los Com ercializadores que se en cu en tren exportando. Si hay m ás de u n agente exportador que haga uso de la Interconexión Internacional, se asignarán a p ro rra ta de la dem anda com ercial in ternacional horaria program ada por cada uno de ellos.

iv) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de u n a G eneración de Seguridad, originada en Restricciones cuya elim inación o reducción esté asociada con u n a Im portación de energía de los p a íses con los cuales no se tiene u n a in tegración de m ercados regu la to riam ente , se asignarán al generador que e s tá im portando. Si hay m ás de u n agente im portador que haga u so de la Interconexión Internacional, se asig n arán a p ro rra ta de la im portación program ada por cada uno de ellos.

o 1 ARESOLUCIÓN No._______________ DE 1 2 FEB. 2 0 0 t

2 7 /3 7HOJA No._______

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación_______________________________________________________________________________________

ARTÍCULO 22° M odifiqúese el Artículo 3o de la Resolución CREG-147 de 2001, el cual q u ed ara así:

“ARTÍCULO 3o. El Ingreso A nual requerido por el proyecto señalado en el Artículo 1 o. de la p resen te Resolución, será asignado po r el Liquidador y Adm inistrador de Cuentas -LAC-, a todos los comercializadores del S istem a Interconectado Nacional, a prorrata de su dem anda y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la cantidad de electricidad exportada po r cada uno de éstos.

Los valores asignados al Comercializador, p o r concepto de remuneración del proyecto mencionado en el Artículo lo . de la p resen te Resolución, serán considerados por éste como parte de la variable CRS: "Costo R estñcciones y Servicios Complementarios asignados al comercializador, sin incluir penalizadones", en los Costos Adicionales del Mercado M ayorista Oa, que hacen parte de la fórm ula para el cálculo del Costo Unitario d e Prestación del Servicio, de que trata el Numeral 2 del A nexo Número Uno, de la Resolución CREG-031 de 1997s.

ARTÍCULO 23°. A uditorias para TIE. Se d eb erán realizar aud ito rias al A dm inistrador del SIC y al C entro Nacional de D espacho -CND- o qu ien haga su s veces p a ra evaluar la aplicación de la regulación aplicable a las T ransacciones In ternacionales de Corto Plazo -TIE-. D ichas aud ito rias se rán realizadas por lo m enos u n a vez al año, por u n a firm a de au d ito ria reconocida, seleccionada por el ASIC y el CND en form a com petitiva, la cual deberá tener como m ínim o el siguiente alcance:

- Aplicación correcta de la regulación vigente

- A uditar los procesos de adm inistración , liquidación y factu rac ión de TIE p a ra el caso del ASIC.

- A uditar los procesos de D espacho Económ ico C oordinado, operación de los en laces y determ inación de p arám etro s técn icos p a ra el caso del CND.

- A uditar el m anejo de los recu rsos de los agentes.

- A uditar el cálculo de las ga ran tías

- A uditar el cum plim iento de los acuerdos com erciales y operativos

- A uditar la veracidad o exactitud de la inform ación o reg istros, com erciales y operativos.

- P robar y verificar la precisión de los cam bios en el softw are del SIC y el CND.

- A uditar aquellos aspectos específicos del SIC y el CND solicitados por la CREG.

V T ̂ Jt

RESOLUCIÓN No. ^ ^ DE U FEl> MP42 8 /3 7

HOJA No.______

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación_______________________________________

Parágrafo 1. El costo de las aud ito rias de que tra ta el p resen te Artículo serán parte de los ingresos regulados por concepto de los servicios p res tad o s por el CND y el ASIC. C ualquier aud ito ria adicional, que se requ iera , deberá ser pagada por qu ien la solicite.

Parágrafo 2 o. La firm a de aud ito ria d ispond rá de tre in ta (30) d ías calendario p a ra validar el inform e prelim inar con el A dm inistrador del SIC y el CND y de diez (10) d ías calendario , adicionales, p a ra em itir el inform e final.

Los inform es de aud ito ria deberán inclu ir el detalle de las p ru eb a s realizadas y las recom endaciones del aud ito r. Copia de este inform e d eberá se r enviada a la CREG y pub licada p a ra conocim iento de los agen tes, terceros in teresados, operadores y adm in istrado res de los s istem as in teg rados regulatoriam ente .

Parágrafo 3o. Todos los agentes que partic ipen en el m ercado m ayorista, así como el A dm inistrador del SIC y el C entro Nacional de D espacho deberán su m in is tra r la inform ación o perm itir el acceso a ella, incluyendo, procesos, personal y s istem as de com putación que sean necesarios p a ra que el A uditor p u ed a cum plir con su s funciones.

ARTÍCULO 24°. V igencia. La p resen te Resolución rige a p a rtir del prim er día calendario de m arzo de 2004.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

D ada en Bogotá, D .C./j ^

J ' c l . - ' Q— '0 j c H u ^

LUIS ERNESTO M EJUCASTROM inistro de M inas / Energía

Presidente

SANDRA STELLA FONSECA ARENASD irectora Ejecutiva

2 9 /3 7RESOLUCIÓN No. ^ ̂ ^ DE 1 2 FEB. 2004 HOJA No._______

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación_________

ANEXO No. 3

C osto_M edio_R estricciones_e: Costo de la energía generada por restricciones del S istem a In terconectado Nacional, sin considerar la s exportaciones a través de los en laces in ternacionales, p a ra cad a período horario .

El C entro Nacional de D espacho -CND, d e te rm in a rá d ichos costos de conform idad con el siguiente procedim iento:

1. C alcu lará u n D espacho Ideal p a ra la D em anda Total D om éstica estim ada, y a p a rtir de este D espacho se ca lcu lará el Precio_Bolsa_e.

2. C alcu lará u n D espacho Program ado considerando la D em anda Total Dom éstica.

P ara cad a recu rso j y p a ra cad a período k, se determ ina:

Si (Qprogj - Qidealj) > 0 en tonces Preferencia^ = Máx (PRR j, Precio_Bolsa_e)

Si (Qprogj - Q idealj) < 0 en tonces P referencia^ = (Precio_Bolsa_e +Pofj)/2

Donde:

PRRj: Prom edio ponderado horario del precio de reconciliación positiva,inform ado por el ASIC al CND. P ara cad a generador h id ráu lico se to m ará el periodo correspondien te a la ú ltim a sem an a de liquidación p a ra cad a recurso , en la que se h ay an aplicado dichos valores. P a ra c ad a generador térm ico se to m arán las variables CSC, CTC, COM y OCV de la ú ltim a sem an a de liquidación. P ara la variable CAP, ap licada a la m áxim a disponib ilidad declarada p a ra el despacho program ado, cuyo valor se d is tr ib u irá en tre la generación de seguridad re su ltan te del despacho program ado. El PRRj a ap licar deberá ser el m enor valor en tre el calculado con este procedim iento y el Precio de O ferta p a ra el recu rso j .

Preferencia^ : Precio de referencia p a ra el recu rso j en el período k

Precio_Bolsa_e: Precio m arginal del D espacho Ideal, calculado en elpaso 1.

El C osto_M edio_R estricc ion esje p a ra el período k co rresponderá a:

^ , Costo R e stricDomésticas kCosto _ M edio R e s tnccw nes _ e _ k = ---------- ~

DemandaTotalDoméstica k

RESOLUCIÓN No. Q ̂ ^ DE 1 2 FEB. 20043 0 /3 7

HOJA N o.______


Donde:n

Costo Re stricDomés ticas _ ^ (Qprog j k - Qideal y ¿ ) * Pr eferencia -

k:

C ostoR estricD om ésticas k:

Período del D espacho Program ado.

Costo de las R estricciones p a ra el período k, p a ra la dem an d a to ta l dom éstica, que incluye el valor m en su al en pesos de rem unerac ión de los activos que conform an la varian te de línea en tre la S ubestación G ua tapé y la L ínea S an Carlos- Ancón S u r del S is tem a de T ransm isión Nacional.

Qprogj:

Qidealj:

Preferencia]:

G eneración del recu rso j en el período k del D espacho Program ado.

G eneración del recu rso j en el período k del D espacho Ideal.

Precio de referencia del recu rso j en el período k, calculado en el paso 2.

D em andaTotalD om éstica_k: D em anda to ta l dom éstica p ronosticada en el;ríodo k.

?? 6

LUIS ERNESTO MM inistro de M ina y E nergía

Presidente

CASTRO SANDRA STELLA FONSECA ARENASD irectora Ejecutiva

RESOLUCIÓN No. 0 1 4 DE 1 2 FEB- 20043 1 /3 7

HOJA No._______


ANEXO No. 4

Costo_Restricciones_del_Enlace_e,Qxi: Costo de la energ ía generada porrestricciones del SIN, asociada con la exportación a través del Enlace In ternacional i, p a ra la oferta h o ra ria de exportación QX.

Dichos costos se d e te rm in arán p a ra cad a período, de conform idad con el siguiente procedim iento:

1. Se realiza u n D espacho Program ado considerando la D em anda Total Dom éstica.

2. P ara cad a can tidad QX, iniciando con u n valor QX igual a la capacidad rem anen te del generador m arginal, in crem en tando valores de QX h a s ta que c u b ra la capacidad m áxim a de exportación del en lace in ternacional i, se calcu la u n D espacho Ideal.

3. P a ra cad a can tidad QX, iniciando con u n valor QX igual a la capacidad rem anen te del generador m arginal, increm en tando valores de QX h a s ta que c u b ra la capacidad m áxim a de exportación del en lace in ternacional i, se calcu la u n despacho program ado, tom ando como referencia el D espacho Program ado Prelim inar p a ra la d em an d a to ta l dom éstica.

4. P ara cad a recu rso j, período k y p a ra cad a can tid ad QX a exportar por cad a enlace i, se determ ina:

Si (Qprog i i ox - Qidealj_i_Qx) > 0

E ntonces, Preferencia_jj_Qx = Máx(PRR j, Precio_Bolsa_ qx)

Si (Q prog jj Q x - Qidealj _ l q x ) < 0

E ntonces, Preferencia j í . q x = (PrecioJ3olsa_ q x +Pofj)/2

Donde:

PRRj: Prom edio ponderado horario del precio de reconciliación positiva, inform ado por el ASIO al CND. P ara cad a generador h id ráu lico se tom ará el periodo correspondien te a la ú ltim a sem an a de liquidación p a ra cada recurso , en la que se h ay an aplicado d ichos valores. P a ra cad a generador térm ico se to m arán las variables CSC, CTC, COM y OCV de la ú ltim a sem an a de liquidación. P ara la variable CAP, ap licada a la m áxim a d isponibilidad declarada p a ra el despacho program ado, cuyo valor se d is trib u irá en tre la generación de seguridad re su lta n te del despacho program ado. El PRRj a ap licar deberá se r el m enor valor en tre el calculado con este procedim iento y el Precio de O ferta p a ra el recu rso j.

Preferencia j i qx : Precio de referencia p a ra el recu rso j p a ra u n acan tidad de exportación QX por el enlace i.

RESOLUCIÓN No. 0 1 ¿ DE 1 2 FEB. 20043 2 /3 7

HOJA N o.______


Precio_Bolsa_ qx:

Qprogjj-Qx:

Qidealj _í_q x :

Precio m arginal del D espacho Ideal p a ra u n a can tid ad de exportación QX.

G eneración del recu rso j del D espacho Program ado p a ra u n a exportación QX por el enlace i en el período k.

G eneración del recu rso j del D espacho Ideal p a ra u n a exportación QX por el en lace i en el período k.

5. P ara cad a D espacho Program ado calculado en el Paso 3, considerando los Precios de Referencia calcu lados en el Paso 4, y p a ra cad a enlace i, se calcula:

Costo_ restriccioes_ del_Enlace_ e,sx¡_ k =

Donde:

CostcRostric. qX—CostcRestricDomáscas

Q X

Costo Re stric i QX _ ¿ = X (Qprog J t QX - Qideal j i QX ) * Pr eferencia j t QX;=i

k: Período del D espacho Program ado.

C ostoR esticD om ésticas_k: Costo de las R estricciones p a ra el período k,p a ra la d em an d a to ta l dom éstica, calculado con el procedim iento descrito p a ra Costo_M edio_Restricciones_k (Anexo 3).

CostoRestic_i_Qx_k: Costo de las R estricciones considerando u n a TIE de exportación QX por el enlace i.

Qprogj: G eneración del recu rso j en el período k del D espacho Program ado.

Qidealj: G eneración del recu rso j en el período k del D espacho Ideal.

Qprogj-LQx: G eneración del recu rso j en el período k del D espacho Program ado p a ra u n a TIE de exportación QX.

1 2 FEB. 2004 3 3 /3 7RESOLUCIÓN No. u 1 ^ DE HOJA N o.________0 1 U

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación___________________

G eneración del recu rso j en el período k del D espacho Ideal p a ra u n a TIE de exportación QX.

P referencia j i q x : Precio de referencia p a ra el recu rso j p a ra u n a can tid ad de exportación QX por el en lace i

LUIS ERNESTO MEJÍAyCASTRO SANDRA STELLA FONSECA ARENASM inistro de M inas y E nergía

Presidente 'D irectora Ejecutiva

0 1 4 1-ZFEfl .ZOK-RESOLUCION N o._______________DE________________

3 4 /3 7HOJA N o._______


ANEXO No. 5

Cálculo co rrespondien te a la responsab ilidad por AGC:

¿ 2 * HOj * PofjAGC, - mZe,/=!

Donde:

j: G enerador despachado en el D espacho Program ado

n: Núm ero to ta l de generadores d espachados p a ra p re s ta r el servicio deregulación secu n d a ria de frecuencia.

m: Núm ero to ta l de generadores despachados en el D espacho Program ado

k: Período horario del D espacho Program ado

AGC: Costo un ita rio del servicio de AGC

HO: H olgura asig n ad a al generador j

Qj: G eneración p rog ram ada p a ra el recu rso j en el D espacho Program ado

Poíj: PreciíSde Oíferta del recu rso j en la h o ra k

¿ K j C J M

LUIS ERNESTO MEJIA CASTRO SANDRA STELLA FONSECA ARENASM inistro de M inas y E nergía D irectora Ejecutiva

Delegado del M inistro Presidente

0 1 ¿ ' 17 FFfí Tnítí 3 5 / 3 7RESOLUCIÓN N o ._______________ DE ¿ rcDl ¿m HOJA N o.________

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación______________________________________

ANEXO No. 6

IDENTIFICACIÓN DE LAS GENERACIONES DE SEGURIDAD DEBIDAS A LA EXPORTACIÓN DE ENERGÍA POR LOS ENLACES INTERNACIONALES

A. P ara la identificación de las generaciones de seguridad deb idas a las exportaciones TIE por todos los en laces in ternacionales, el CND segu irá el siguiente procedim iento:

1. Realizará u n P redespacho Ideal considerando el pronóstico de la D em anda Total Dom éstica, e incluyendo las d isponib ilidades y precios re su lta n te s en el Redespacho.

2. C alcu lará u n D espacho Program ado considerando el pronóstico de la D em anda Total D om éstica, e incorporando las m odificaciones realizadas en el Redespacho.

3. D eterm inará la diferencia en tre los dos an te rio res p rogram as de despacho, p a ra cad a período horario k y recu rso j así:

Diferencia_Dom ésticaj,h = Qprogj,k - Qpreidealj,k

Donde:

Qprogj,k: Program a de generación del recu rso j, p a ra el período k, en el despacho program ado, calculado en el p u n to 2

Qpreidealj,k: Program a de generación del recu rso j, p a ra el período k, en el P redespacho Ideal, calculado en el p u n to 1.

4. C alcu lará u n P redespacho Ideal p a ra la D em anda Total, p rog ram ada en el redespacho , considerando las d isponibilidades y precios re su lta n te s del Redespacho.

5. D eterm inará, con base en el R edespacho program ado, p a ra la dem anda Total, realizado en el d ía de operación, p a ra c ad a recu rso j y periodo horario k, la siguiente diferencia:

Diferencia_DdaTotal j,k = Qredespachoj,k - Qpreideal_expj,k

Donde:

Qredespachoj,k: Program a de generación del recu rso j, p a ra el período k, en el R edespacho program ado en el d ía de operación.

Qpreideal_expj,k: Program a de generación del recurso j, p a ra el período k, en el Predespacho Ideal ten iendo en c u e n ta la D em anda Total

0 1 ¿ 12 FEB. m í 36/ 37RESOLUCION No. 1 ** DE__________________ HOJA No._______

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación__________________

D om éstica y la D em anda In ternacional de D espacho Económ ico Coordinado, calculado en el p u n to 4.

Las generaciones de seguridad asignab les a las exportaciones TIE, p a ra cada recu rso j y p a ra cad a período k, co rresponderán a los valores positivos, de la diferencia en tre las generaciones de seguridad de te rm in ad as m edian te los procedim ientos establecidos en los num era les 3 y 5, así:

[A] Gen_seguridad_exp_totalj,k = Diferencia_DdaTotalj,k - Diferencia_Domésticaj,k

Donde:

G en_seguridad_exp_totalj,k: G eneración de seguridad del recu rso j, asignable ala exportación TIE en el período k.

B. P a ra la identificación de las generaciones de seguridad deb idas a la exportación TIE por cada enlace in ternacionales, el CND seguirá el siguiente procedim iento p a ra cada enlace in ternacional:

6. C alcu lará u n Predespacho Ideal p a ra la D em anda Total D om éstica estim ada, m ás la exportación TIE p rog ram ada en el redespacho por el enlace i, considerando las d isponibilidades y precios re su lta n te s del R edespacho y u n a exportación de cero (0) MWh por los dem ás enlaces in te rnac iona les .

7. C alcu lará u n D espacho Program ado p a ra la D em anda Total D om éstica estim ada m ás la exportación p rogram ada en el redespacho por el enlace i, considerando las d isponibilidades y precios re su lta n te s del R edespacho y u n a exportación de cero (0) MWh por los dem ás en laces in ternacionales.

8. D eterm inará la diferencia en tre los dos an te rio res p rogram as de despacho, p a ra cada enlace i, período horario k y recu rso j, así:

Diferencia_DdaTotal j,k,i = Qredespachoj,k,i - Qpreideal_expj,k,i

Donde:

Q redespachoj>k,i: Program a de generación del recu rso j, p a ra el enlace i y período k, en el D espacho Program ado calculado en el p u n to 7 en el d ía de operación.

Qpreideal_expj,k,i: Program a de generación del recu rso j, p a ra el enlace i y período k, en el P redespacho Ideal ten iendo en cu en ta la D em anda Total D om éstica y la D em anda In ternacional de D espacho Económ ico Coordinado, calculado en el p u n to 6.

RESOLUCIÓN No. O I A DE 1 1 FFR ML3 7 /3 7

HOJA N o ._______

Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, que harán parte del Reglamento de Operación____________________________

Las generaciones de seguridad asignables a las exportaciones TIE por cada enlace in ternacional i, p a ra cada recurso j y p a ra cad a período k, co rresponderán a los valores positivos, de la d iferencia en tre la s generaciones de seguridad de te rm inadas m edian te los procedim ientos establecidos en los num era les 5 y 8, así:

[B) Gen„seguridad_exp_totalj,k,i = Diferencia_DdaTotalj,k,i - Diferencia_Domésticaj,k,

Donde:

Gen_seguridad_exp_totalj,k,i: G eneración de seguridad del recu rso j, asignable ala exportación TIE en el período k, por el enlace i.

C. Las generaciones de seguridad de te rm inadas m ed ian te el procedim iento establecido en el num era l 5 [A], que no sean asignab les a u n enlace p a rticu la r conform e lo d ispuesto en el n u m era l 8 [B], se a sig n arán a los en laces de acuerdo con la siguiente proporción:

Gen _ Seguridad _ exp_ totaljk¡n

^ Gen _ Seguridad _ exp_ totaljki

Donde:

G en_seguridad_exp_totalj,k,i: G eneración de seguridad del recurso j, asignable a la exportación TIE en el período k, por el enlace i.

n: to ta l de en laces in ternacionales

LUIS ERNESTO MEJÍA CASTRO SANDRA STELLA FONSECA ARENASM inistro de M inas y E nergía D irectora Ejecutiva

Presiaente

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