CREG - Circular 229 de 2026 - Anexo Informe proyecto resolucion

ESTUDIO ARMONIZACIÓN

REGULACIÓN COLOMBIANA - DECISIÓN CAN 816 SINEA

ACTUALIZACIÓN

ENTREGABLE 2

Bogotá 16 de diciembre de 2025

Para CREG Financiado por Banco Interamericano de Desarrollo Preparado por JAVIER AUGUSTO DIAZ VELASCO ConsultorContenido 1 Objetivo ____________________________________________________________ 1 2 Antecedentes ________________________________________________________ 1 3 Análisis comparativo Decisión CAN 816 con esquema actual. __________________ 4 3.1 Principios _____________________________________________________________ 4 3.1.1 Decisión CAN 816 ____________________________________________________________ 4 3.1.2 Esquema actual TIE ___________________________________________________________ 5 3.1.3 Impacto ____________________________________________________________________ 6 3.1.4 Propuesta ___________________________________________________________________ 7 3.2 Definiciones ___________________________________________________________ 7 3.3 Planeación, coordinación, supervisión y control de la operación de los enlaces _____ 7 3.3.1 Reglamento Operativo ________________________________________________________ 7 3.3.2 Resolución CREG 004 2003 _____________________________________________________ 8 3.3.3 Impacto ____________________________________________________________________ 8 3.3.4 Propuesta ___________________________________________________________________ 8 3.4 Oferta ________________________________________________________________ 8 3.4.1 Curva de oferta ______________________________________________________________ 8 3.4.2 Curva de demanda __________________________________________________________ 12 3.4.3 Capacidad de transferencia ____________________________________________________ 15 3.4.4 Peajes unitarios de transmisión por cada Enlace Internacional _______________________ 16 3.4.5 Pérdidas del Enlace Internacional _______________________________________________ 16 3.5 Despacho ____________________________________________________________ 18

3.4.3 Capacidad de transferencia ____________________________________________________ 15 3.4.4 Peajes unitarios de transmisión por cada Enlace Internacional _______________________ 16 3.4.5 Pérdidas del Enlace Internacional _______________________________________________ 16 3.5 Despacho ____________________________________________________________ 18 3.5.1 Según el RO ________________________________________________________________ 18 3.5.2 Resolución CREG 004 de 2021 _________________________________________________ 18 3.5.3 Impacto ___________________________________________________________________ 18 3.6 Despacho día anterior __________________________________________________ 18 3.6.1 Según el Reglamento Operación Mercado el Día Anterior MDA _______________________ 18 3.6.2 Resolución CREG 004 de 2003 _________________________________________________ 19 3.6.3 Impacto ___________________________________________________________________ 20 3.6.4 Propuesta __________________________________________________________________ 21 3.7 Día de operación ______________________________________________________ 22 3.7.1 Horario de programación _____________________________________________________ 22 3.7.2 Redespachos y desviaciones al programa de TIE ___________________________________ 23 3.7.3 Generación de seguridad _____________________________________________________ 26 3.7.4 Según el RO ________________________________________________________________ 28 3.7.5 Resolución 004 de 2003 ______________________________________________________ 28 3.7.6 Impacto ___________________________________________________________________ 29 3.7.7 Propuesta __________________________________________________________________ 29 3.8 Desviaciones de programa _______________________________________________ 30 3.8.1 RO ________________________________________________________________________ 30 3.8.2 Resolución CREG 004 de 2003 _________________________________________________ 30 3.8.3 Impacto ___________________________________________________________________ 302

3.8.4 Propuesta __________________________________________________________________ 30 3.9 Aspectos comerciales ___________________________________________________ 32 3.9.1 Responsabilidades ___________________________________________________________ 32 3.9.2 Fronteras __________________________________________________________________ 32 3.10 Precio mercado _______________________________________________________ 34

3.8.4 Propuesta __________________________________________________________________ 30 3.9 Aspectos comerciales ___________________________________________________ 32 3.9.1 Responsabilidades ___________________________________________________________ 32 3.9.2 Fronteras __________________________________________________________________ 32 3.10 Precio mercado _______________________________________________________ 34 3.10.1 Reglamento Operativo del MAERCP __________________________________________ 34 3.10.2 Precio Importación y Exportación ____________________________________________ 34 3.10.3 Impacto _________________________________________________________________ 34 3.10.4 Propuesta _______________________________________________________________ 35 3.11 Compensación y liquidación _____________________________________________ 35 3.11.1 Según el RC del MAERCP ___________________________________________________ 35 3.11.2 Según la Resolución CREG 004 de 2003 ________________________________________ 40 3.11.3 Resolución CREG 063 de 2000 _______________________________________________ 41 3.11.4 Impacto en liquidación de intercambios _______________________________________ 41 3.11.5 Impacto en otros conceptos de liquidación ____________________________________ 45 3.11.6 Propuesta _______________________________________________________________ 46 3.12 Asignación de Rentas de congestión _______________________________________ 46 3.12.1 RC _____________________________________________________________________ 46 3.12.2 Resolución CREG 004 de 2003 _______________________________________________ 47 3.12.3 Impacto _________________________________________________________________ 47 3.12.4 Propuesta _______________________________________________________________ 47 3.13 Facturación ___________________________________________________________ 47 3.13.1 RC _____________________________________________________________________ 47 3.13.2 Resolución CREG 004 de 2003 _______________________________________________ 47 3.13.3 Impacto _________________________________________________________________ 47 3.13.4 Propuesta _______________________________________________________________ 48 3.14 Garantías ____________________________________________________________ 49 3.14.1 RC _____________________________________________________________________ 49 3.14.2 Resolución CREG 004 de 2003 _______________________________________________ 49

3.13.4 Propuesta _______________________________________________________________ 48 3.14 Garantías ____________________________________________________________ 49 3.14.1 RC _____________________________________________________________________ 49 3.14.2 Resolución CREG 004 de 2003 _______________________________________________ 49 3.14.3 Impacto _________________________________________________________________ 50 3.14.4 Propuesta _______________________________________________________________ 50 3.15 Planeación de la expansión, construcción y remuneración de enlaces internacionales 51 3.16 Disposiciones finales ___________________________________________________ 51 4 Respuesta a comentarios: _____________________________________________ 521 Objetivo Este documento tiene por objeto presentar el Entregable 2 de la consultoría para actualizar el estudio de armonización de la regulación colombiana para la aplicación de la Decisión CAN 816 en el marco del Mercado Andino Eléctrico Regional de Corto Plazo, MAERCP y de la iniciativa SINEA. 2 Antecedentes El objetivo de esta consultoría es apoyar a la CREG con las acciones necesarias para actualizar el estudio de armonización y adecuación de regulación del mercado de energía mayorista colombiana para la aplicación de la Decisión CAN 816 y sus reglamentos, preparado para la CREG del 24 de febrero de 2022. Fundamentados en las Leyes 142 y 143 de 1994 la CREG definió la regulación del Mercado de Energía Mayorista (MEM) y la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) en las Resoluciones CREG 024 y CREG 025 de 1995 denominados Código de Operación y Código Comercial. A lo largo del tiempo estos códigos se han modificado pero mantienen el esquema de mercado diario según el cual los generadores hacen las ofertas de precio y declaración de disponibilidad para cada una de las horas del día siguiente. El Centro Nacional de Despacho (CND) establece el programa de despacho horario de

de mercado diario según el cual los generadores hacen las ofertas de precio y declaración de disponibilidad para cada una de las horas del día siguiente. El Centro Nacional de Despacho (CND) establece el programa de despacho horario de generación que cubra la demanda en forma económica y segura. Durante el día de operación el CND realiza cambios al programa de despacho ya sea para atender cambios de disponibilidad de la generación o por cambios en la demanda o de la topología de la red del SIN. Al día siguiente al de operación se establece el precio del mercado hora a hora tomando como referencia el despacho con disponibilidad real y la demanda real medida en el sistema sin considerar las restricciones de la red. Denominado despacho ideal. Con estos precios se realiza la liquidación del mercado remunerando las ventas a precio del mercado denominado también precio de bolsa. Aunque en este proceso no se modifica el precio ofertado , los generadores ni los comercializadores en representación de la demanda no adquieren compromiso con la cantidad que ha sido asignada por el CND como resultado del despacho. Si la generación presenta una desviación del programa de despacho mayor del 5% se hace un cargo valorado como e l precio del mercado por la cantidad de energía mayor de esta desviación si no ha sido autorizada por el CND. Las transacciones Internacionales de Energía (TIE) están reguladas por la Resolución CREG 004 de 2003 en el marco de la Decisión CAN 536. Está fundamentada en la oferta de excedentes de corto plazo entre Colombia y Ecuador.2

La energía excedente no utilizada por el mercado colombiano se oferta por el CND a CENACE (Ecuador) en cantidad y precio. Así como el CENACE (Ecuador) oferta los excedentes disponibles como resultado del despacho propio. Adicionalmente se

La energía excedente no utilizada por el mercado colombiano se oferta por el CND a CENACE (Ecuador) en cantidad y precio. Así como el CENACE (Ecuador) oferta los excedentes disponibles como resultado del despacho propio. Adicionalmente se oferta el precio al cual estarían dispuestos a comprar. Tanto la cantidad como el precio pueden cambiar en el día de operación. Para cubrir el riesgo asociado con el cambio de precio entre el momento que se oferta y el momento en que se liquida, se estableció un umbral de 8%. La Resolución CREG 049 de 2018 definió ajustes para incentivar los intercambios. Se introdujeron los siguientes cambios el precio ofertado no cambia, se modifica la forma de calcular el umbral y se depura del precio de oferta solamente con valores asociados a la generación. La resolución CREG 004 de 2013 ha sido modificada por las siguientes resoluciones

Resolución CREG No AÑO 101 69 2025 101 51, 101 61, 101 66 2024 101 18 2023 101 28 2022 63 2020 145 2019 60 2019 49, 63 2018 140 2017 254 2016 210, 196 2015 116 2012 51, 76, 149, 160, 186 2009 32, 69, 92, 96, 155 2008 14, 60 2004 Las primeras 8 resoluciones antes anotadas fueron publicadas después de realizado el estudio de febrero 2022 y se están considerando en este documento de actualización. La CREG está trabajando en un marco normativo que considera cambios importantes en el mercado como son el despacho vinculante, la creación de

realizado el estudio de febrero 2022 y se están considerando en este documento de actualización. La CREG está trabajando en un marco normativo que considera cambios importantes en el mercado como son el despacho vinculante, la creación de mercados intradiarios para ajustar las posiciones de los participantes, la participación de la demanda, la prestación de servicios complementarios y la cooptimización de despacho considerando el control automático de generación (AGC). Para estos efectos la CREG publicó para comentarios la Resolución CREG 143 de

2021. En el momento de la elaboración de este documento no hay resolución definitiva ni fecha prevista para su implementación. Por lo tanto, el mercado sigue operando con las reglas actuales.3

Por su parte se promulgó la Decisión CAN 816 que remplaza la Decisión CAN 536. Con esa Decisión se crea el Mercado Andino Eléctrico Regional de Corto Plazo (MAERCP) con el reglamento operativo RO y el reglamento comercial RC y la creación de la fu nción del Coordinador Regional CR con su reglamento RCR para la ejecución del despacho económico coordinado . Establece l a realización de sesiones mercados del día anter ior MDA e intradiarios MID . Se fundamenta , lo mismo que en la decisión 536, en el aprovechamiento económico de los recursos excedentes de los países y calcula la compensación y liquidación de las transacciones internacionales de energía de corto plazo TIE entre otras funciones afines. Los programas de intercambio resultantes de esos mercados son vinculantes tanto en cantidad como en precio. Este documento recoge los análisis para identificar los elementos en la regulación expedida por la CREG que deben ser adicionados, adaptados, modificados, remplazados o derogados para la efectiva implementación de los reglamentos de la

vinculantes tanto en cantidad como en precio. Este documento recoge los análisis para identificar los elementos en la regulación expedida por la CREG que deben ser adicionados, adaptados, modificados, remplazados o derogados para la efectiva implementación de los reglamentos de la Decisión CAN 816, Reglamento Comercial (RC) y Reglamento Operativo (RO) del Mercado Andino Eléctrico Regional de Corto Plazo (MAERCP) mediante la armonización de la regulación colombiana para dar cumplimiento a su aplicación a partir del mes del 1 de julio de 2026 según estab lece la Resolución 2402 de 2024 de la Secretaría General de la CAN. En este documento se da respuesta a los comentarios que hicieron los agentes a la propuesta de la primera parte de este estudio que fue publicada por la CREG para comentarios con Circular CREG 123 de 2025 y se hacen los ajustes correspondientes a cambios originados en la resoluciones nuevas como se mencionó anteriormente. Se clasifican los cambios identificados considerando su alcance y la complejidad e impacto de su implementación. Se presentan alternativas en los casos en los cuales hay varias posibilidades, se evalúan y se hace selección. Se presenta una propuesta de redacción de la regulación para cada uno de los artículos que conforman la resolución. La metodología utilizada para realizar esta identificación de elementos se basa en la comparación de la regulación actual y lo establecido en los reglamentos del proceso que conlleva las TIE desde la oferta para el despacho económico coordinado hasta la liquidación según se considera en los reglamentos. El documento presenta lo establecido en los reglamentos RO y RC del MAERCP para cada etapa del proceso y en forma paralela, lo establecido en la regulación colombiana correspondiente para seguir a continuación con la identificación de

El documento presenta lo establecido en los reglamentos RO y RC del MAERCP para cada etapa del proceso y en forma paralela, lo establecido en la regulación colombiana correspondiente para seguir a continuación con la identificación de cambios como resultado de la comparación, evaluación y propuesta de cambio. Se incluye una propuesta de redacción de articulado. En este documento se presentan en la sección 3 los resultados en la siguiente forma para cada punto de la regulación: lo que establecen los reglamentos del MAERCP,4

lo que establece la regulación colombiana, identificación de alternativas a cambios necesarios para armonizar , evaluación y recomendación . En la sección 4 se presentan los comentarios de los agentes y respuesta a los mismos. En la sección 5 se presenta la propuesta de redacción de la resolución para armonizar la regulación del Mercado de Energía Mayorista MEM con las reglas del Mercado Andino de Energía de Corto Plazo MAERCP para su puesta en funcionamiento. 3 Análisis comparativo Decisión CAN 816 con esquema actual. 3.1 Principios 3.1.1 Decisión CAN 816 De acuerdo con los Artículo 1 y 2 de la decisión CAN los Intercambios en el Mercado Andino Eléctrico Regional (MAER) se fundamenta en los siguientes principios “a) Optimización de excedentes una vez abastecido el mercado interno; b) Uso eficiente de los recursos energéticos en los países que conforman la región andina; c) Aprovechamiento de la complementariedad y de la disponibilidad de los recursos energéticos; d) Acceso libre, transparente y recíproco a la información para el funcionamiento del mercado y aquella que sea necesaria para la planificación de los enlaces internacionales;

c) Aprovechamiento de la complementariedad y de la disponibilidad de los recursos energéticos; d) Acceso libre, transparente y recíproco a la información para el funcionamiento del mercado y aquella que sea necesaria para la planificación de los enlaces internacionales; e) Fomento al desarrollo económico de la región andina; f) Sostenibilidad ambiental en el uso de los recursos; g) Mejora de la calidad en la prestación de los servicios eléctricos, y h) El derecho soberano de los países a establecer los criterios que aseguren el desarrollo sustentable en la utilización de sus recursos naturales.” Se destaca que los intercambios del MAERCP “comprenderá la realización de los intercambios de los Excedentes de Energía.” Adicionalmente, de acuerdo con el Artículo 4 de la Decisión se establecen las reglas generales de los intercambios “a) El MAERCP es el ámbito en el cual se realizan las TIE, las cuales tendrán carácter de vinculante para las partes involucradas. b) Las TIE se programarán con un horizonte de hasta 24 horas, tomarán en cuenta los Excedentes de Energía y estarán restringidas a la Capacidad de los Enlaces Internacionales; c) Los precios de la electricidad, en ambos extremos de los Enlaces Internacionales, deberán servir para valorar las TIE y calcular las Rentas de5

Congestión. Estos precios serán determinados conforme lo señalado en el Capítulo III; d) Las Rentas de Congestión que se originen en cada Enlace Internacional serán asignadas en partes iguales, es decir, 50% para cada uno de los dos países que comparten el Enlace Internacional; e) Las TIE no afectarán los precios internos del país exportador;

d) Las Rentas de Congestión que se originen en cada Enlace Internacional serán asignadas en partes iguales, es decir, 50% para cada uno de los dos países que comparten el Enlace Internacional; e) Las TIE no afectarán los precios internos del país exportador; f) Los países no impondrán gravámenes específicos ni restricciones a las importaciones o exportaciones de electricidad; g) Para efectos de las TIE, los precios de la Curva de Oferta y la Curva de Demanda, no deberán considerar ningún tipo de subsidio; h) Las TIE deberán contar con garantías financieras que cubran el valor de las mismas; i) Cuando existan razones de seguridad o insuficiencia de generación para el abastecimiento de su demanda interna, los países no estarán obligados a exportar energía. No obstante, deberán cumplir las obligaciones financieras adquiridas en el Mercado del Día Anterior y en el Mercado Intradiario; y, j) El país exportador recibirá una remuneración por uso de su sistema de transmisión valorado con el Peaje Unitario. El Peaje Unitario del Sistema de Transmisión de cada país deberá ser conocido por el Coordinador Regional antes de realizar el Despacho Económico Coordinado. “ Estos principios y reglas son desarrollados en el Reglamento del Coordinador Regional (CR), el Reglamento Operativo (RO) y el Reglamento Comercial (RC) de la Decisión CAN 816 para el MAERCP. Se destaca el carácter vinculante de los intercambios, la existencia de los mercados del día anterior (MDA) y de tres mercados intradiarios (MID). Ad icionalmente, la constitución del Coordinador Regional CR para realizar y ajustar el Despacho

Se destaca el carácter vinculante de los intercambios, la existencia de los mercados del día anterior (MDA) y de tres mercados intradiarios (MID). Ad icionalmente, la constitución del Coordinador Regional CR para realizar y ajustar el Despacho Económico Coordinado, registrar, establecer la compensación , liquidar las TIE y administrar la información del MAERCP. 3.1.2 Esquema actual TIE Las reglas están establecidas en la Decisión 536 (2002) modificada por las Decisiones 720 (2009), 757(2011), 789 (2013) y 797 (2014). Como resultado de estas decisiones se hicieron los ajustes regulatorios en el mercado colombiano MEM con la resolución CREG 004 de 2003 y las resoluciones que la complementaron o modificaron. En el Artículo 2 establece las siguiente s reglas fundamentales. “1. Los Países Miembros no mantendrán discriminaciones de precios entre sus mercados nacionales y los mercados externos, ni discriminarán de cualquier otra6

manera en el tratamiento que concedan, a los agentes internos y externos en cada País, tanto para la demanda como para la oferta de electricidad.

2. Los Países Miembros garantizarán el libre acceso a las líneas de interconexión internacional.

3. El uso físico de las interconexiones será consecuencia del despacho económico coordinado de los mercados, el cual será independiente de los contratos comerciales de compraventa de electricidad.

4. Los contratos que se celebren para la compraventa intracomunitaria de electricidad serán únicamente de carácter comercial. Ningún contrato de compraventa podrá influir en el despacho económico de los sistemas.

5. La remuneración de la actividad del transporte de electricidad en los enlaces

electricidad serán únicamente de carácter comercial. Ningún contrato de compraventa podrá influir en el despacho económico de los sistemas.

5. La remuneración de la actividad del transporte de electricidad en los enlaces internacionales tendrá en cuenta que la aplicación del principio de libre acceso a los enlaces elimina la vinculación entre el flujo físico y los contratos de compraventa internacional de electricidad.

6. Los Países Miembros asegurarán condiciones competitivas en el mercado de electricidad, con precios y tarifas que reflejen costos económicos eficientes, evitando prácticas discriminatorias y abusos de posición dominante.

7. Los Países Miembros permitirán la libre contratación entre los agentes del mercado de electricidad de los Países, respetando los contratos suscritos de conformidad con la legislación y marcos regulatorios vigentes en cada País, sin establecer restriccione s al cumplimiento de los mismos, adicionales a las estipuladas en los contratos para los mercados nacionales.

8. Los Países Miembros permitirán las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo.” 3.1.3 Impacto El despacho económico del MEM definido el día anterior no es vinculante , es decir su cumplimento puede ser removido o modificado por redespacho o autorización del CND y su liquidación se realiza después de la operación. El generador paga un valor igual al valor absoluto a la diferencia en entre el precio de oferta y el precio de bolsa por la desviación del programa de generación, despacho programado menos generación real en cada hora, mayor al 5% no autorizadas o redespachadas por el CND. Por otro lado, el despacho económico coordinado del MAERCP se determina mediante un mercado el día anterior con tres mercados intradiarios previos a la

generación real en cada hora, mayor al 5% no autorizadas o redespachadas por el CND. Por otro lado, el despacho económico coordinado del MAERCP se determina mediante un mercado el día anterior con tres mercados intradiarios previos a la operación cuyos resultados son de carácter vinculante , las desviaciones al programa son cargadas con un precio de desviaciones definido en el RC . Se identifican en cada etapa del proceso las modificaciones necesarias en la regulación colombiana para armonizar estas condiciones.7

Se deben establecer los medios para el funcionamiento del MAERCP con la administración de un Coordinador Regional ( CR) por parte de uno de los Operadores del Sistema y Administrados del Mercado (OS/AM) de los países interconectados en forma rotativo por períodos de 2 años. Se ha definido que Colombia inicie el proceso rotativo de CR. Para estos efectos se debe hacer un desarrollo regulatorio específico para asignar las funciones previstas en el reglamento del CR por un período de 2 años al CND como operador del SIN y al ASIC como administrador del sistema de intercambios del MEM. Así mismo, se debe establecer la fuente de recursos para disponer del grupo humano y equipos necesarios para realizar las funciones asignadas. Se mantienen el principio de venta de excedentes y la distribución de rentas de congestión. La Decisión CAN 816 se refiere al desarrollo del mercado de corto plazo MAERCP. El mercado de contratos considerado en la regulación colombiana puede ser desarrollado posteriormente y no hace parte de la regulación. Considerando lo anterior, la declaración de principios se debe ajustar a los establecidos en la Decisión CAN 816. Se elimina la referencia a contratos. 3.1.4 Propuesta Modificar los artículos de objetivo y principios para ajustarlos a los establecidos en

anterior, la declaración de principios se debe ajustar a los establecidos en la Decisión CAN 816. Se elimina la referencia a contratos. 3.1.4 Propuesta Modificar los artículos de objetivo y principios para ajustarlos a los establecidos en la Decisión CAN 816 y se eliminan las referencias a los contratos como se presenta en el Artículo 1 Objetivo y el Artículo 2 Reglas Fundamentales en la propuesta cuyo texto se encuentra en el documento Anexo Propuesta Regulatoria. Así mismo, se adiciona el Artículo 4 Responsabilidades del CND y el ASIC como Coordinadores Regionales CR. 3.2 Definiciones Se identifican las siguientes definiciones que deben ser revaluadas : Acuerdos Operativos, Acuerdos Comerciales, Capacidad de un Enlace Internacional, Despacho Económico Coordinado, Mercado regulatorio Integrado, Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación –PONE, Período de Transición , Precio Máximo de Importación , Precio de Importación para Liquidación , Precio Marginal del Nodo Frontera de Redespacho. El Artículo 3 Definiciones Generales del texto de propuesta contiene los ajustes mencionados. 3.3 Planeación, coordinación, supervisión y control de la operación de los enlaces 3.3.1 Reglamento Operativo Se establece Reglamento Operativo como reglamentación de la Decisión 816 que contiene la reglamentación referente a planeación, coordinación, supervisión y8

control de la operación de los enlaces internacionales. Estas funciones se asignan a los OS/AM 3.3.2 Resolución CREG 004 2003 Las funciones antes mencionadas son asignadas al Centro Nacional de Despacho CND Hay un Acuerdo Operativo con los operadores de los sistemas actualmente

a los OS/AM 3.3.2 Resolución CREG 004 2003 Las funciones antes mencionadas son asignadas al Centro Nacional de Despacho CND Hay un Acuerdo Operativo con los operadores de los sistemas actualmente interconectados. E l contenido mínimo se estableció según el Anexo 1 de esta resolución. 3.3.3 Impacto El RO remplaza el Acuerdo Operativo. El RO se basó en los acuerdos que hay en la actualidad firmados entre los operadores. La resolución se debe cambiar para hacer referencia al RO a cambio del Acuerdo Operativo. Se propone invocar el RO como reglamento obviando la necesidad de repetir su contenido. El Anexo 1 presenta el contenido mínimo de los acuerdos operativos para ser considerado por los operadores. Esta etapa ya se surtió. El RO de la Decisión 816 fue desarrollado con el con curso de los OS/AM de los países, contiene los puntos referidos en el Anexo 1 de la resolución CREG 004 de 2003 por lo cual es innecesario y se puede eliminar. Las pruebas a que hacen referencia en los parágrafos fueron relevantes para la entrada en operación de la interconexión por lo que se pueden eliminar. 3.3.4 Propuesta Se modifica el Artículo 4 Planeación, Coordinación, Supervisión y Control Operativo de los Enlaces Internacionales de la Resolución CREG 004 de 2003 como se presenta en el Artículo 5 de la propuesta regulatoria. en el documento anexo 3.4 Oferta 3.4.1 Curva de oferta 3.4.1.1 Reglamento Operativo del MAERCP Según Artículo 10 del RO se establece la curva de oferta como “Las Curvas de Oferta horarias estarán constituidas por bloques de excedentes de

3.4.1 Curva de oferta 3.4.1.1 Reglamento Operativo del MAERCP Según Artículo 10 del RO se establece la curva de oferta como “Las Curvas de Oferta horarias estarán constituidas por bloques de excedentes de energía eléctrica y serán presentadas en los Nodos Frontera de cada Enlace Internacional. Cada bloque de una Curva de Oferta queda definido mediante su magnitud, expresada en MWh, y su precio, expresado en USD/MWh, es decir que serán de cantidad-precio y se considerarán todos los cargos asociados a su oferta de electricidad, conforme a la normativa de cada país. Las Curvas de Oferta serán del tipo escalón monótono creciente y s erán construidas para cada Enlace Internacional.9

Todos los OS/AM presentarán sus Curvas de Oferta al CR, estableciéndose que aún cuando un OS/AM no disponga de excedentes debe entreg