CREG - Resolución 0014 de 2004

GESTOR NORMATIVO - ALEJANDRÍA

CONTRASTE

AYUDA BUSCAR Resolución 14 de 2004 CREG

ANOTACIONESANOTACIONES

Reducir Normal Aumentar

COMPARTIR

IMPRIMIR

DESCARGARANEXOS

DatosDATOS BúsquedaBUSCAR ÍndiceÍNDICE MemoriaMEMORIA DesarrollosDESARROLLOS ModificacionesMODIFICACIONES ConcordanciasCONCORDANCIAS NotificacionesNOTIFICACIONES Actos de trámiteACTOS DE TRÁMITE Resolución 14 de 2004 CREG Abrir documento modal

DOCUMENTO

Abrir Datos modal DATOS Abrir Búsqueda modal

BUSCAR

Abrir Índice modal

ÍNDICE

Abrir Memoria modal

MEMORIA

Abrir Desarrollos modal

DESARROLLOS

Abrir Modificaciones modal

MODIFICACIONES

Abrir Concordancias modal

CONCORDANCIAS

Abrir Notificaciones modal NOTIFICACIONES Abrir Actos de trámite modal

ACTOS DE TRÁMITE

Abrir RESOLUCIÓN 14 DE 2004

(febrero 12) Diario Oficial No. 45.477 de 1 de marzo de 2004 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS 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 Resumen de Notas de Vigencia Concordancias CREG LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS, en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial de las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO: Que es deber del Estado, en relación con el servicio de electricidad, abastecer la demanda de energía nacional bajo criterios económicos y viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país, de acuerdo con lo establecido en el artículo 4o de la Ley 143 de 1994; Que para el cumplimiento del objetivo definido en el artículo 20 de la Ley 143 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas en relación con el servicio de electricidad, tiene dentro de sus funciones generales, la de asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, y promover y preservar la competencia; Que la Ley 142 de 1994, en su artículo 23, inciso 3o, fijó la siguiente política en cuanto al intercambio internacional 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 permisos administrativos distintos de los que se apliquen a actividades internas de la misma clase, pero sí a las normas cambiarias y fiscales comunes"; Que la Ley 143 de 1994, en su artículo 34, asignó al Centro Nacional de DespachoCND, las siguientes funciones: "b) Ejercer la coordinación, supervisi ón, 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 Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene la facultad legal de establecer el Reglamento de Operación, el cual incluye los principios, criterios y procedimientos para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica, de conformidad con lo señalado en las Leyes 142 y 143 de 1994; Que mediante Resolución CREG 004 de 2003, la Comisión de Regulación de Energía y Gas estableció la regulación aplicable a las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE, la cual será parte del Reglamento de Operación, y se adoptan otras disposiciones complementarias; Que mediante Resolución CREG 006 de 2003, la Comisión de Regulación de Energía y Gas estableció las normas sobre registro de fronteras comerciales y contratos, suministro y reporte de información, y liquidación de transacciones comerciales, en el Mercado de Energía Mayorista; Que el CNO mediante comunicación con fecha de 31 de marzo de 2003, radicada el número E-2003-003215, emitió concepto sobre los aspectos operativos contenidos en la presente resolución, de acuerdo con el artículo 23 de la Ley 143 de 1994; Que la CREG ha discutido con el grupo de trabajo de Organismos de Reguladores de la Comunidad Andina, GTOR, los principios contenidos en la propuesta; Que la CREG ha considerado conveniente, después del año de transición, y al evaluar el comportamiento de las TIES en este, adoptar las medidas complementarias contenidas en esta resolución; Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión número 231 del 12 de febrero de 2004, aprobó el

contenido de la presente resolución,

RESUELVE:

CAPITULO I.

PLANEACIÓN, COORDINACIÓN, SUPERVISIÓN Y CONTROL OPERATIVO DE LOS ENLACES

INTERNACIONALES.

ARTÍCULO 1o. Modifíquese la variable Costo_Medio_Restricciones_e de la fórmula para determinar la Curva Horaria de Precios de Oferta en cada Nodo Frontera para Exportación - Curva de Escalones PONEQ , y el x,i parágrafo 2o contenidos en el artículo 5o de la Resolución CREG 004 de 2003; y adiciónese a la fórmula, las variables Costo_Pérdidas_STN_e, y Costo_Pérdidas_STR_e, . El artículo 5o de la Resolución CREG 004 Qx,i Qx,i de 2003 quedará así: "Artículo 5o. Determinación de la Curva Horaria de Precios de Oferta en cada Nodo Frontera para ExportaciónCurva de Escalones PONE -. Para efecto de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, Qx,i TIE, el Centro Nacional de Despacho, CND, estimará horariamente una curva escalonada de Precios de Oferta para cada Nodo Frontera para Exportación, Curva de escalones PONE , la cual reflejará un precio por cada Qx,i valor QX, igual a la declaración de disponibilidad realizada por los agentes generadores a la Bolsa de Energía en orden de mérito, iniciando con un valor QX igual a la capacidad remanente del generador marginal, incrementando valores de QX hasta que cubra la capacidad máxima de exportación del enlace internacional. Cada escalón PONE de la curva deberá incluir la totalidad de costos y cargos asociados con la entrega de

QX,I energía en dicho nodo frontera de exportación, como se definen en la presente Resolución. Cada escalón PONE de la Curva, se construye de la siguiente manera: Qxi "PONE = Precio_Bolsa_e, + Costo_Medio_Restricciones_e + QXi QX, Costo_Restricciones_del_Enlace_e, + Cargos_Uso_STN_e + Cargos_Uso_ STR_e,i + QX,i Cargos_Conexión_Col_ + Cargos_CND_ASIC_e, + Costo_Pérdidas_STN_e, + QX,i Qx,i Costo_Pérdidas_STR_e, Qx,i donde: Precio_Bolsa_e, : Para la determinación del Precio_Bolsa_e, , el Centro Nacional de Despacho, CND, QX QX encontrará un Despacho Ideal para cada una de las veinticuatro (24) horas del Despacho, para la demanda total doméstica y para cada valor QX hasta la capacidad máxima de exportación, según lo establecido en la resolución CREG 024 de 1995, con condiciones estimadas por el CND para las variables a utilizar, así: i) Demanda Total Doméstica más cada valor QX; ii) Características técnicas de los recursos de generación; iii) Disponibilidad y precio de oferta declarada por los generadores, o aquellos precios y/o disponibilidades resultantes de las modificaciones a los mismos, establecidas en la regulación vigente. El Precio_Bolsa_e, corresponderá al precio marginal del anterior programa de despacho ideal, para cada QX QX incremental, expresado en $/kWh. Costo_Medio_Restricciones_e: Costo estimado en $/kWh de la energía generada por restricciones del Sistema

Interconectado Nacional, sin considerar las exportaciones a través de los enlaces internacionales, para cada período horario. Dichos costos incluirán además los previstos en la Resolución CREG 147 de 2001, "Por la cual se aprueba la remuneración de los activos que conforman la variante de línea entre la Subestación Guatapé y la Línea San Carlos - Ancón Sur del Sistema de Transmisión Nacional", los cuales serán suministrados por el LAC. Dichos costos se determinarán, de conformidad con el procedimiento que se describe en el Anexo 3o de la presente resolución. Cargos_Uso_STN_e: Costo estimado en $/kWh de los cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional, informados por el Liquidador y Administrador de Cuentas, LAC, al CND; que corresponden al último valor calculado para el Cargo por Uso del STN. Cargos_CND_ASIC_e, : Costo estimado en $/kWh de los servicios por CND y ASIC asociados con una QX demanda QX, informados por el ASIC al CND. Cargos_Uso_STR_e,i: Costo en $/kWh estimado de los cargos por uso del Sistema de Transmisión Regional, informados por el Liquidador y Administrador de Cuentas, LAC, al CND; que corresponden al último valor calculado para el Cargo por Uso de STR, para el Enlace Internacional i. Costo_Restricciones_del_Enlace_e, : Costo estimado en $/kWh de la energía generada por restricciones del QXi SIN, asociada con la exportación a través del Enlace Internacional i, para la oferta de exportación QX, calculado conforme al procedimiento desarrollado en el Anexo 4o, considerando en forma independiente cada uno de los

Enlaces Internacionales. Cargos_Conexión_Col i, : Costo estimado en $/kWh, correspondiente al cargo de conexión establecido por la QX CREG, para el Enlace Internacional i, en el caso en que este no sea remunerado por cargos por uso. Este cargo se aplicará solo si es del caso. Costo_Pérdidas_STN_e, ,: Costo estimado en $/kWh, correspondiente al promedio de las pérdidas de energía Qx i horarias del STN calculadas por el ASIC, asignadas al enlace i, en proporción a una demanda QX. Este costo será estimado por el ASIC con información histórica. Costo_Pérdidas_STR_e, : Costo estimado en $/kWh, correspondiente a las pérdidas de energía horarias del Qx,i STR, resultantes de la aplicación del factor de pérdidas del Nivel de Tensión del Operador de Red al cual se conecte el enlace internacional para referir la exportación al nivel de tensión de 230 kV, según la regulación vigente, asignadas al enlace i, en proporción a una demanda QX. Este costo será estimado por el ASIC con información histórica. PARÁGRAFO 1o. Para asegurar que se mantenga el orden de mérito, el CND verificará que la curva de Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación sea monotónicamente creciente, y de no cumplirse esta condición, se tomará como Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación, el valor correspondiente al escalón inmediatamente anterior. La curva de Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación deberá estar expresada en Dólares de los Estados Unidos de Norte América, por MWh, para tal fin el Centro Nacional de Despacho, CND, empleará la

Tasa Representativa de Mercado, TCRM, del día inmediatamente anterior al cual se realiza el Despacho Programado, o la última TCRM vigente, publicada por la Superintendencia Bancaria. PARÁGRAFO 2o. Hasta junio 30 de 2003, el número máximo de incrementos de cantidades QX a considerar en la curva de Precio de Oferta del Nodo Frontera para Exportación, será igual a tres (3), donde el último incremento corresponderá al valor remanente para llegar a la capacidad máxima de exportación del sistema. A partir de julio 1o de 2003 y hasta finalizar el período de transición el número máximo de incrementos de cantidades QX será sin limitaciones. Sin perjuicio de lo anterior la CREG revisará durante el período de transición el número máximo de incrementos a considerar. Para determinar la variable Precio_Bolsa_e, , el CND podrá usar el Predespacho ideal, según el anexo 2 de la QX Resolución CREG 062 de 2000, y a partir de la publicación de la presente Resolución, el proceso para la determinación del Precio_Bolsa_e, , podrá considerar las características técnicas de los recursos de QX generación. Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 2o. Modifíquese el artículo 7o "Programación de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE" de la Resolución CREG 004 de 2003, su Parágrafo 4o y adiciónese a este artículo, el parágrafo 5o. El artículo 7o quedará así: "Artículo 7o. Programación de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE. Para la realización del Despacho Económico Coordinado, para determinar las TIE, se deberán ejecutar los siguientes

pasos: "Paso 1. El Centro Nacional de Despacho, CND, diariamente deberá poner a disposición de los operadores de los países miembros de la Comunidad Andina o países con los que se tenga una integración de mercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución, y antes de las 13:00 horas, la curva horaria de Precios de Ofertas en el Nodo Frontera para Exportación, y el Precio Máximo de Importación, con el fin de que estos sean considerados dentro del proceso de Despacho Económico Coordinado, para determinar las TIE, a través de los enlaces internacionales entre dichos sistemas. "Paso 2. Entre las 13:00 y las 13:05, el CND considerará la información suministrada por los otros operadores, y mediante un procedimiento automático, determinará la activación o no de una Transacción Internacional de Electricidad de Corto Plazo, TIE, comparando el Precio Máximo para Importación y la Curva de Precios de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación de cada uno de los Enlaces Internacionales suministrados por cada país, adicionando a cada uno de estos los cargos asociados con la generación aplicables en el mercado colombiano. "La expresión a utilizar es la siguiente: "( PI - (PONE + CargosG) ) 100/(PONE + CargosG) > Umbral ki QXEi QXEi "donde: "PI : Precio Máximo de Importación Colombiano para la hora k. ki "PONE : Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación del enlace internacional i, en el QXEi segmento QXE, del otro país; el cual deberá incluir todos los costos asociados con la

entrega de energía en el nodo frontera. "CargosG : Cargos adicionales establecidos en la regulación vigente asignados a la Generación de Colombia. "Umbral : Porcentaje para determinar la máxima desviación aceptada entre los precios de oferta en los nodos fronteras para exportación y el Precio Máximo de Importación, que se utilizará para decidir una importación a través de las TIE. "Para iniciar la operación de las TIE por un Enlace Internacional, se establece un Umbral igual al 8%. Dicho valor podrá ser ajustado por la CREG de acuerdo con las variaciones observadas entre los valores estimados y los reales. Para tal fin el ASIC informará el día veinte (20) calendario de cada mes a la CREG los valores estimados de cada una de las variables involucradas, así como los correspondientes valores reales para el mes anterior. "Una TIE de importación se activa si se cumple la desigualdad anterior y si el ASIC ha informado al CND, que se han constituido las garantías exigidas en la presente Resolución. "En el caso de una solicitud de una TIE de exportación desde Colombia por parte de un operador de otro país, esta se activa si el ASIC ha informado al CND, que se dispone de las garantías exigidas en la presente resolución. "Paso 3. Si se activa una TIE, el Centro Nacional de Despacho, CND, entre las 13:05 y las 13:35 horas, realizará un despacho programado, conforme a las disposiciones contenidas en la Resolución 062 de 2000, o aquellas que la modifiquen, adicionen o complementen; tomando como un recurso de generación, los PONE más los QXEi CargosG y el Cargo de Conexión del tramo colombiano, cuando haya lugar, para los enlaces internacionales para

los cuales se activó la TIE. Los CargosG corresponden en la actualidad a los costos derivados de los siguientes conceptos: i) servicios CND, SIC y AGC y ii) Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas, FAZNI. Los cargos CND-SIC se calcularán a prorrata de la capacidad máxima del enlace internacional, y el AGC, se estimará a prorrata de las holguras asignadas a la generación (Anexo 5). A las 13:35, informará a los otros operadores la cantidad dispuesta a importar. "Paso 4. Entre las 13:35 y las 14:05 horas, utilizando las declaraciones de precios y cantidades programados para importar por Colombia, y los nuevos precios y cantidades programados para importar desde Colombia reportados por los otros operadores al Centro Nacional de Despacho, CND. Se llevará a cabo un nuevo Despacho Programado. "Paso 5. Entre las 14:05 y las 14:15 horas, el CND deberá informar a los demás operadores y recibir de estos, los programas de importación y exportación respectivamente, los cuales deberán ser confirmados, modificados o rechazados antes de finalizar este período, considerando esta nueva información, y aplicando la regla de comparación establecida en el paso 2. "Si como resultado del Paso 5 se presentan variaciones en las declaraciones de importación reportadas en el Paso 3, por parte de los otros operadores, el CND procederá a realizar el Despacho Programado con dichos ajustes. Este Despacho deberá ser informado a los operadores de los otros sistemas, y a los agentes participantes a más tardar a las 14:45 horas. "Parágrafo 1o. Los procedimientos y medios de intercambio de información serán establecidos dentro del

Acuerdo Operativo suscrito por el Centro Nacional de Despacho, CND, y cada uno de los operadores de los otros países. "Parágrafo 2o. En los casos para los cuales la información definida en el presente Artículo no sea suministrada en los términos aquí establecidos, el Centro Nacional de Despacho, CND, no procederá a la programación de Exportaciones o Importaciones de Electricidad de Corto Plazo, dentro del proceso de despacho programado o redespacho. "Parágrafo 3o. En caso de presentarse un empate entre los precios considerados en los despachos programados en el proceso de Despacho Económico Coordinado, el Centro Nacional de Despacho, CND, aplicará un criterio aleatorio igual al aplicado para el Despacho Programado, como regla de desempate. PARÁGRAFO 4o. El CND podrá modificar los horarios establecidos para llevar a cabo los procesos de Despacho Económico Coordinado establecidos en este artículo, siempre y cuando no se supere la hora fijada para su finalización (14:45 horas). PARÁGRAFO 5o. Ante una contingencia o cambio en las condiciones en alguno de los sistemas de los países interconectados, que implique una variación en la capacidad del Enlace Internacional, los operadores de los sistemas eléctricos deberán ajustar de forma coordinada la capacidad de importación y exportación del enlace que se reflejará en las curvas de oferta del Precio de oferta en el nodo frontera para exportación PONE, para los despachos programados del día siguiente en adelante. Esto sin perjuicio de los redespachos generados durante la operación diaria de los Sistemas. Dicha capacidad deberá ser la máxima posible técnicamente y solo podrá

ajustarse por cambios en condiciones operativas, con el objetivo de mantener la calidad y seguridad en los sistemas interconectados. Ir al inicio ARTÍCULO 3. Modifíquense los numerales i) y v); y adiciónese el numeral vi) del artículo 8o de la Resolución CREG 004 de 2003 "Redespacho de Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE, para exportación". El artículo 8o quedará de la siguiente manera: "Artículo 8o. Redespacho de Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE, para exportación. Adicionales a las causales establecidas en el Código de Operación, serán causales de redespacho para las exportaciones internacionales de Corto Plazo, las siguientes: "i) Cambios Topológicos. Cambios topológicos en los sistemas interconectados de los países integrados regulatoriamente que afecten por razones de calidad, seguridad y confiabilidad en la prestación del servicio, la capacidad de exportación. "ii) Indisponibilidad de Recursos de Generación. Cuando el sistema Colombiano presente indisponibilidad de recursos de generación tal que su balance entre demanda y generación, le impida cumplir con el programa de exportación definido. "iii) Variación en el Precio Nodal de Oferta para Exportación. Cuando por indisponibilidad de recursos de generación, por intervención de Embalses, o cambios topológicos que se presenten en el SIN Colombiano, varíe el Precio Marginal en el Nodo Frontera de Redespacho del mercado Colombiano, situación que será informada al país importador, con el fin de que su operador decida el redespacho respectivo. "iv) Indisponibilidad Parcial o Total del Enlace Internacional. Cuando se informe al CND de la Indisponibilidad

parcial o total del Enlace Internacional. "v) Incumplimiento Comercial Reportado por el ASIC. El CND procederá a realizar el Redespacho, limitando la exportación, durante los períodos restantes del día de despacho, cuando el ASIC informe los siguientes eventos: i) Por el incumplimiento total en el depósito del pago anticipado requerido por parte del mercado importador para atender las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo; ii) Por mora en el pago de las facturas por parte del administrador del mercado importador; "vi) Variación en el Precio Máximo de Importación del país importador. Cuando se presenten eventos en los Sistemas de los otros países integrados regulatoriamente que varíen el Precio Máximo de Importación de los mismos, el operador del sistema importador podrá solicitar el redespacho respectivo al Centro Nacional de Despacho, CND, informando las nuevas cantidades a importar." Ir al inicio ARTÍCULO 4o. Modifíquese el numeral i) y adiciónense los numerales iv), v) y vi), al Artículo 9o "Redespacho de Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE, para importación". El artículo 9o quedará así: "Artículo 9o. Redespacho de Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE, para importación. Adicionales a las causales establecidas en el Código de Operación, serán causales de redespacho para las importaciones internacionales de Corto Plazo, las siguientes: "i) Cambios Topológicos. Cambios topológicos en los sistemas interconectados de los países integrados regulatoriamente que afecten por razones de calidad, seguridad y confiabilidad en la prestación del servicio, la

capacidad de importación; "ii) Variación en el Precio Nodal de Oferta para Exportación del país exportador. Cuando por cambios topológicos o indisponibilidad de recursos de generación en el país exportador, se informe al Centro Nacional de Despacho, CND, de un incremento en el precio de Oferta Nodal para Exportación del mercado exportador, el Centro Nacional de Despacho, CND, de acuerdo con el artículo 10 de la presente resolución, procederá a solicitar el redespacho respectivo; "iii) Indisponibilidad Parcial o total del enlace internacional. Cuando se informe al CND de la Indisponibilidad parcial o total del Enlace Internacional. "iv) Variación en el Precio Máximo de Importación. Cuando se presenten eventos en el Sistema Interconectado Colombiano que varíen el Precio Máximo de Importación, calculado estimando el nuevo precio de bolsa resultante de un predespacho ideal, el Centro Nacional de Despacho podrá solicitar el redespacho respectivo al operador del país exportador, informando las nuevas cantidades a importar. "v) Indisponibilidad de Recursos de Generación. Cuando el sistema del país exportador presente indisponibilidad de recursos de generación, que le impida cumplir con el programa de exportación definido, el operador del sistema exportador podrá solicitar el redespacho respectivo al Centro Nacional de Despacho, CND. "vi) Incumplimiento Comercial Reportado por el Operador del País Exportador. El CND procederá a realizar el Redespacho por incumplimiento comercial, limitando la importación, durante los períodos restantes del día de despacho, cuando el operador del mercado exportador lo solicite. Ir al inicio ARTÍCULO 5o. Modifíquese el artículo 10 "Condiciones de Redespachos por Variación en el Precio Nodal de

Oferta del País Exportador, para Importación de Colombia". El artículo 10 quedará así: "Artículo 10. Condiciones de Redespachos por Variación en el Precio Nodal de Oferta del País Exportador o por Variación en el Precio Máximo de Importación de Colombia. Para determinar los valores a los cuales se genera un redespacho de una TIE de importación por Variación en el Precio Nodal de Oferta del País Exportador o por Variación en el Precio Máximo de Importación de Colombia, se deberá considerar la siguiente expresión: ( PI - (PONE + CargosG) ) 100/(PONE + CargosG) > Umbral ki QXEi QXEi Donde las variables se conservan según la definición y criterio contenido en el Artículo 7o, con excepción del PONE , que es el nuevo valor reportado por el operador del país exportador y que se utilizará en caso de una QXEi Variación en el Precio Nodal de Oferta del País Exportador; y PIki, que es calculado estimando el nuevo precio de bolsa resultante de un predespacho ideal y que se utilizará en caso de una Variación en el Precio Máximo de Importación de Colombia. Los períodos y términos aplicables al redespacho de una transacción de electricidad de Corto Plazo para exportaciones e importaciones serán los previstos en la regulación vigente para los redespachos. Ir al inicio ARTÍCULO 6o. DETERMINACIÓN DEL PRECIO NODAL DE OFERTA PARA EXPORTACIÓN EN EL REDESPACHO. <Artículo modificado por el artículo 7 de la Resolución 49 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Con el fin de aplicar alguna de las causales de redespacho para exportación, establecidas en el

artículo 8o de la Resolución CREG 004 de 2003, el CND calculará el precio de oferta en cada nodo frontera para la exportación en el redespacho, aplicando el siguiente procedimiento:

1. Estimará horariamente un precio de oferta para cada nodo frontera para exportación en el redespacho, para la cantidad de exportación programada QX, PONER , aplicando la siguiente expresión: QXi "PONE = Precio_Bolsa_R_e, + Costo_Medio_Restricciones_e + QXi QX, Costo_Restricciones_del_Enlace_R_e, + Cargos_Uso_STN_e + Cargos_Uso_ STR_e, + QX,i i Cargos_Conexión_Col_ + Cargos_CND_ASIC_e, + Costo_Pérdidas_STN_e, +

QX,i Qx,i Costo_Pérdidas_STR_e, Qx,i donde: Precio_Bolsa_R_e, : Precio de bolsa estimado de redespacho, que corresponde al QX precio marginal que se obtiene de un predespacho ideal, para el valor QX programado, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh) y establecido a través del siguiente procedimiento: Para la determinación del Precio_Bolsa_R_TI , el CND, E,QX encontrará un predespacho ideal para cada una de las veinticuatro (24) horas del redespacho, para la demanda total doméstica y para el valor QX programado para ese período en el redespacho, con condiciones estimadas por el CND para las variables a utilizar, así: i) Demanda Total Doméstica más el valor QX programado. ii) Disponibilidad y precio de oferta declarada por los generadores, o aquellos precios y/o disponibilidades resultantes de las modificaciones a los mismos, establecidas en la regulación

vigente. Costo_Restricciones_del_Enlace_R_e, : Costo de la energía generada por restricciones del Sistema QX,i Interconectado Nacional, asociado con la exportación a través del enlace internacional i, para el valor programado QX en el redespacho, calculado conforme al procedimiento desarrollado en el Anexo 4, considerando en forma independiente cada uno de los Enlaces Internacionales. El CND utilizará en el numeral 2 del Anexo 4 para efectos de obtener este costo, un predespacho ideal. En caso de generadores hidráulicos cuyo precio de oferta haya sido intervenido, la variable promedio ponderado horario del precio de reconciliación positiva, PRRj, para estos generadores, corresponderá al precio de intervención determinado según lo dispuesto en la Resolución CREG 018 de 1998, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Se mantendrá el valor estimado de las restantes variables integrantes del PONE , definidas en el QXi artículo 5o de la Resolución CREG 004 de 2003, utilizadas para el proceso de despacho coordinado, realizado el día anterior al día de operación. Notas de Vigencia Legislación Anterior Ir al inicio ARTÍCULO 7o. Modifíquese el artículo 11. "Programación de Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo para Suplir Generación de Seguridad con Importaciones". El artículo 11 quedará así: "Artículo 11. Programación de Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo para Suplir Generación de Seguridad con Importaciones. Se permitirán las importaciones de electricidad para cubrir generación de seguridad doméstica a través de una TIE, siguiendo los procedimientos establecidos en los

artículos 5o y 6o de la Resolución CREG 004 de 2003, y siempre que los precios ofertados por el país exportador no superen el costo de racionamiento para el primer escalón del Sistema Eléctrico Colombiano, conforme con las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 119 de 1998 o aquellas que la modifiquen, adicionen o complementen, en cualquiera de las siguientes condiciones: i) Cuando exista capacidad remanente en el Enlace Internacional; ii) Cuando no se haya programado una TIE previamente por el Enlace Internacional. En todos los casos, la programación de una TIE de importación para suplir generación de seguridad, será la resultante de incluir las ofertas horarias de precios y cantidades del otro país en el Despacho Programado, de la siguiente manera: el precio horario corresponderá al precio de oferta declarado en el nodo frontera por el país exportador y la cantidad ofertada será el menor valor que resulte de comparar la capacidad de importación del enlace internacional y l a cantidad de electricidad que esté dispuesto a exportar el sistema eléctrico del otro país, según las curvas PONE entregadas por cada país, en el procedimiento de despacho económico coordinado. Ir al inicio ARTÍCULO 8. TRATAMIENTO DE OFERTAS DE PRECIOS PARA EXPORTACIÓN DEL OTRO PAÍS, SUPERIORES AL COSTO DE RACIONAMIENTO. <Artículo modificado por el artículo 5 de la Resolución 96 de 2008. el nuevo texto es