CREG - Resolución 0044 de 2020

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(abril 4) Diario Oficial No. 51.286 de 15 de abril de 2020 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS Por medio de la cual se hacen modificaciones a las Resoluciones CREG 024 de 1995, CREG 121 de 1998 y CREG 034 de 2001 y se establecen otras disposiciones Resumen de Notas de Vigencia Concordancias CREG Doctrina Concordante LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de

1994, y en desarrollo de los Decretos 1524, 2253 de 1994 y 1260 de 2013.

CONSIDERANDO QUE: La Constitución Política, en su artículo 333, señala que el Estado, por mandato de la ley, impedirá que se restrinja la libertad económica, y evitará o controlará cualquier abuso que personas o empresas hagan de su posición dominante en el mercado nacional. De igual forma, prevé que la libre competencia económica es un derecho de todos, que supone responsabilidades.

El artículo 334 de la Constitución Política dispone que el Estado intervendrá, también por mandato de la ley, en los servicios públicos y privados, para racionalizar la economía, con el fin de conseguir el mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes, la distribución equitativa de oportunidades y los beneficios del desarrollo y la preservación de un ambiente sano. El artículo 367 de la Constitución Política señala que la Ley fijará las competencias y responsabilidades relativas a la prestación de los servicios públicos domiciliarios, su cobertura, calidad y financiación, así como el régimen tarifario. El Estado, como director general de la economía, al desarrollar la regulación, en un mercado en donde se permite la participación de particulares, debe tener en cuenta los fines y objetivos constitucionales establecidos. La Ley 142 de 1994, en armonía, con lo dispuesto en la Constitución, en particular, en sus artículos 334, 336 y 365 a 370, señala, que el Estado intervendrá en los servicios públicos, conforme a las reglas de competencia que contiene esa ley, para los siguientes fines: i) calidad, ii) cobertura, iii) prestación continua, e ininterrumpida, iv)

prestación eficiente, v) libertad de competencia y no utilización abusiva de la posición dominante, vi) obtención de economías de escala comprobables, vii) acceso y viii) régimen tarifario proporcional. Según lo dispuesto por la Ley 143 de 1994, en relación con el servicio público de electricidad, al Estado le corresponde, entre otros aspectos, promover la libre competencia en las actividades del sector, e impedir prácticas que constituyan competencia desleal o abuso de posición dominante en el mercado. El artículo 4o. de la Ley 143 de 1994 dispone que el Estado, en relación con el servicio de electricidad, tiene dentro de sus objetivos abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país. Igualmente, el citado artículo 4o. de la Ley 143 de 1994 define como objetivo del Estado asegurar una operación eficiente, segura, y confiable en las actividades del sector y, mantenerlos niveles de calidad y seguridad establecidos. La Ley 143 de 1994, artículo 6, dispuso que las actividades relacionadas con el servicio de electricidad se regirán, entre otros principios, por el de eficiencia, el cual “obliga a la correcta asignación y utilización de los recursos de tal forma que se garantice la prestación del servicio al menor costo económico”. - El artículo 20 de la Ley 143 de 1994, definió como objetivo fundamental de la regulación en el sector eléctrico, asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio.

A través de la Resolución CREG 024 de 1995 se reglamentaron los aspectos comerciales del mercado mayorista de energía en el Sistema Interconectado Nacional, que hacen parte del Reglamento de Operación. La Resolución CREG 025 de 1995 estableció el Código de Redes, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional, que contiene los reglamentos de Código de Planeamiento, Código de Conexión, Código de Medida y Código de Operación. Mediante la Resolución CREG 121 de 1998 se reglamentó la generación de plantas o unidades en pruebas, como parte del Reglamento de Operación. La Resolución CREG 062 de 2000 definió las bases metodológicas para la identificación y clasificación de las restricciones y de las generaciones de seguridad en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), y los criterios generales y procedimientos para la evaluación y definición de las mismas, como parte del Reglamento de Operación del SIN. La Resolución CREG 063 de 2000 establece los criterios para la asignación entre los agentes del SIN de los costos asociados con las generaciones de seguridad y otras disposiciones en materia de reconciliaciones, como parte del Reglamento de Operación del SIN. La Resolución CREG 034 de 2001 reglamentó la metodología de remuneración de las plantas de generación que generan por reconciliación positiva y reconciliación negativa. La Resolución CREG 051 de 2009 modificó el esquema de oferta de precios, los costos de arranque-parada, el despacho ideal, el despacho económico y las reglas para determinar el precio de la bolsa. La Resolución CREG 076 de 2009 modificó y aclaró las reglas contenidas en la Resolución CREG 051 de 2009.

La Resolución CREG 080 de 2019 definió las reglas generales de comportamiento de mercado para los agentes que desarrollen las actividades de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible. A partir de los análisis realizados a los costos de las restricciones en la tarifa al usuario final, se identificó la necesidad de establecer medidas de corto plazo, en cada uno de los aspectos que inciden en dichos costos, a saber: disponibilidad de activos de transporte, reglas operativas, cambios en la demanda, pruebas de generación, características de las plantas de generación y reglas de comportamiento de agentes que participan en restricciones, contrarios a los fines regulatorios. Las medidas de mediano plazo, tales como el cambio estructural del mercado, se vienen trabajando por la Comisión a través de los análisis de despacho vinculantes, mercado intradiario y servicios complementarios de acuerdo con la agenda regulatoria. A través de las resoluciones CREG 034, “Por la cual se proponen modificaciones a las Resoluciones CREG 025 de 1995, CREG 121 de 1998, CREG 062 de 2000 y CREG 033 de 2001 y se establecen otras disposiciones” y CREG 100 de 2019, “Por medio de la cual se hacen modificaciones a las Resoluciones CREG 025 de 1995 y CREG 063 de 2000 y se establecen otras disposiciones”, la Comisión publicó para comentarios las medidas de corto plazo. En los plazos establecidos para la consulta se recibieron comentarios de agentes y terceros interesados sobre las propuestas publicadas en las Resoluciones CREG 034 y CREG 100 de 2019. De las reglas propuestas, la Comisión ha considerado conveniente iniciar con las normas referentes a la

declaración de los costos de combustibles, Resolución CREG 034 de 2001, y lo referente a pruebas, Resolución CREG 121 de 1998. Las otras reglas propuestas continúan en análisis, y la Comisión se pronunciará sobre estas oportunamente en resolución independiente. El listado de las empresas que remitieron comentarios, el análisis de las observaciones y sugerencias recibidas en la consulta se encuentra en el documento soporte CREG 025 de 2020. Como resultado del diligenciamiento del formulario sobre prácticas restrictivas a la competencia, en cumplimiento de lo establecido en el Decreto 1074 de 2015, se concluyó que esta normativa no es restrictiva, de la competencia. Por lo anterior, no se informó a la Superintendencia de Industria, y Comercio, SIC, sobre la presente resolución. Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 991 del 4 de abril de 2020, acordó expedir esta resolución.

RESUELVE:

CAPÍTULO I.

AJUSTES Y ADICIONES A LA REGLAMENTACIÓN DE LA GENERACIÓN DE PLANTAS EN PRUEBAS.

ARTÍCULO 1. MODIFICAR LOS LITERALES D), E), G) Y H) DEL ARTÍCULO 1 DE LA RESOLUCIÓN CREG 121 DE 1998. Los literales d), e), g) y h) del artículo 1 de la Resolución CREG 121 de 1998 quedarán así: d. Los agentes deberán, reportar, de la misma forma y dentro de los mismos plazos establecidos para las ofertas, la declaratoria de disponibilidad y la oferta horaria por la (generación que esperan 'tener durante las pruebas para cada una de las horas del día siguiente; las unidades que no estén en operación comercial no ofertarán, precio.

Estas ofertas de precio se tendrán en cuenta cuando, por razones de seguridad, el Centro Nacional de Despacho determine que una planta o unidad termine anticipadamente una prueba, o cuando se trate de una prueba no autorizada para desviarse. Esta misma oferta de precio será la que se considere para el resto de la planta que no se encuentra en pruebas, según lo indicado en el literal k) del presente artículo. Durante los períodos en prueba, los agentes generadores deberán reflejar en la declaración, de disponibilidad de las unidades, las características técnicas del recurso de generación. Las plantas de generación térmicas de ciclo combinado deberán enviar la declaración, de la configuración diaria que se realiza conforme a lo definido en el aparte “Precios de Arranque-Parada” del Numeral 3.1. del Código de Operación, Resolución. CREG-.025 de 1995, que sea consistente con las unidades declaradas en pruebas, de tal modo que las -unidades declaradas en pruebas sean exclusivamente las que reflejen el mínimo técnico de la configuración declarada. e. Si el Centro Nacional de Despacho determina que, por las condiciones eléctricas y/o energéticas del sistema, no es posible llevar a cabo el programa de pruebas reportado por los agentes, éstos deberán reprogramar sus pruebas y/o tomar las medidas que defina el Centro Nacional de Despacho. Para lo anterior, se aplicarán los mismos criterios establecidos en la regulación vigente para la coordinación de mantenimientos de los equipos del Sistema Interconectado Nacional, establecidos en la Resolución CREG 065 de 2000 o en aquellas que la modifiquen o adicionen. g. Para el proceso de despacho y redespacho, deberá programarse la disponibilidad declarada para la prueba sin

tener en cuenta el precio ofertado y, para la porción de la planta que no se encuentra en pruebas, el CND considerará en el Despacho Económico el valor de la oferta de precio, por lo tanto, éste último podrá definir el Costo Marginal del Sistema. h. La generación, de unidades en pruebas autorizadas para desviarse no serán consideradas para cubrir generaciones de seguridad o el AGC del sistema. La generación, de unidades en pruebas que cubran total o parcialmente generación, de seguridad, serán tratadas comercialmente como generación en pruebas.

ARTÍCULO 2. ADICIONAR LOS LITERALES K) Y L) AL ARTÍCULO 1 DE LA RESOLUCIÓN CREG 121

DE 1998. Adiciónese al artículo 1 de la Resolución CREG 121 de 1998 los siguientes literales: k) Una planta de generación que tenga en prueba alguna unidad de las que la componen, sin que toda la planta se encuentre en pruebas, se considera que solo se encuentra en prueba la unidad o el conjunto de unidades que se afecten, por acoplamiento hidráulico o térmico con la unidad o unidades en prueba, las cuales deberán ser declaradas por el agente generador. El resto de la planta se considera que no se encuentra en pruebas. l) Las plantas o unidades en operación comercial deberán informar al CND, a más tardar a las 8:00 horas del martes de la semana s, mediante el formato que este disponga para tal fin, la programación de las pruebas que pretendan realizar durante la semana s+1 que inicia el lunes y culmina el domingo, con el fin de que sean, consideradas dentro de los análisis de la coordinación de mantenimientos que realiza el CND. Solamente se podrán programar pruebas por fuera de los periodos y días coordinados en la programación semanal de

mantenimientos, cuando se requieran para recuperar disponibilidad posterior a una falla. Estas pruebas deben ser reportadas en la oferta diaria de generación al despacho económico. La aprobación, del programa de pruebas solicitadas por los agentes generadores la realizará el CND a más tardar el jueves de la semana en curso a las 16:00 horas, de la misma forma en que se realiza la aprobación de las consignaciones nacionales para la semana siguiente, las cuales deberán ser consultadas directamente por los agentes en el sistema de información dispuesto para esto. Para lo anterior, se aplicarán los mismos criterios y procedimientos establecidos en la regulación vigente para la coordinación de mantenimientos de los equipos del Sistema Interconectado Nacional, establecidos en la Resolución CREG 065 de 2000 o en aquellas que la modifiquen o adicionen.” Doctrina Concordante ARTÍCULO 3. MODIFICAR LOS LITERALES B Y C DEL ARTÍCULO 2 DE LA RESOLUCIÓN CREG 121 DE 1998. <Ver modificaciones a este artículo directamente en la Resolución 121 de 1998> Los literales b y c del artículo 2 la Resolución CREG 121 de 1998 quedarán así: b) La generación de las unidades en pruebas o el conjunto de unidades que se afecten por las unidades en prueba, no serán objeto del pago por desviaciones al programa de despacho, siempre y cuando la prueba esté dentro de las pruebas autorizadas a desviarse y se cumpla el procedimiento establecido en la presente resolución para la realización de tales pruebas. Para las plantas que tienen unidades en pruebas autorizadas sin que toda la planta esté en pruebas, el ASIC aplicará el siguiente procedimiento para calcular las desviaciones de las que trata el Numeral 1.1.5. del Anexo A

de la Resolución CREG 024 de 1995: i) Si se tiene en el ASIC registrada una frontera comercial para cada unidad de generación, de tal modo que se tenga la medida de generación real exclusivamente para cada unidad. El ASIC, para las unidades que no se encuentran en pruebas autorizadas, dará aplicación al siguiente procedimiento: Se calculará la desviación de la planta de generación como el valor absoluto de la diferencia de la suma del despacho programado horario (resultado del redespacho) de las unidades que no están en pruebas autorizadas, y su respectiva generación real horaria, sobre su despacho programado horario. Para el proceso de cálculo de pago por desviaciones horarias, se tendrá en cuenta la franja de tolerancia horaria de desviación de la planta, según lo establecido en el Numeral 1.1.5. del Anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995, y todas aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan. Si la generación real de las unidades que no están en pruebas autorizadas está por fuera de la franja de tolerancia permitida aplicada al respectivo despacho programado, el generador deberá retribuir a la cuenta por pago de desviaciones el valor absoluto de la diferencia entre la generación real de las unidades que no están en pruebas autorizadas, y su despacho programado, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y los siguientes precios de la Bolsa de Energía:

1. Si la planta de generación aparece en el despacho ideal para cubrir exclusivamente demanda comercial

nacional:

2. Si la planta de generación aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial de

Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE):

3. Si la planta de generación aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial

internacional:

4. Si la planta de generación no aparece en el despacho ideal:

Donde: DSV: Desviación ($) POF: Precio de Oferta aplicable a la hora ($/MWh) PBN: Precio de Bolsa para transacciones nacionales ($/MWh) PBT: Precio de Bolsa para Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE) ($/MWh) PBI: Precio de Bolsa para transacciones internacionales (exportaciones) ($/MWh) G.Real : Sumatoria de la generación real de las unidades que no están en pruebas autorizadas u

(MWh) G.Prog : Generación programada de todas las unidades que no están en pruebas autorizadas u (MWh) Si la generación real de las unidades en pruebas autorizadas está dentro de la franja de tolerancia, a la planta no se le evalúa su desviación. Así mismo, tampoco se evalúa la desviación si alguna de las unidades que no están en pruebas autorizadas participaron como reguladoras en la operación del sistema, sin detrimento de lo previsto en la Resolución CREG 064 de 2000 y aquellas que la adicionan, modifiquen o sustituyan. Para el caso de las plantas de generación variable, según la Resolución CREG 060 de 2019 o la que la modifique o sustituya, y cuando la misma tenga unidades en pruebas autorizadas, sin que toda la planta esté en pruebas, el ASIC, para determinar la franja de tolerancia horaria y el pago correspondiente del que trata el literal b del Numeral 1.1.5 del Anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995, utilizará: i) la generación real de la plantas, y ii) para la generación programada del despacho o redespacho según corresponda, utilizará la suma de: la

generación programada de todas las unidades que no están pruebas autorizadas, y la generación real de las unidades que están en pruebas autorizadas. ii. Si no se tiene en el ASIC registrada una frontera comercial para cada unidad de generación. El ASIC para las plantas que tienen unidades en pruebas autorizadas dará aplicación al siguiente procedimiento: Calculará una cantidad de desviación máxima permitida para toda la planta de generación, así: Donde: Cantidad de Desviación Máxima Permitida de la planta, para la hora h (MW) Franja de tolerancia horaria de desviación de la planta, según lo establecido en el Numeral 1.1.5. del Anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995 y todas aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan. Para el caso de las plantas de generación variable, según la Resolución CREG 060 de 2019 o la que la modifique o sustituya, y cuando la misma tenga unidades en pruebas autorizadas sin que toda la planta esté en pruebas y no se tiene en el ASIC registrada una frontera comercial para cada unidad de generación, el valor del %DES corresponderá a la tolerancia de desviación horaria asociada al máximo valor identificado por el ASIC de conformidad con lo establecido en el literal b.5.3. del Numeral 1.1.5. del Anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995, sin considerar en dicho cálculo la condición de pruebas de las unidades de generación. En caso de que el valor encontrado en el literal b.5.3. del Numeral 1.1.5. del Anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995 sea igual a cero (0), o sí en la hora a la planta le aplican los casos especiales de los que tratan el literal b.3. del Numeral 1.1.5. del

Anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995, la planta no será objeto de cobro por desviaciones para la respectiva hora. Sumatoria de la Generación Programada de las unidades que no se encuentran en pruebas para la hora h (MW) Sumatoria de la Generación Programada de las unidades que se encuentran en pruebas no Autorizadas para la hora h (MW) Sumatoria de la Capacidad Efectiva Neta de las unidades que se encuentran en pruebas Autorizadas para la hora h (MW) Se calculará la desviación de la planta de generación como el valor absoluto de la diferencia de la suma del despacho programado horario (resultado del Redespacho) de la planta, y su respectiva generación real horaria. Si la desviación de la planta está por fuera de la Desviación Máxima Permitida, el generador deberá retribuir a la cuenta por pago de desviaciones el valor absoluto de la diferencia entre la generación real de la planta y su despacho programado, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y los siguientes precios de la Bolsa de Energía:

1. Si la planta de generación aparece en el despacho ideal para cubrir exclusivamente demanda comercial

nacional:

2. Si la planta de generación aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial de

Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE):

3. Si la planta de generación aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial

internacional:

4. Si la planta de generación no aparece en el despacho ideal: Donde: G.Real: Generación Real de la planta (MWh) G.Prog: Generación Programada de la planta (MWh) Si la desviación de la planta está dentro de la cantidad de Desviación Máxima Permitida no se le evalúa su

desviación. Así mismo, tampoco se evalúa la desviación si alguna de las unidades que no están en pruebas autorizadas participaron como reguladoras en la operación del sistema, sin detrimento de lo previsto en la Resolución CREG 064 de 2000 y aquellas que la adicionan, modifican o sustituyan. iii. En los casos en los cuales no se tiene en el ASIC registrada una frontera comercial para cada unidad de generación, pero las unidades que se encuentran en pruebas disponen de medición compartida que se encuentran registrando exclusivamente la generación de unidades en pruebas autorizadas, el ASIC en estos casos, para las unidades que no se encuentran en pruebas, dará aplicación al procedimiento definido en el Numeral i del presente literal b, tomando como base la generación real medida en las fronteras comerciales de las unidades que no están en pruebas autorizadas, y la sumatoria de la generación programada de todas las unidades que no están en pruebas autorizadas. iv. En los casos en los cuales se programen exclusivamente en el despacho programado horario (resultado del Redespacho) unidades que se encuentren en pruebas autorizadas, sin que toda la planta esté en pruebas, y se registren en el ASIC medidas en fronteras comerciales relacionadas con unidades que no se encuentran en pruebas, se entenderá que la planta presentó una desviación por encima de su franja de tolerancia horaria y, por tanto, el generador deberá retribuir a la cuenta por pago de desviaciones la energía medida en los medidores asociados a unidades que no están en pruebas autorizadas, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y los siguientes precios de la Bolsa de Energía:

1. Si la planta de generación aparece en el despacho ideal para cubrir exclusivamente demanda comercial

nacional:

2. Si la planta de generación aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial de

Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE):

3. Si la planta de generación aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial

internacional:

4. Si la planta de generación no aparece en el despacho ideal:

Donde: DSV: Desviación ($) POF: Precio de Oferta aplicable a la hora ($/MWh) PBN: Precio de Bolsa para transacciones nacionales ($/MWh) PBT: Precio de Bolsa para Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE) ($/MWh) PBI: Precio de Bolsa para transacciones internacionales (exportaciones) ($/MWh) : Sumatoria de la generación real de las unidades que no están en pruebas (MWh) c) En el despacho ideal, la disponibilidad comercial y la generación de las unidades en prueba o el conjunto de unidades que se afecten por la -unidad en prueba, se calculará teniendo en cuenta las siguientes reglas:

1. Si todas las unidades que conforman la planta de generación se encuentran en pruebas, la generación ideal de la planta y su disponibilidad comercial se considerarán iguales a la generación real de la planta en el despacho real, siempre y cuando se cumpla el procedimiento establecido en la presente resolución para la realización de tales pruebas. ii. Si no todas las unidades que conforman la planta de generación se encuentran en pruebas, la generación ideal de la planta y su disponibilidad comercial en el despacho ideal será calculado bajo las siguientes reglas, siempre y cuando se cumpla el procedimiento establecido en la presente resolución para la realización de tales pruebas:

1. Rara cada unidad que se encuentra en pruebas se programará como mínimo en el Despacho Ideal el siguiente

valor: Minldeal = Mínimo[DR , CEN ] u u u Donde: Minldeal : Cantidad mínima a programar en el Despacho Ideal para la unidad en pruebas (MW) u DR : Disponibilidad Real para la unidad (MW) U CEN : Capacidad Efectiva Neta dé la unidad (MW) U En los casos en los cuales se tenga en el ASIC registrada una frontera comercial para cada unidad de generación, de tal modo que se tenga la medida de generación real exclusivamente para cada unidad, la cantidad mínima a programar en el Despacho Ideal será la generación real de las unidades que se encuentren en pruebas. En los casos en los cuales no se tiene en el ASIC registrada una frontera comercial para cada unidad de generación, pero las unidades que se encuentran en pruebas disponen de medición compartida que se encuentra registrada en la hora es exclusivamente la generación de unidades en pruebas, se considerará para estos casos, la cantidad mínima a programar en el Despacho Ideal como la generación real medida en las fronteras comerciales asociadas a las unidades en pruebas. En los casos en los cuales se programen exclusivamente en el despacho programado horario (resultado del Redespacho) unidades que se encuentren en pruebas sin que toda la planta esté en pruebas, la cantidad mínima a programar en el Despacho Ideal será la generación real de la planta de generación.

2. La disponibilidad comercial de la planta de generación se calculará de acuerdo con. lo establecido en el Anexo A-2 de la Resolución CREG 024 de 1995, considerando para las unidades en pruebas que su disponibilidad declarada y su disponibilidad real son iguales a Minldeal . u Doctrina Concordante ARTÍCULO 4. MODIFICAR EL LITERAL D DEL ANEXO A-4 “FUNCIÓN PRECIO EN LA BOLSA DE

ENERGÍA” DE LA RESOLUCIÓN CREG-024 DE 1995, MODIFICADO POR EL ARTÍCULO 1 DE LA RESOLUCIÓN CREG-110 DE 2014. El literal d del Anexo A-4 de la Resolución CREG-024 de 1995, quedará así: “d. Se determinarán los valores adicionales ( I) para los mercados nacionales e internacionales de la siguiente forma: -- Para atención de la Demanda Total Doméstica, el Valor Adicional para la Demanda Total Doméstica ( I ) se N calculará conforme a la siguiente ecuación: Donde: Demanda Total Doméstica en la hora i. Costos no cubiertos por concepto de arranque y parada de la planta j para atender Demanda Total Doméstica. Costos no cubiertos por concepto de generación ideal en condición inflexible de la planta j para atender Demanda Total Doméstica. Número de plantas térmicas. Precios de oferta de arranque-parada z de la planta j. Número de arranques de la planta j. Si el arranque de la planta j se requiere únicamente para cumplir la generación en pruebas solicitadas por los agentes en los períodos siguientes al arranque, no se tiene en cuenta el arranque. Variable igual a 0 si la planta j es inflexible en la hora i, en caso contrario es igual a la Generación ideal de la planta j en la hora i para atender Demanda Total Doméstica. Máximo Precio de Oferta para atender la Demanda Total Doméstica en la hora i. Precio ofertado a la Bolsa de Energía por la planta j. Si la planta j es inflexible en la hora i la variable es igual a la Generación ideal de la planta j en la hora i para atender Demanda Total Doméstica. En caso contrario es igual a 0. Si la planta j en la

hora i se encuentra en pruebas solicitadas por los agentes y toda la generación ideal de la planta corresponde a generación en pruebas (MinIdeal ) este valor es cero. En caso de que la planta en u pruebas no tenga asociada toda su generación ideal en pruebas y la planta j sea inflexible en la hora i, esta variable será igual a la siguiente expresión: Donde: Generación ideal de la planta j para atender la Demanda Total Doméstica en la hora i Cantidad mínima a programar en el Despacho Ideal para la unidad u en pruebas de la planta j Total de unidades en pruebas de la planta j Precio de Reconciliación Positiva calculado para la planta j sin incluir los costos de arranque y parada. Costos no cubiertos por concepto de generación ideal en condición inflexible de la planta j. Si la planta j es inflexible en la hora i la variable es igual a la Generación ideal de la planta j en la hora i para atender la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado. En caso contrario es igual a 0. Si la planta j en la hora i se encuentra en pruebas solicitadas por los agentes y toda la generación ideal de la planta corresponde a generación en pruebas (MinIdeal ) este valor es cero. En caso de que la planta en pruebas u no tenga asociada toda su generación ideal en pruebas y la planta j sea inflexible en la hora i, esta variable será igual a la siguiente expresión: Donde: Generación ideal de la planta j para atender la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado en la hora i Si la planta j es inflexible en la hora i la variable es igual a la Generación ideal de la planta j en la hora i para atender la Demanda no Doméstica. En caso contrario es igual a 0. Si la

planta j es la hora i se encuentra en pruebas soli