CREG - Resolución 79 de 2006

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(octubre 25) Diario Oficial No. 46.434 de 27 de octubre de 2006 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS Por la cual se adicionan, aclaran y modifican algunas disposiciones de la Resolución CREG-071 de 2006. Resumen de Notas de Vigencia Concordancias CREG LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS, en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO:

Que la CREG mediante Resolución CREG-071 de 2006, adoptó la metodología para la remuneración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía; Que se considera necesario efectuar algunas aclaraciones y modificaciones a la Resolución CREG-071 de 2006 en lo relacionado con los Contratos de Respaldo y la energía ofertable en el Mercado Secundario, la actualización del precio del Cargo por Confiabilidad, la aplicación del Precio de las Transacciones en Bolsa cuando el Precio de Bolsa es mayor al Precio de Escasez; plazos para el registro de contratos y el registro de activos de generación de última instancia, los plazos del último paso del cronograma para el período de transición, y adicionar la derogatoria expresa de otras resoluciones; Que dada la posibilidad de sustituir el gas natural para la generación de energía eléctrica por otros combustibles, o de utilizarlos alternativamente, la disponibilidad de las plantas o unidades de generación que efectúen la sustitución o el uso alternativo podría ser distinta, por lo cual se considera necesario ajustar el Índice de Indisponibilidad Histórica por Salidas Forzadas; Que es necesario precisar el contenido de algunos de los Anexos de la Resolución CREG-071 de 2006; Que se hace necesario sustituir las disposiciones de la Resolución CREG-078 de 2006, por la cual se amplió un término contenido en la metodología para la remuneración del Cargo por Confiabilidad; Que de conformidad con lo establecido en el numeral 2 del artículo 1o de la Resolución CREG-097 de 2004, la presente resolución no está sometida a las disposiciones sobre publicidad de proyectos de regulaciones previstas

en el artículo 9o del Decreto 2696 de 2004, por razones de oportunidad, teniendo en cuenta el cronograma establecido para la aplicación de dicha resolución; Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 306 del 25 de octubre de 2006, aprobó las disposiciones contenidas en la presente resolución, RESUELVE: ARTÍCULO 1o. Modifícase la definición de contrato de respaldo establecida en el artículo 3o <sic 1> de la Resolución CREG-071 de 2006, la cual quedará así: “Contrato de Respaldo de Energía Firme o Contrato de Respaldo: Es un contrato bilateral que se celebra entre agentes generadores a través del Mercado Secundario, con el fin de asegurar el cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme de un generador. Su precio, cantidad, garantía, duración y recaudo se determina de común acuerdo entre las partes siguiendo los lineamientos del Mercado Secundario establecido en la presente resolución”. Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 2o. Aclárase el artículo 28 de la Resolución CREG-071 de 2006, el cual quedará así: “Artículo 28. Precio del Cargo por Confiabilidad cuando no hay Subasta. Para los años en los que no se realice Subasta, el Cargo por Confiabilidad de las Obligaciones de Energía Firme asignadas según el artículo 25 se pagará al Precio de Cierre de la última Subasta que haya cumplido con las condiciones establecidas en el numeral 2.3 del Anexo 2 de esta resolución. El precio de estas obligaciones se calculará utilizando la siguiente fórmula: F

Donde: P : Precio de la Obligación de Energía Firme respaldada con la planta o i, NS unidad de generación i, aplicable entre el 1o de diciembre del año en que no se realizó Subasta, NS, y el 30 de noviembre del año siguiente.

PC : Precio de cierre de la última subasta que cumplió con las condiciones SE establecidas en el numeral 2.3 del Anexo 2 de esta resolución.

IPP : Indice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América nov, NS correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200), para el mes de noviembre del año

NS.

IPP : Indice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América SE correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200), para el mes y el año del Precio de

Cierre PC ”. SE Ir al inicio ARTÍCULO 3o. Aclárase el artículo 29 de la Resolución CREG-071 de 2006, el cual quedará así: “Artículo 29. Actualización del Cargo por Confiabilidad. Cuando las Obligaciones de Energía Firme tengan un Período de Vigencia mayor a un año, el precio de estas obligaciones se actualizará anualmente utilizando la siguiente fórmula:

F Donde: P : Precio de la Obligación de Energía Firme respaldada con la planta y/o i,t unidad de generación i, aplicable entre el 1o de diciembre del año t y el 30 de noviembre del año t+1, expresado en dólares por kilovatio

hora (US$/kWh). P : Precio al que fue asignada la Obligación de Energía Firme respaldada i, asignación con la planta y/o unidad de generación i, expresado en dólares por kilovatio hora (US$/kWh).

IPP : Indice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América nov,t correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200), para el mes de noviembre del año t.

IPP : Indice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América asignación correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200), para el mes y el año en que se efectuó la asignación de la Obligación de Energía Firme.” Ir al inicio ARTÍCULO 4o. Modifícase el artículo 42 de la Resolución CREG-071 de 2006, el cual quedará así: “Artículo 42. Energía Disponible Adicional de Plantas Hidráulicas. La Energía Disponible Adicional de Plantas Hidráulicas será la energía que excede la ENFICC declarada por el generador, calculada para cada uno de los meses del período que definió la ENFICC respectiva.

En caso de declarar una ENFICC mayor a la ENFICC Base y menor a la ENFICC 95% PSS, el cálculo de la Energía Disponible Adicional tomará como referencia el valor de ENFIC, Base o 95% PSS, más cercano a la declaración del agente. La Energía Disponible Adicional de las Plantas Hidráulicas que el agente generador destinará al Mercado

Secundario, de conformidad con lo establecido en el artículo 43 de esta resolución, deberá declararse utilizando el formato del Anexo 4 de esta resolución”. Ir al inicio ARTÍCULO 5o. Adiciónase el artículo 55 de la Resolución CREG-071 de 2006, el cual quedará así: “Artículo 55. Precio de las Transacciones en Bolsa cuando el Precio de Bolsa es mayor al Precio de Escasez. Todas las transacciones de compra y venta de energía en la Bolsa que se realicen durante las horas en las cuales el Precio de Bolsa supera el Precio de Escasez serán liquidadas a Precio de Escasez, sin perjuicio de las disposiciones contenidas en la regulación vigente en materia de precios de reconciliación y de liquidación de las Transacciones Internacionales de Energía”. Ir al inicio ARTÍCULO 6o. Modifíquese el artículo 56 de la Resolución CREG-071 de 2006, el cual quedará así: “Artículo 56. Cargo por Confiabilidad de las Plantas y/o Unidades de Generación no Despachadas Centralmente. Todos aquellos generadores no despachados centralmente que tengan contratos de venta de energía de conformidad con las disposiciones contenidas en la regulación vigente, deberán producir diariamente la ENFICC declarada de conformidad con las disposiciones contenidas en esta resolución, siempre que al menos durante una de las horas del día de despacho el Precio de Bolsa supere el Precio de Escasez. Cuando la generación real diaria de estos generadores sea menor a la ENFICC declarada, el ASIC incrementará la cuenta por pagar del respectivo agente en un monto igual al producto entre el valor del CERE y la diferencia entre la ENFICC diaria y la generación real diaria utilizada por el ASIC para las transacciones comerciales, este

valor será asignado a cada uno de los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial como un menor costo de restricciones que debe ser trasladado a los usuarios finales. Para cada una de las horas en las cuales el Precio de Bolsa sea superior al Precio de Escasez y la Planta no Despachada Centralmente tenga contratos de venta de energía a Precio de Bolsa de conformidad con la regulación vigente, el precio del contrato será igual al Precio de Escasez. Para los efectos de que trata el anexo 7 de esta resolución, la Obligación Diaria de Energía Firme de las Plantas no Despachadas Centralmente será igual a su Generación Ideal. Para los efectos de que trata el anexo 8 de la presente Resolución, las plantas no despachadas centralmente solo recaudan Cargo por Confiabilidad por sus ventas de energía en bolsa”. Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 7o. Modifícase el artículo 59 de la Resolución CREG-071 de 2006, el cual quedará así: “Artículo 59. Objeto. El Mercado Secundario de Energía Firme es el mecanismo que le permite a cada uno de los generadores que determinen que su energía no es suficiente para cumplir sus Obligaciones de Energía Firme, negociar con otros generadores que tengan Energía de Referencia para el Mercado Secundario, de conformidad con el artículo 43 de esta resolución, el respaldo de sus compromisos a través de Contratos de Respaldo, según lo establecido en esta resolución”. Ir al inicio ARTÍCULO 8o. Modifícase el artículo 60 de la Resolución CREG-071 de 2006 el cual quedará así: “Artículo 60. Participantes. En el Mercado Secundario de Energía Firme participarán exclusivamente los

generadores. Los oferentes de este mercado serán los generadores con Energía de Referencia para el Mercado Secundario. Los compradores serán los generadores que requieran temporalmente ENFICC para el cumplimiento de sus Obligaciones de Energía Firme o sus Contratos de Respaldo”. Ir al inicio ARTÍCULO 9o. Modifícase el artículo 61 de la Resolución CREG-071 de 2006 el cual quedará así: “Artículo 61. Funcionamiento. Los generadores que tengan Energía de Referencia para el Mercado Secundario y que voluntariamente quieran participar en este mercado, publicarán la cantidad de energía que ofrecen en el Sistema de Información del Mercado Secundario, en la forma como lo establezca el ASIC. El agente generador que requiera ENFICC para cumplir sus Obligaciones de Energía Firme negociará bilateralmente estos Contratos de Respaldo con los generadores oferentes, de acuerdo con esta resol ución. Las negociaciones en el mercado secundario no podrán modificar en forma alguna las condiciones en las cuales los generadores se comprometieron en la Subasta a suministrar la Energía Firme”. Ir al inicio ARTÍCULO 10. Modifícase el artículo 63 de la Resolución CREG-071 de 2006 el cual quedará así: “Artículo 63. Registro de Contratos del Mercado Secundario de Energía Firme. Todos los Contratos de Respaldo de Energía Firme que se celebren entre generadores, como resultado de su negociación en el Mercado Secundario, deberán registrarse ante el ASIC en la forma como él lo establezca. El plazo máximo para el registro de estos contratos será de tres (3) días calendario contados desde la fecha de su celebración, y el mínimo será de dos (2) días antes de su fecha de entrada en vigencia.

PARÁGRAFO 1o. El ASIC publicará en el Sistema de Información del Mercado Secundario las cantidades transadas bilateralmente, identificando el plazo de estos compromisos, su entrada en vigencia y el precio al que fueron pactados. PARÁGRAFO 2o. Cuando el Contrato de Respaldo se negocie entre generadores que detenten una relación de control en los términos previstos en la legislación comercial, el ASIC no publicará en el Sistema de Información del Mercado Secundario el precio al cual este respaldo fue pactado. No obstante, las partes deben reportarlo en las mismas condiciones establecidas para los demás contratos del mercado secundario. PARÁGRAFO 3o. El incumplimiento en la entrega de la energía pactada en un Contrato de Respaldo será responsabilidad de las partes contratantes y no modificará las acciones previstas por la CREG para el incumplimiento en la entrega de la ENFICC asignada a los generadores en la Subasta o en el mecanismo de asignación que haga sus veces. PARÁGRAFO 4o. Cuando un generador venda en el Mercado Secundario a varios generadores, reportará al ASIC el orden en que deben ser despachados cada uno de dichos contratos. Cada uno de ellos será despachado en el orden respectivo y hasta la cantidad total comprometida, de acuerdo con las disposiciones contenidas en la presente resolución”. Ir al inicio ARTÍCULO 11. Modifícase el artículo 75 de la Resolución CREG-071 de 2006, el cual quedará así: “Artículo 75. Registro del Activo de Generación de última Instancia. El generador que respalde sus Obligaciones de Energía Firme con la utilización de un Activo de Generación de última Instancia deberá

registrarlo ante el CND y el ASIC de conformidad con la regulación vigente. Este activo será despachado de acuerdo con la regulación vigente”. Ir al inicio ARTÍCULO 12. Modifícase el artículo 81 de la Resolución CREG-071 de 2006, el cual quedará así: “Artículo 81. Adecuación de la planta y/o unidad de generación térmica debido a la sustitución de gas natural. Durante el primer año del Período de Transición los generadores térmicos a gas natural que planeen utilizar combustibles distintos a este para su operación, y que a la fecha de asignación del Cargo por Confiabilidad no cuenten con las instalaciones para hacerlo, podrán optar por solicitar la retención del pago del Cargo por Confiabilidad asociado a su Obligación de Energía Firme, hasta la fecha de puesta en operación de la infraestructura necesaria para generar con combustibles distintos a gas natural. Al cabo de este plazo se hará la entrega de los montos retenidos. El período máximo de retención no puede ser superior a seis (6) meses, y en ningún caso se exime al generador del cumplimiento de su Obligación de Energía Firme vigente durante el primer año del Período de Transición. La devolución del pago retenido tendrá lugar una vez una firma auditora reconocida, contratada por el generador, ejecute una prueba de generación a la planta operando con el combustible sustituto, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG-109 de 2005 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan; y que esta prueba sea calificada como exitosa por dicha firma auditora. La prueba se programará dentro de los primeros seis (6) meses del Período de Vigencia de la Obligación. En caso

de que la prueba no se realice en estos seis (6) meses, el generador térmico tendrá un plazo adicional de un (1) mes para aprobarla, siempre y cuando suscriba un Contrato de Respaldo con vigencia de un mes para cubrir la Obligación de Energía Firme respaldada por la planta que sustituirá el gas natural. De lo contrario se terminará la Obligación de Energía Firme asociada a esta planta y/o unidad de generación, el agente generador perderá el pago retenido y se hará efectiva la garantía de que trata el presente artículo. Para optar por esta alternativa, los agentes generadores deberán informarlo a la CREG como parte de la declaración de parámetros, y remitir a más tardar el veinticinco (25) de noviembre de 2006 una garantía de cumplimiento de la puesta en operación de la planta con el combustible alterno. Esta garantía deberá cumplir lo dispuesto en el Capítulo VIII de esta resolución. PARÁGRAFO. El incumplimiento en la presentación oportuna de la garantía de que trata el presente artículo dará lugar a: La pérdida de la asignación de la Obligación de Energía Firme y de la remuneración asociada a ella, y La reasignación de Obligaciones de Energía Firme a prorrata de la ENFICC no comprometida”. Ir al inicio ARTÍCULO 13. Modifíquense los numerales 4 y 6 del artículo 87 de la Resolución CREG-071 de 2006, los cuales quedarán así: “4. Declaración de la ENFICC A más tardar el 15 de noviembre de 2006, los agentes generadores térmicos deberán reportar la información

sobre contratos de suministro y transporte de combustible de acuerdo con los formatos del numeral 5.2 del Anexo 5 de esta resolución. Con esta información, y la de las certificaciones establecidas en el Artículo 47 de esta resolución, la CREG calculará los índices IMM y TCR de cada planta o unidad de generación térmica. Estos índices serán publicados por la CREG mediante Circular el 17 de noviembre de 2006. El 20 de noviembre, todos los agentes generadores deberán declarar la ENFICC de cada una de las plantas y/o unidades de generación que representen comercialmente, la cual será utilizada en el proceso de asignación de Obligaciones de Energía Firme realizado por el ASIC de conformidad con las disposiciones contenidas en la presente resolución. Esta declaración deberá hacerse utilizando el formato del Anexo 4 de esta resolución. Las plantas de generación hidráulica que deseen participar en el Mercado Secundario de Energía Firme con Energía Disponible Adicional, deberán diligenciar en el formato del Anexo 4 la información correspondiente a esta última. Una vez declarada la ENFICC de cada una de las plantas y/o unidades de generación, y la Energía Disponible Adicional, el CND deberá verificar que los valores declarados se encuentren dentro de los límites establecidos en la presente resolución. Para los casos en los cuales la ENFICC declarada sea superior a la máxima energía firme resultante de aplicar la metodología establecida en la Regulación, el CND considerará como valor declarado para las plantas y/o unidades de generación hidráulica la ENFICC Base, y para el caso de las plantas y/o unidades de generación térmica la que resulte de aplicar la metodología de cálculo de la ENFICC con los parámetros

remitidos por el agente. En el caso de plantas hidráulicas, este ajuste a la ENFICC modificará automáticamente la Energía Disponible Adicional”. (...) “6. Entrega de contratos de combustible, garantías, licencia ambiental y certificado de Asignación de Obligaciones de Energía Firme. Aquellos generadores con plantas y/o unidades de generación que no hayan remitido la copia de los contratos de suministro de combustibles y transporte de gas natural necesarios para garantizar la Obligación de Energía Firme asignada, deberán remitirla a más tardar el 25 de noviembre de cada año. Adicionalmente, en esta fecha deberán enviar a la CREG la copia de la licencia ambiental para la operación con el combustible o combustibles elegidos por el agente para respaldar su Obligación de Energía Firme. En caso de no ser r equeridas por la autoridad ambiental pertinente, los propietarios de la planta y/o unidad de generación, o quien los represente comercialmente, deberán enviar una comunicación informando este hecho. Para los casos en los cuales la copia de los contratos de que trata el presente artículo no sea remitida en los plazos establecidos en la presente resolución, la asignación de Obligación de Energía Firme para la planta y/o unidad de generación será igual a cero gigavatios hora (0 GWh). Una vez verificada la información de contratos y garantías de que trata el presente artículo, el ASIC emitirá a más tardar el 30 de noviembre de cada año una certificación de la asignación de Obligaciones de Energía Firme para cada uno de los agentes, con plantas y/o unidades de generación que las respaldan, la cual deberá contener

la ENFICC asignada, el Período de Vigencia y el precio del Cargo por Confiabilidad asociado a ellas”. Concordancias Ir al inicio ARTÍCULO 14. DEROGATORIAS EXPRESAS. Deróganse las Resoluciones CREG 06 de 2001; 17 de 2002; 04 de 2004; y 78 de 2006. Concordancias Ir al inicio ARTÍCULO 15. Modifíquese el Anexo 3 de la Resolución CREG-71 de 2006 así:

“ANEXO 3.

CALCULO DE LA ENERGIA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD. 3.1 Metodología de Cálculo de la ENFICC de una planta hidráulica. La Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC) de una planta hidráulica se calculará como se establece a continuación: En cada mes m del período de análisis, se debe cumplir la siguiente ecuación de balance hídrico: donde: e : 3 m Volumen del embalse al final del mes m, expresado en millones de metros cúbicos (Mm ). a : 3 m Aportes en el mes m, expresado en millones de metros cúbicos (Mm ). t : 3 m Turbinado en el mes m, expresado en millones de metros cúbicos (Mm ). v : 3 m Vertimientos durante el mes m, expresado en millones de metros cúbicos (Mm ). Para la evaluación de la ENFICC se empleará un modelo computacional que tendrá en cuenta las características y restricciones propias de cada uno de los sistemas hidráulicos, para lo cual se debe considerar:

1. La topología de la planta o grupo de plantas.

2. Los límites del embalse: mínimo técnico y máximo técnico.

3. Restricciones de uso del embalse: curva guía mínima y curva guía máxima.

4. La curva guía inferior de un embalse solamente puede ser afectada para cumplir con los flujos mínimos para acueducto y riego, en aquellos períodos donde no es posible cumplirlos, sin remover esta restricción.

5. Capacidad de turbinamiento máxima y mínima de la planta.

6. Indice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas – IHF

7. Capacidad máxima de bombeo.

8. Capacidad de canales de descarga.

9. La Información Hidrológica Oficial del SIN

10. En el modelo computacional se considerará que: a) Solamente se generará por encima de la ENFICC (Energía Disponible Adicional) de cada período de optimización, en los meses en que el nivel de embalse sea igual o mayor al de la curva guía máxima o el nivel de espera definido por el volumen de espera, en caso de tenerlo; b) Vertimientos solamente se pueden dar cuando se supere el límite máximo del embalse y la máxima capacidad factible de la planta; c) El nivel del volumen del embalse sólo podrá estar por encima de la curva guía máxima o el nivel de espera, si lo tiene la planta, cuando la planta haya alcanzado su capacidad máxima de turbinamiento; d) El nivel del volumen del embalse sólo podrá ser menor o igual a la curva guía mínima, si la tiene la planta, 3 cuando la planta este turbinando 0 m /s; e) Debe aplicar para: i) la ENFICC de plantas autónomas, las cuales están compuestas por el sistema embalse planta;

1. La ENFICC de varios Embalse-Planta en cadena, en donde se calcula la ENFICC a la primera planta aguas arriba (G1). Para la siguiente planta (G2) se utiliza el mismo modelo considerando como aportes al embalse asociados a esta planta, además de los naturales, el caudal turbinado y/o vertido de la planta aguas arriba obtenido del paso anterior. Así sucesivamente para las plantas de la cadena (Ver Gráfica 1), y iii) la ENFICC de un sistema de varios embalses asociados a una cadena de plantas, en donde se calcula la ENFICC a la primera planta aguas arriba (G1), aplicando la metodología a la cadena de embalses asociados aguas arriba. Para la siguiente planta (G2) se optimiza de forma autónoma considerando como aportes, además de los naturales, optimizando plantas con varios embalses asociados aguas, el caudal turbinado y/o vertido de la planta aguas arriba (Ver Gráfica 2).

Gráfica 1. Tratamiento de plantas autónomas y cadena de plantas. Gráfica 2. Tratamiento un sistema de varios embalses asociados a cadena de plantas. La formulación matemática de este modelo será la descrita en el Anexo 9 de esta resolución. 3.1.1 Horizonte de análisis. Corresponderá a todo el horizonte de la Información Hidrológica Oficial del SIN por planta. Cuando existan diferentes horizontes de información de ríos que aportan a una misma planta, se tomará un horizonte de análisis estandarizado correspondiente a la historia hidrológica más reciente. 3.1.2 Períodos de optimización.

Serán períodos de un año, contado desde el primero de mayo del primer año hasta el 30 de abril del siguiente año, y así sucesivamente hasta completar el horizonte de análisis. Existirá un número de períodos de optimización igual al número de años de información del horizonte de análisis estandarizado, descontando los períodos que queden remanentes por efecto de iniciar el primero de mayo y terminar el 30 de abril. 3.1.3 Nivel inicial del embalse. Para el primer período de optimización, que inicia el mes de mayo del primer año del horizonte de análisis estandarizado, se tomará un nivel de embalse del 50%. Para los siguientes períodos de optimización se tomará como nivel inicial el nivel final del embalse para el último mes del año inmediatamente anterior, que resulta de la aplicación de la metodología. 3.1.4 Curva de distribución de probabilidad. Con la ENFICC que se obtiene para cada período de optimización, expresada en kilovatios hora día año (kWhdía/año), se construirá una curva de distribución de probabilidad por planta, ordenando los resultados de menor a mayor. El menor valor corresponderá al 100% de probabilidad de ser superado y el mayor valor corresponderá al 0% de probabilidad de ser superado. 3.1.5 Cálculo de la ENFICC por planta. A cada planta se le considerarán los siguientes tipos de ENFICC:

1. ENFICC BASE Corresponde a aquella generación que es capaz de entregar la planta en la condición del 100% PSS.

2. ENFICC 95% PSS.

Corresponde a aquella generación que es capaz de entregar la planta en la condición del 95% PSS de la curva de distribución de probabilidades. El valor que se asigne corresponderá a la energía calculada para el período más

próximo a la condición del 95% PSS. 3.1.6 Modelo de optimización. La formulación matemática del Modelo de Optimización será la contenida en el Anexo 9 de esta resolución. El modelo computacional y el manual estará disponible en la página web de la CREG o en el sitio que ella determine mediante circular. 3.1.7 Cálculo de la ENFICC anual Para determinar la ENFICC anual se aplicará la siguiente fórmula: Donde: E : ENFICC declarada por el generador expresada en kilovatios hora día D (kWh/día) d : Número de días del año. m En el caso de plantas de generación hidráulica, la ENFICC de cada una de las unidades será igual a la ENFICC de la planta dividida entre el número de unidades. 3.2 Metodología de Cálculo de la ENFICC de una planta o unidad térmica La ENFICC anual de las plantas o unidades térmicas (ENFICC ) se establecerá de acuerdo con la siguiente

PT fórmula: r Donde: n: Número de combustibles de los que dispondrá la planta para operar. En caso de que se utilice más de un combustible al mismo tiempo, el valor de n será igual a uno (1).

CEN : Capacidad Efectiva Neta (MW) con el combustible i o la combinación de combustibles. i â: Factor entre 0 y 1 para el combustible i o la combinación de combustibles. Corresponderá al menor i

valor entre los siguientes índices:

1. Disponibilidad de la Planta (1-IHF), donde IHF será el Indice de Indisponibilidad Histórica de Salidas

Forzadas.

2. Indice de Disponibilidad de suministro de combustibles para operación continua (IDS) definido en el numeral

3.2.2.

3. Indice de Disponibilidad de Transporte de gas natural para operación continua (IDT) definido en el numeral 3.2.3. Este índice aplicará propo rcionalmente a la cantidad de gas natural que utilizará la planta y/o unidad de generación térmica para su operación. h : Horas de Operación con el combustible i o la combinación de i combustibles. La suma de h para los n combustibles de los que i dispondrá la planta para operar, deberá ser igual al número de horas del primer año del Período de Vigencia de la Obligación. d : Días del primer año del Período de Vigencia de la Obligación. año En el caso de utilizar combustibles en forma alternada los índices asociados al â se calcularán por cada i combustible en la misma forma que se haría para el caso de una planta que utiliza un solo combustible.

En el caso de utilizar una combinación de combustibles los índices asociados al â tendrán en cuenta la i participación de cada combustible en la combinación. 3.2.1 Indice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas, IHF Se estima de acuerdo a lo definido en el numeral 3.4. 3.2.2 Indice de Disponibilidad de Suministro de Combustibles (IDS) El Indice de Disponibilidad de Suministro de Combustibles (IDS) para operación continua se calculará así:

F Donde: n: Número de combustibles de los que dispondrá la planta para operar al mismo tiempo.

CS : Cantidad de energía del combustible i, expresada en MBTU, contratada o que será contratada para i suministro en firme del combustible i en el primer año del Período de Vigencia de la Obligación, de

conformidad con lo establecido en el Capítulo V de esta resolución. CR: Cantidad de energía de respaldo. Considera la energía contratada o que será contratada con otros agentes para respaldar las Obligaciones de Energía Firme en las horas de mantenimiento programado.

IMM : En el caso de gas natural, corresponde al mínimo entre uno (1) y el resultado que se obtenga del i balance de suministro en