CREG -Resolución 85 de 2007

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(septiembre 25) Diario Oficial No. 46.768 de 1 de octubre de 2007 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS Por la cual se modifican, aclaran y adicionan disposiciones de la Resolución CREG-071 de 2006 y se dictan otras normas, sobre el cargo por confiabilidad. 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 y 2253 de 1994, y CONSIDERANDO: Que la Ley 143 de 1994, artículo 20, 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; Que para el cumplimiento del objetivo señalado, la Ley 143 de 1994, artículo 23, le atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, entre otras, las funciones de crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la competencia, para lo cual, la oferta eficiente, en el sector eléctrico, debe tener en cuenta la capacidad de generación de respaldo; valorar la capacidad de generación de respaldo de la oferta eficiente; definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía; y determinar las condiciones para la liberación gradual del mercado hacia la libre competencia; Que de acuerdo con lo establecido en el literal c) del artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994, le corresponde a la CREG establecer el Reglamento de Operación, para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista; 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, modificaciones y adiciones a la Resolución CREG-071 de 2006 en lo relacionado con Definiciones, Reporte de Información, Conciliación, Pruebas de Disponibilidad,

Cambio de Combustible, Contratos Mercado Secundario, Indisponibilidad Histórica Forzada de Plantas Térmicas y Cambio de ENFICC; Que la Sociedad Emgesa S. A. presentó a la CREG para análisis un estudio adelantado por la Universidad de los Andes sobre el Modelo ENFICC, radicado con el número E-2007-003694; Que la Comisión, en cumplimiento del Decreto 2696 de 2004, expidió la Resolución CREG-057 de 2007 “por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general que pretende adoptar la CREG por la cual se adicionan, modifican y aclaran algunas disposiciones de la Resolución CREG-071 de 2006”; Que se recibieron comentarios de los siguientes agentes: Proeléctrica, Isagén, Central Hidroeléctrica de Caldas, CHEC, Termoemcali, Termovalle, Emgesa, Empresa de Energía del Pacífico, EPSA, Consejo Nacional de Operación, Termocandelaria, Generadora y Comercializadora de Energía del Caribe, Gecelca, Compañía de Expertos en Mercados (XM), y Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica, Acolgen; Que los comentarios, sugerencias, observaciones y demás aspectos que presentaron los agentes fueron analizados, cuyas conclusiones se presentan en el documento CREG-066 del 25 de septiembre de 2007, y se incorporaron los respectivos cambios a la resolución de acuerdo con los comentarios y sugerencias que se consideraron pertinentes; Que la Comisión, en cumplimiento del Decreto 2696 de 2004, expidió la Resolución CREG-077 de 2007 “por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general, que pretende adoptar la CREG con el

fin de establecer reglas para la participación en la asignación de Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad con plantas o unidades térmicas que utilicen combustible líquido”; Que se recibieron comentarios de los siguientes agentes: Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica, Acolgen; Compañía de Expertos en Mercados (XM), Generadora y Comercializadora de Energía del Caribe, Gecelca, Empresas Públicas de Medellín, EEPPM; Promotora de Energía Eléctrica de Cartagena, Proeléctrica, Termocandelaria, Meriléctrica, Transportadora de Gas del Interior, TGI, e Isagén; Que los comentarios, sugerencias, observaciones y demás aspectos que presentaron los agentes, fueron analizados en el documento CREG-067 del 25 de septiembre de 2007 y se incorporaron los respectivos cambios a la resolución de acuerdo con los comentarios y sugerencias que se consideraron pertinentes; Que se consideró conveniente integrar las resoluciones en comentario en una sola resolución, dada la afinidad de los temas tratados; Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión número 344 del día 25 de septiembre de 2007, acordó expedir la presente resolución con el fin de adoptar decisiones relacionadas con disposiciones establecidas en la Resolución CREG-071 de 2006;

RESUELVE:

I. MODIFICACION Y ADICION DE NORMAS DE LA RESOLUCION CREG-071 DE 2006

ARTÍCULO 1o. MODIFICACIÓN DEL ARTÍCULO 5o DE LA RESOLUCIÓN CREG-071 DE 2006. El artículo 5o de la Resolución CREG-071 de 2006 quedará así:

“Artículo 5o. Período de vigencia de la obligación. El período de vigencia de la obligación para el caso de las plantas y/o unidades de generación existentes será de un año, que inicia el día siguiente a la fecha en que finaliza el período de planeación. Para plantas y/o unidades de generación nuevas, especiales y existentes con obras el propietario, o quien las representa comercialmente, elegirá el período de vigencia de la obligación para ese recurso en particular, que podrá ser entre uno y veinte (20) años para las nuevas, entre uno y diez (10) años para las especiales y entre uno y cinco (5) años para las existentes con obras, contados a partir de la fecha de finalización del Período de Planeación de la asignación en el período de transición, de la subasta o del mecanismo que haga sus veces, por medio del cual se asignó la obligación de energía firme. Una vez elegido este período, no podrá ser modificado”. Concordancias CREG Ir al inicio ARTÍCULO 2o. MODIFICACIÓN DEL ARTÍCULO 31 DE LA RESOLUCIÓN CREG-071 DE 2006. El artículo 31 de la Resolución CREG-071 de 2006 quedará así: “Artículo 31. Participación en la subasta con plantas o unidades de generación con períodos de planeación superiores al período de planeación vigente. Quienes desarrollen plantas o unidades de generación con períodos de construcción superiores al período de planeación vigente pero inferiores a diez (10) años, podrán optar por recibir asignaciones de obligaciones de energía firme hasta diez (10) años antes del inicio del período de vigencia de las mismas, de conformidad con el mecanismo que se definirá en resolución aparte. PARÁGRAFO. El precio aplicable a las obligaciones de energía firme asignadas de conformidad con las

disposiciones contenidas en este Artículo corresponderá al aplicable a las obligaciones de energía firme asignadas y respaldadas con plantas o unidades de generación nuevas, siempre que la subasta no sea calificada como especial. Cuando la subasta sea calificada como caso especial el precio será igual al aplicable a los generadores existentes”. Concordancias CREG Ir al inicio ARTÍCULO 3o. ADICIÓN DEL ARTÍCULO 41 DE LA RESOLUCIÓN CREG-071 DE 2006, MODIFICADO POR LA RESOLUCIÓN CREG-028 DE 2007. Adiciónense los siguientes parágrafos al artículo 41 de la Resolución CREG-071 de 2006: "Parágrafo 1o. Una planta y/o unidad de generación que tenga cambios en sus características que afecten su ENFICC, disminuyéndola en más del 10%, deberá declarar nuevamente los parámetros para que le sea recalculada la ENFICC. La CREG podrá iniciar este proceso de oficio. PARÁGRAFO 2o. Cuando no se realice declaración de ENFICC, se tomará como declaración la última realizada y verificada por el CND.” Concordancias CREG Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 4o. MODIFICACIÓN DEL APARTE “INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA FORZADA PARA PLANTAS Y/O UNIDADES DE GENERACIÓN CON INFORMACIÓN RECIENTE” DEL NUMERAL 3.4.1, ANEXO 3 DE LA RESOLUCIÓN CREG-071 DE 2006. El aparte “Indisponibilidad Histórica Forzada para Plantas y/o Unidades de Generación con Información Reciente” del numeral 3.4.1, Anexo 3 de la Resolución

CREG-071 de 2006 quedará así: “-- Indisponibilidad Histórica Forzada para Plantas y/o Unidades de Generación con Información Reciente. El IHF de las Plantas y/o Unidades de Generación con Información Reciente se determinará de acuerdo con su tiempo de operación, con base en siguiente tabla: Tipo de tecnología 1er. año 2o año 3er. año (1ª columna) (2a columna) (3a columna) Gas y Combustibles Líquidos 0.2 El menor valor entre 0.15 y el El índice histórico del índice histórico del primer año segundo año completo de completo de operación operación Carbón y otros combustibles 0.3 El menor valor entre 0.2 y el El índice histórico del no incluidos en los casos índice histórico del primer año segundo año completo de anteriores completo de operación operación Hidráulicas 0.15 El menor valor entre 0.1 y el El índice histórico del índice histórico del primer año segundo año completo de completo de operación operación a) Si una unidad aún no ha entrado en operación pero se considera en el horizonte de análisis, o se encuentra en operación desde hace menos de doce (12) meses, se utilizarán los siguientes IHF: -- Para el primer año de operación de la unidad, el valor que aparece en la primera columna; -- Para el segundo año de operación de la unidad en adelante, los valores de 0.15 para unidades térmicas a gas y combustibles líquidos, 0.2 para unidades térmicas a carbón y otros combustibles no contemplados en los casos anteriores y 0.1 para unidades hidráulicas;

b) Si una unidad es calificada como especial o nueva, se utilizarán los siguientes IHF: -- Para el primer año de operación de la unidad, el valor que aparece en la primera columna de la tabla anterior; -- Para el segundo año de operación de la unidad en adelante, el valor será de 0.05. Cuando la unidad entre en operación, el IHF se actualizará de acuerdo con la tabla según se cumplan los años de operación; c) Para el cálculo de la ENFICC, el generador podrá declarar un IHF menor, y superior a 0.05, siempre y cuando aporte las garantías correspondientes a la diferencia de la ENFICC entre su declaración y la que resultaría de considerar el IHF calculado con base en la información histórica, d) Si una unidad se encuentra en operación desde hace más de doce (12) meses, pero su operación no ha completado veinticuatro (24) meses, se utilizarán para todo el horizonte, desde la entrada en operación de la unidad, los índices resultantes de la segunda columna; e) Si una unidad se encuentra en operación desde hace más de veinticuatro (24) meses, pero su operación no ha completado treinta y seis (36) meses, y tiene información suficiente, se utilizarán para todo el horizonte, desde la entrada en operación de la unidad, los índices resultantes de la tercera columna; f) Si una unidad se encuentra en operación desde hace más de veinticuatro (24) meses, pero su operación no ha completado treinta y seis (36) meses y tiene información insuficiente, el índice se calculará con la información correspondiente a las estaciones de verano involucradas en el período considerado. En el cálculo de los IHF para todo tipo de plantas y/o unidades de generación, no se incluirán:

1. Los eventos relacionados con el STN y/o STR que afecten el índice.

2. Los eventos resultantes de una declaración de racionamiento programado por parte del Ministerio de Minas y Energía en los términos del Decreto 880 de 2007, o aquel que lo modifique o sustituya, en virtud del cual se -- señalan los sectores de consumo más prioritarios.

Para efectos de excluir del cálculo de los IHF los eventos relacionados con la declaración de racionamiento programado, el generador debe cumplir con las siguientes disposiciones: i) Tener celebrados contratos firmes de suministro y transporte de gas natural; ii) En la respectiva hora no tener previamente programados mantenimientos; iii) Destinar el gas contratado al sector prioritario definido por el Ministerio de Minas y Energía; iv) Para este efecto el transportador y el productor de gas reportarán al CND y al ASIC, inmediatamente termine el ciclo de nominación vigente en gas, la cantidad de energía nominada por cada generador térmico a gas con destino al sector prioritario definido por el Ministerio de Minas y Energía.

3. En el cálculo del IHF de las plantas o unidades de generación térmica a gas natural que declaren, para el Período de Vigencia de la Obligación, la operación continua con un combustible diferente a gas natural, o la infraestructura y el combustible alterno para respaldar la operación con gas natural, se excluirán los siguientes eventos: i) Los relacionados con el STN y/o STR que afecten el índice, y ii) Los relacionados con indisponibilidad de gas natural.

Para tal efecto, el generador deberá suscribir una garantía que cubra el diferencial de energía asociado al cambio

en el IHF. Esta garantía deberá cumplir con lo dispuesto en el Capítulo VIII de esta resolución y deberá ser remitida a la CREG a más tardar el 25 de noviembre del año en el que inicia el Período de Vigencia de la Obligación. La planta o unidad térmica que va a utilizar o respaldar la operación continua con combustible diferente a gas natural, deberá aprobar una prueba de generación con este combustible efectuada de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG-109 de 2005, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. Esta prueba deberá realizarse dentro de los primeros dos (2) meses del Período de Vigencia de la Obligación y su éxito será declarado por el agente al CND siempre y cuando una firma auditora reconocida, contratada por el generador, certifique que la generación durante la prueba se efectuó con el combustible diferente a gas natural. Si la prueba es calificada como no exitosa, el generador deberá suscribir un Contrato de Respaldo suficiente para cubrir el diferencial de energía asociado al cambio en el IHF, vigente hasta que se efectúe una prueba exitosa. En caso contrario se hará efectiva la garantía. Si esta planta o unidad térmica retorna a la utilización de gas natural, para una nueva asignación de Obligaciones de Energía Firme se aplicarán los numerales 1 y 2 anteriores”. Concordancias CREG Doctrina Concordante ARTÍCULO 5o. MODIFICACIÓN DEL FORMATO 15 DEL ANEXO 5 DE LA RESOLUCIÓN CREG071 DE 2006. El Formato 15 del Anexo 5 de la Resolución CREG-071 de 2006 quedará así:

“Formato 15. Transporte de gas natural El generador deberá utilizar la equivalencia entre 1 MBTU y 1kpc (1 MBTU = 1kpc) para efectos de diligenciar este formato. Quienes dispongan de certificaciones en las que conste un factor diferente al aquí establecido, podrán usar dicho factor. Estas certificaciones deberán ser remitidas a la CREG con la declaración de parámetros”. TRANSPORTE DE GAS CONTRATADO EN FIRME PARA CADA MES (MBTU) Planta o Unidad de Punto de Entrada Punto de Dic. Ene. Feb. Mar. Abr. May. Generación Salida TRANSPORTE DE GAS CONTRATADO EN FIRME PARA CADA MES (MBTU) Planta o Unidad de Punto de Entrada Punto de Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Generación Salida Concordancias CREG Ir al inicio ARTÍCULO 6o. MODIFICACIÓN DEL NUMERAL 8.1.1 DEL ANEXO 8 DE LA RESOLUCIÓN CREG-071 DE 2006. El numeral 8.1.1 del Anexo 8 de la Resolución CREG-071 de 2006 quedará así: “8.1.1 Determinación de la Remuneración Real Individual Diaria de la Obligación de Energía Firme asociada a la planta y/o unidad de generación (RRID) y Remuneración Real Total (RRT). La remuneración real individual diaria de la Obligación de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i en el día d del mes m (RRID ) se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula: i,d,m

Donde: DC : Disponibilidad Comercial de la planta i en la hora h del día d del mes m, expresado en kilovatios

i,h,d,m (kW), sin considerar la indisponibilidad respaldada mediante contratos de respaldo, declaraciones de respaldo o cualquier otro anillo de seguridad. Este respaldo debió registrarse previamente ante el ASIC. Cuando el precio de bolsa sea mayor que el precio de escasez se considerarán las cantidades despachadas de estos tipos de cubrimiento. Cuando no se cumpla la condición anterior, se considerará la cantidad registrada de estos tipos de cubrimiento. El cálculo de esta componente se realizará de la siguiente forma: Donde: CCR : Compras en contratos de respaldo o en declaraciones de respaldo para la planta o i,d,m unidad de generación i vigentes el día d del mes m.

DispComNormal : Disponibilidad Comercial Normal calculada según la metodología definida en la i,h,d Resolución CREG-024 de 1995 para la planta o unidad de generación i en la hora h del día d.

CEN: Capacidad Efectiva Neta de la planta o unidad de generación i en la hora h.

ODEFR : Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i,d,m i en el día d del mes m, expresada en kilovatios-hora (kWh).

VCP : Ventas en contratos de respaldado o en declaraciones de respaldo con la planta o i,d,m unidad de generación i vigentes el día d del mes m.

PCC : Precio Promedio Ponderado del Cargo por Confiabilidad de la Obligación de i,m Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i vigente en el mes m, expresado en dólares por kilovatio-hora (US$/kWh), que se calculará de acuerdo

con la siguiente expresión: r Donde: P : Precio al cual fue asignada la Obligación de Energía Firme asociada a la planta y/o unidad de i,m,s generación i vigente en el mes m, asignada en la subasta s o en el mecanismo que haga sus veces, expresado en dólares por kilovatio hora (US$/kWh).

ODEFR : Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i en el mes i,m,s m, asignada en la subasta s o el mecanismo que haga sus veces. s: Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme, mecanismo que haga sus veces o

Subasta de Reconfiguración. El valor de PCC se convertirá a pesos por kilovatio hora ($/kWh), utilizando la TRM correspondiente al i,m último día del mes liquidado, publicada por la Superintendencia Financiera. La Remuneración Real Total Mensual para el mes m (RRT ) se obtendrá aplicando la siguiente fórmula: m

F Donde: RRID : Remuneración Real Individual Diaria de la Obligación de Energía Firme respaldada por la i,d,m planta y/o unidad de generación i en el día d del mes m. n: Número de días del mes m. k: Número de plantas y/o unidades de generación”.

PARÁGRAFO. La modificación efectuada en el presente Artículo aplicará a partir del 1o de diciembre de 2007. Concordancias CREG

II. NORMAS SOBRE ENERGIA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD, ENFICC.

Ir al inicio ARTÍCULO 7o. PLANTAS EXISTENTES CON OBRAS PARA MODIFICAR SU ENFICC. <Artículo

modificado por el artículo 9 de la Resolución 101 de 2007. El nuevo texto es el siguiente:> Se considerarán como plantas existentes con obras, las que cumplen las siguientes condiciones: Si la ENFICC de la planta y/o unidad de generación es menor o igual a 2 TWh-año, el incremento de ENFICC debe ser mayor al 20% y menor al 40% de la misma. Si la ENFICC de la planta y/o unidad de generación es mayor a 2 TWh-año, el incremento de la ENFICC debe ser mayor a 0.4 TWh-año y menor a 0.8 TWh-año. Este tipo de plantas deberán dar cumplimiento a las disposiciones contenidas en los artículos 7o, 8o, 9o y 20 de la Resolución CREG-071 de 2006, y otorgar las garantías exigidas para las plantas especiales. La valoración de las garantías y los incumplimientos para las obras que se declaran para este tipo plantas, se aplicarán y evaluarán con respecto a la ENFICC adicional que se obtiene por la obra y medida esta en las mismas condiciones de riesgo con y sin la obra. Notas de Vigencia Concordancias Doctrina Concordante Legislación Anterior Concordancias CREG Ir al inicio ARTÍCULO 8o. ENERGÍA FIRME PARA CARGO POR CONFIABILIDAD DE CADENAS HIDRÁULICAS. La ENFICC de un sistema de varios embalses asociados a una misma planta de generación se podrá calcular con el modelo publicado en la Resolución CREG-071 de 2006, o con este mismo modelo con optimización en dos fases para el período anual. La formulación matemática, el modelo computacional y el manual para realizar esta

optimización en dos fases se publicará mediante Circular que estará disponible en la página Web de la CREG. La ENFICC Base se obtendrá aplicando el numeral 3.1 del Anexo 3 de la Resolución CREG-071 de 2006. Concordancias CREG PARÁGRAFO 1o. El agente podrá declarar una ENFICC superior a la ENFICC Base e inferior a la ENFICC 95% PSS de cualquiera de las obtenidas con la aplicación de los modelos señalados, siempre y cuando respalde esta diferencia con una garantía de conformidad con lo establecido en el Capítulo VIII de la Resolución CREG071 de 2006. Concordancias CREG PARÁGRAFO 2o. Si el generador declara una ENFICC superior a la asociada al 95% PSS mayor de las obtenidas, se utilizará la ENFICC Base. PARÁGRAFO 3o. La Energía Disponible Adicional de las Cadenas Hidráulicas deberá cumplir la definición de la Resolución CREG-071 de 2006, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, y se estimará de la siguiente forma: i) Si el valor declarado está más próximo a la ENFICC Base, se utilizará el modelo definido en el numeral 3.1 del Anexo 3 de la Resolución CREG-071 de 2006; Concordancias CREG ii) Si el valor declarado está más próximo a la ENFICC 95% PSS calculada con el modelo definido en el numeral 3.1 del Anexo 3 de la Resolución CREG-071 de 2006, se utilizará este modelo; Concordancias CREG iii) Si el valor declarado está más próximo a la ENFICC 95% PSS calculada con el modelo con optimización de dos fases para el período anual, se utilizará este modelo.

Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 9o. DECLARACIÓN DE ENFICC INFERIOR A LA ENFICC BASE. Las plantas de generación hidráulicas podrán declarar una ENFICC inferior a la ENFICC Base. El valor declarado se mantendrá igual durante cinco (5) años. En consecuencia, durante este período no se podrá cambiar el valor declarado por ningún motivo. Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 10. CAMBIO DE ENFICC POR DIFERENCIAS ENTRE LOS PARÁMETROS TEÓRICOS REPORTADOS Y LOS PARÁMETROS REALES EN PLANTAS NUEVAS, ESPECIALES Y EXISTENTES CON OBRAS. Los agentes generadores que en las fechas de declaración de parámetros reportaron los datos teóricos de las plantas nuevas, especiales y existentes con obras, podrán optar por incrementar las Obligaciones de Energía Firme asignadas, cuando de la prueba exitosa para verificación de parámetros para la entrada en operación se determina una ENFICC mayor a la declarada, siempre que se cumplan las siguientes reglas: i) El incremento podrá ser hasta por el diez por ciento (10%) de la OEF asignada; ii) Debe existir Demanda Objetivo no cubierta en la respectiva asignación. Si la Demanda Objetivo no cubierta es menor al porcentaje incrementado, se incrementarán las obligaciones hasta donde sea posible. Este procedimiento puede aplicarse hasta completar el porcentaje señalado. En caso de que varios agentes opten por el incremento, la asignación se hará a prorrata entre quienes cumplan las condiciones aquí señaladas, y iii) El ajuste aplica desde la fecha de asignación del incremento hasta finalizar el período de vigencia de la obligación.

El agente generador que desee optar por esta alternativa, deberá informarlo mediante carta remitida a la CREG dentro de los tres (3) días siguientes a la realización de la prueba. Los ajustes de la OEF los realizará al ASIC dentro de la semana siguiente que la CREG le remita la carta del generador que optó por este mecanismo. A los incrementos mayores a los señalados se les dará el mismo tratamiento que a las plantas existentes. Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 11. INDICE DE INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA DE SALIDAS FORZADAS, IHF, A UTILIZAR PARA EL CÁLCULO DE LA ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD, ENFICC. Los agentes generadores de plantas y/o unidades para el cálculo de la ENFICC deberán utilizar como valor de IHF el que se obtiene de aplicar la metodología definida en la Resolución CREG-071 de 2006, anexo 3, numeral 3.4, modificado por la Resolución CREG-079 de 2006. En el caso de la plantas hidráulicas, la desviación del valor de IHF, bien sea hacia o hacia abajo, no podrá exceder porcentaje establecido en el Anexo 6 de la Resolución CREG-071 de 2006. Concordancias CREG

III. NORMAS SOBRE DISPONIBILIDAD DE COMBUSTIBLES.

Ir al inicio ARTÍCULO 12. CAMBIO DEL COMBUSTIBLE REPORTADO PARA LA DETERMINACIÓN DE LA ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD DE LAS UNIDADES Y/O PLANTAS TÉRMICAS. Las Unidades y/o Plantas Térmicas a las que se les haya efectuado asignaciones de Obligaciones

de Energía Firme con una antelación no inferior a seis (6) meses respecto del inicio de su período de vigencia, garantizadas con contratos y/o garantías para un combustible determinado, podrán optar por cambiar dicho combustible si cumplen los siguientes requisitos:

1. Efectuar la declaración de parámetros a la CREG, para lo cual, debe utilizar los formatos del Anexo 5, numeral 5.2 de la Resolución CREG – 071 de 2006.

2. La declaración de parámetros se deberá efectuar con al menos dos (2) meses, de antelación al inicio del período de vigencia de la Obligación de Energía Firme.

Los parámetros declarados por los agentes para el cálculo de la ENFICC serán verificados aplicando los criterios y demás reglas definidas en el Anexo 6 de la Resolución CREG-071 de 2006. La contratación de la verificación de los parámetros estará a cargo del agente, quien definirá los Términos de Referencia observando lo dispuesto en el numeral 6.1 del Anexo 6 de la Resolución CREG-071 de 2006. Copia del informe del auditor sobre la verificación de parámetros deberá ser remitido a la CREG junto con la declaración de parámetros. Los valores de los parámetros declarados deben coincidir con los resultados de la auditoría, salvo que confrontados con estos impliquen un menor cálculo de ENFICC. En caso contrario, se entenderá que no cumple los requisitos y no podrá efectuar el cambio de combustible reportado para la ENFICC. Concordancias CREG

3. Dentro de la semana siguiente a la declaración de parámetros, la CREG los publicará en su página web junto

con los índices IMM y TCR.

4. Dentro de la semana siguiente a la publicación de parámetros e índices, el agente deberá remitir a la CREG con copia al CND, la declaración de la ENFICC con el nuevo combustible, utilizando para tales efectos el formato del Anexo 4 de la Resolución CREG-071 de 2006.

La ENFICC declarada con el nuevo combustible deberá ser por lo menos igual a las Obligaciones de Energía Firme que tiene asignada la Unidad y/o Planta Térmica. En caso contrario se entenderá que no cumple los requisitos y no podrá efectuar el cambio de combustible reportado para la ENFICC. Concordancias CREG

5. Dentro de la semana siguiente a la declaración de la ENFICC con el nuevo combustible, el CND hará la verificación de la ENFICC de conformidad con el numeral 5.1 del Anexo 5 de la Resolución CREG-071 de

2006. En caso de que el valor de la ENFICC verificado por el CND sea inferior al valor declarado por el agente se tomará el calculado por el CND; y si este valor es a su vez inferior a las Obligaciones de Energía Firme que tiene asignada la Unidad y/o Planta Térmica, se entenderá que no cumple los requisitos y no podrá efectuar el cambio de combustible reportado para la ENFICC.

Concordancias CREG

6. Entregar a la CREG copia de los contratos del nuevo combustible, por lo menos, con un (1) mes de anticipación al inicio del período de vigencia de las Obligaciones de Energía Firme. Comprende suministro y transporte, según aplique. Adicionalmente, deberá entregar la Licencia Ambiental en la cual se apruebe la

operación con el nuevo combustible.

7. Cumplidos y aprobados todos los pasos del procedimiento, la planta y/o unidad térmica queda autorizada a cubrir las Obligaciones de Energía Firme con el nuevo combustible. En caso contrario, la planta y/o unidad térmica deberá cumplir las Obligaciones de Energía Firme asignadas con el combustible original, o sea, el combustible con el cual se le asignaron las Obligaciones de Energía Firme.

Concordancias Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 13. REGLAS PARA PARTICIPAR EN LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME CON PLANTAS O UNIDADES TÉRMICAS QUE UTILICEN COMBUSTIBLE LÍQUIDO. <Artículo modificado por el artículo 3 de la Resolución 88 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Quienes aspiren a participar en asignaciones de Obligaciones de Energía Firme que se realicen con una antelación mayor a dos años del inicio del Período de Vigencia de la Obligación con plantas o unidades térmicas que utilicen combustible líquido y no cuenten con el respectivo contrato de combustible, podrán optar por i) Entregar la garantía señalada en la Resoluci