Regulación Vigente INFORMACIÓN

Metodología para la remuneración de la actividad de transmisión.Disponibilidad. Se define como el tiempo total sobre un período dado, durante el cual un Activo de Uso del STN estuvo en servicio, o disponible para el servicio. La Disponibilidad siempre estará asociada con la Capacidad Nominal del Activo, en condiciones normales de operación.Indisponibilidad. Se define como el tiempo sobre un período dado, durante el cual un Activo de Uso del STN no estuvo en servicio o disponible para el servicio, con toda o parte de su Capacidad Nominal. Un Activo estará indisponible cuando no esté disponible para el servicio, independientemente de que su función esté siendo suplida por otro activo del SIN.Evento. Situación que causa la indisponibilidad parcial o total de un Activo de Uso del STN, de manera programada o No programada.Energía No Suministrada. Diferencia entre la cantidad de energía de la predicción horaria de demanda para el Despacho Económico que estima el CND y la cantidad de energía suministrada.Activo No Operativo: activo que estando disponible no se puede operar debido a la indisponibilidad de otro activo.CANO: Compensación por activo No Operativo.

La variación en estas características generará una reducción o Compensación en el Ingreso.a)    La duración de las indisponibilidades de los activos utilizados en la prestación del servicio de transmisión de energía eléctrica en el STN no superará las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas.ACTIVO (Meta de horas anuales de indisponibilidad MHAI) Bahía de Línea (15) - Bahía de Transformación (15)Bahía de Compensación (16) - Módulo de Barraje (15)Módulo de Compensación (15) -Autotransformador (28)Línea de 220 o 230 kV (20) - Línea de 500 kV (37)VQC (5) -Otros Activos (10)b)    Las indisponibilidades máximas permitidas de un Activo originadas en catástrofes naturales, tales como Erosión (Volcánica, Fluvial o Glacial), Terremotos, Maremotos, Huracanes, Ciclones y/o Tornados, y las debidas a actos de terrorismo, no superarán los seis meses, contados desde la fecha de ocurrencia de la catástrofe.c)    La Energía No Suministrada (ENS) por la indisponibilidad de un Activo no superará el 2% de la predicción horaria de demanda para el Despacho Económico estimada por el Centro Nacional de Despacho.d)    A partir del momento en que las Horas de Indisponibilidad Acumulada de un activo sean mayores que las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas, no se permitirá que la indisponibilidad de este Activo deje no operativos otros activos.Ajuste de las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad permitidas por ActivoPara cada activo k, las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad permitidas se reducirán en 0,5 horas cada vez que se presente alguna de estas situaciones: i) Consignación de Emergencia solicitada, ii) modificación al PSM, iii) retraso en el Reporte de Eventos. El CND ajustará mensualmente los máximos permitidos, de acuerdo con la siguiente fórmula:MHAIA=MHAI-0.5*(SCE+CPSM+ENR)Horas de mantenimiento no usado HMNU (Pág. 37)Las horas programadas para el mantenimiento de un activo, incluidas en la programación semanal de mantenimientos considerada por el CND para elaborar los programas de despacho, que no sean utilizadas para dicha actividad, se contarán como horas de indisponibilidad del activo. Para las horas no utilizadas, en las que el CND no haya programado generaciones de seguridad, se tomará como indisponibilidad el 50% de ellas. 

Compensación originada por:Indisponibilidad del activo que vence la meta.Si para el activo k en el mes m se obtiene que HIDAm,k > MHAIAm,k (Vence la meta) entonces las Horas de Indisponibilidad que excedan la meta se les resta las de los 11 meses anteriores que ya hayan compensado y se dividen por el total de horas del mes, finalmente se multiplica con el ingreso mensual regulado.Indisponibilidad de un activo por catástrofes naturales o actos de terrorismo. La remuneración del activo k indisponible por causa de catástrofes naturales o actos de terrorismo no se reducirá durante los primeros seis meses de indisponibilidad, contados a partir de la ocurrencia del Evento. Transcurridos estos seis meses, la indisponibilidad dará lugar a compensaciones. ( Se compensa por derrateo de 1/6 mensual).Compensaciones por Energía No Suministrada o por dejar No Operativos otros activos.Cuando las HIDA del activo indisponible que causa las No Operatividades vence la meta, cada activo N.O. debe compensar en proporción de acuerdo a cada ingreso regulado mensual, desde el momento en que se vence la meta.Cuando se presenta PENs mayor al 2% compensa de acuerdo al costo incremetal del precio de racionamiento. (Fórmula Pág. 42).

 Indisponibilidades Excluidas.i.  Expansión : El tiempo máximo reconocido sin afectar la Disponibilidad de los activos relacionados, diferentes a los asociados con el proyecto que se incorpora, será igual a los tiempos asociados a las maniobras de conexión del activo al SIN más el tiempo durante el cual el proyecto se encuentre en pruebas antes de su entrada en operación comercial. ii.   Solicitados por el CND, por razones operativas o consideraciones de calidad o confiabilidad del SIN. iii.   Demoras entre el momento en que el agente declara que tiene disponible su activo y la puesta en operación del mismo ordenada por el CND, cuando se requiera dicha orden. iv.  Catástrofes naturales (Excluídas totalmente por 6 meses), tales como Erosión (Volcánica, Fluvial o Glacial), Terremotos, Maremotos, Huracanes, Ciclones y/o Tornados, y las debidas a actos de terrorismo. Reglas: el TN afectado por el Evento deberá declarar oficialmente ante el CND la ocurrencia del mismo y será responsable por tal declaración. Asimismo, si se prevé que el Evento tendrá una duración superior a los tres (3) días a partir de su ocurrencia, el agente tendrá que informar a los usuarios finales que puedan resultar afectados dentro de las 48 horas siguientes a la ocurrencia del Evento, a través de cualquier medio de comunicación masivo disponible en la región o área afectada que garantice su adecuada difusión. Deberá establecer el plazo para la puesta en operación de los activos afectados, para lo cual deberá entregar al CND y al CNO un cronograma y presentarles los respectivos informes de avance del mismo.v.   Para atender la catástrofe, Consignaciones de Emergencia, las modificaciones al programa semestral de consignaciones o los incumplimientos en los tiempos de ejecución de maniobras, originados en los Eventos definidos en el ordinal anterior.  vi.  Mantenimientos Mayores que se hayan efectuado con sujeción al procedimiento establecido en el Artículo 18 de la presente Resolución.

Se le anexa a las establecidas en la CREG 011 de 2009Aclaración ii. Se considerarán como excluidos los Eventos ocasionados por la operación de esquemas suplementarios instalados para garantizar la operación continua y segura de los activos del STN.El CND los publica acá: http://www.xm.com.co/agentes/Paginas/operacion/Analisis-de-eventos-y-protecciones.aspxvii. La ejecución de obras por parte de entidades estatales o las modificaciones a las instalaciones existentes ordenadas en los Planes de Ordenamiento Territorial.

Capacidad Disponible del Activo: a)  Módulo de barraje: si la unidad constructiva queda parcialmente disponible se considera que la capacidad disponible es el 50% de la capacidad nominal.b)  Líneas, transformadores y unidades de compensación: la capacidad disponible es la capacidad real disponible del activo, medida en las mismas unidades de la capacidad nominal.c)   Para los demás activos se considera que la capacidad disponible es 0% o el 100% de la capacidad nominal, dependiendo de si el equipo está en falla o está en funcionamiento normal.

Zona Excluida de CANOZona del STN que, en condiciones normales de operación, es alimentada por un solo circuito del STN o por un solo transformador del STN. El TN identificará la Zona Excluida de CANO de acuerdo con lo señalado en el párrafo anterior y además deberá cumplir con lo siguiente:a)   informar al CND y a la UPME la existencia de la zona, incluyendo el respectivo diagrama unifilar, yb)  identificar e informar al LAC los Activos del STN que hacen parte de la zona. Lo anterior deberá ser entregado por los TN durante los 30 días calendario siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución. Lista de Zonas Excluidas de CANOPara que una zona sea considerada como Zona Excluida de CANO, el CND verificará que cumple con la definición y los requisitos previstos. El CND publicará en su página web la lista de Zonas Excluidas de CANO y el conjunto de activos del STN que hacen parte de cada una de ellas. El CND actualizará esta lista cuando identifique una nueva Zona Excluida de CANO que cumpla con los requisitos, o cuando excluya otra porque entró en operación comercial un proyecto que cambia alguna condición que sirvió para identificarla previamente como Zona Excluida de CANO.http://www.xm.com.co/Paginas/Operacion/Formatos-instructivos-procedimientos-proyectos.aspx  La lista de Zonas Excluidas de CANO del STN será tenida en cuenta por el LAC en la estimación de las compensaciones, a partir del primer día calendario del mes siguiente a cuando el CND la haya publicado en su página de internet. 

Procedimiento para el reporte de EventosDebe contener:a)  Activo sobre el cual se presenta el Evento,b)  Fecha y hora de ocurrencia del Evento, c)   Duración del Evento.d)  La Capacidad Disponible del Activo durante el Evento,e)   Causa que origina el Evento, precisando si corresponde a alguna de las excluidas.f)    Cuando el activo quede no operativo por causa de otro del STN, informar el activo causante,g)   Señalar si el Evento obedece a la operación de un esquema suplementario, identificando el respectivo esquema,h)  Diferenciación entre Eventos programados y no programados,i)    Número de consignación, cuando aplique.j)    Clasificación según las causas detalladas, acordadas y publicadas por el Consejo Nacional de Operación, CNO.k)  Descripción del Evento.Responsabilidad del reporte de informaciónCuando el TN no opere directamente los activos que representa, la información será reportada por quien los opera, y en el respectivo contrato de operación podrán precisarse los mecanismos para que el TN conozca la información reportada al CND. En todo caso, el responsable de la calidad y la oportunidad de la información reportada, a través del sistema dispuesto por el CND para este fin, es el TN que está representando los activos ante el LAC.  

Validación:El CND confrontará la información de Eventos que se ingresa a la base de datos con la información que le haya sido reportada por los operadores de los activos, así como con la información disponible en los registros de señales digitales y análogas ante la ocurrencia de Eventos, los registros de las lecturas de energía y potencia en tiempo real para los barras de las subestaciones del STN, los registros de consignaciones y el reporte de fallas en los transformadores de medida, entre otros. El CND definirá las fuentes que utilizará y la información que verificará. En el proceso de validación, si el CND encuentra que la indisponibilidad de un activo dejó como Activo No Operativo a otros activos, ingresará los reportes correspondientes sobre estos activos e informará al agente causante de la no operatividad. Después de finalizado el proceso de validación, en el sistema de consulta que habilite el CND, los agentes podrán revisar la información validada y el listado de las inconsistencias encontradas. En caso de ser necesario, el agente podrá solicitar ajustes a la información publicada y el CND responderá a los agentes las solicitudes presentadas, de acuerdo con los procedimientos que establezca para tal fin. PlazosPara realizar los procedimientos se cuentan los plazos a partir de las 24:00 horas del día de operación:  Actividad/Responsable/Plazo (h) Ingreso de reporte de Evento/Agente/12 Validación y publicación de listado de inconsistencias/CND/36Solicitud de modificación de información/Agente/60Respuesta a solicitudes de modificación/CND/ 72 El CND precisará mayores plazos para el “Ingreso de reporte de Eventos” de aquellos ocasionados por catástrofes naturales o por actos de terrorismo y para los que causen desatención de la demanda de energía cuya magnitud sea superior al 10% del SIN.

Determinación de la Energía No SuministradaDentro de los dos días calendario siguientes al plazo para la respuesta de solicitudes de modificación, para cada periodo horario que tenga asociado uno o más Eventos no programados ocasionados por activos del STN, el CND determinará la ENS y el PENS.Cuando PENSh sea superior al 2%, la ENS a considerar por causa del Evento, ENSh, será el valor máximo entre el resultado obtenido para el periodo horario en el que ocurrió el Evento (h=1e) y el del periodo horario siguiente (h=2e), en caso de que subsista el Evento.Cálculo de ENS para Eventos simultáneosCuando en un mismo activo y en un mismo periodo horario se presentan dos o más Eventos, la ENS se calculará, sin hacer desagregación de cada uno de los Eventos ocurridos. (Fórmulas pág 19). Si no es posible hacer esta distribución, la ENSh se asignará en partes iguales a cada uno de los Eventos, y se deberá incluir la respectiva justificación en el informe. Cuando uno de los Eventos sea ocasionado por una indisponibilidad excluida, la ENSi será igual a cero. En este caso se deberá verificar que la suma de las restantes ENSi superen el 2%, en caso contrario todas las ENSi serán iguales a cero.Cuando el PENSq sea superior al 2% el CND enviará el respectivo informe a la Superintendencia de Servicios Públicos quien determinará si se presentó Energía No Suministrada y el agente responsable de dicho evento. Debe contener:a)  Número y descripción de Eventos registrados y los activos causantes de los Eventos.b)  Valores y memoria de cálculo de todas las variables descritas en este capítulo.c)   Curva de la potencia activa en el SIN, para el periodo horario del Evento, los 12 periodos horarios anteriores y los 12 siguientes a la ocurrencia del mismo.d)  El informe final del Evento previsto en los acuerdos del CNO. 

Mantenimiento programado:Es todo mantenimiento que realice el proceso de aprobación de la consignación con una semana de antelación respecto a su fecha de inicio.

Causas detalladasPara cada evento que se reporte el operador de los activos deberá identifícar e informar una causa detallada a partir de las enumeradas en las tablas que se acojan para cada tipo de reporte.Tipos de reporte:Reporte tipo Maniobra.Reporte tipo Cambio de Operatividad.Repofte tipo EventoLas causas detalladas se encuentran especificadas en las tablas 1 y 2 del acuerdo.Los agentes tienen 30 días calendario a partir de la fecha de registro para modificar la causa detallada asociada a cada reporte a través de los aplicativos dispuestos por el CND

Artículo 19.       Obligación de Reportar Eventos. Los agentes que presten Servicios de Transmisión de Energía Eléctrica en el STN deberán informar al CND la ocurrencia de cualquier Evento, dentro de los quince (15) minutos siguientes a la ocurrencia del mismo, y la Finalización de la Ejecución de Maniobras dentro de los cinco (5) minutos siguientes. En caso de que un agente no efectúe tales notificaciones en estos plazos, se ajustará el número Máximo de Horas Anuales de Indisponibilidad del Activo correspondiente, de acuerdo con lo establecido en el numeral 4.4 del Anexo General de la presente Resolución.

Informes de EventosQue según lo previsto en las resoluciones CREG 093 y 094 de 2012, se requiere realizar el informe detallado de análisis de los eventos no programados que superan el PENS>2%.El acuerdo establece un procedimiento para la elaboración de los informes de análisis de eventos en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) por parte del CND y los agentes del SIN.Eventos a los que aplica este procedimientoAgentes del SIN elaborarán los estudios sobre fallas y emergenciassiguientes criterios:Eventos no programados que requieran análisis según lo establecido en las Resoluciones CREG 093 y CREG 094 de 2012Eventos en conexión internacional que originen separación de ambos sistemas eléctricos o que pongan en riesgo la interconexión de ambos sistemas por oscilaciones de potencia;Eventos que generen la salida de 2 o más elementos del STN [STN > STN (N –1)];Eventos por contingencia sencilla [STN (N – 1)] que ocasionen DNA no prevista, según el reporte de los OR’s; Eventos en nivel de tensión IV o superior, con DNA de la  totalidad de la demanda de una subárea o de un área operativa, según el reporte de los OR´s; Eventos en nivel de tensión IV o superior, que generen la desconexión de todos los elementos asociados a una barra o sección de barra;Eventos para los cuales se solicite informe por parte de los agentes, previo acuerdo con el CND;Responsables de los análisis y elaboración de informesSon responsables de la elaboración de estudios sobre las fallas y/o emergencias que ocurran en el SIN:·        El Centro Nacional de Despacho (CND).·        Las empresas prestadoras del servicio de transporte de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional (STN) y/o servicio de conexión al STN.·        Los Operadores de Red (OR’s), es decir, empresas prestadoras del servicio de transporte de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Regional (STR) y/o Sistema de Distribución Local (SDL).Igualmente, para los casos en los cuales el CND requiera información sobre eventos en el SIN que involucren plantas de generación, los agentes generadores deberán suministrar la información requerida para la elaboración de dichos análisis.El acuerdo establece de forma detallada el contenido y alcance de los informes.

 Artículo 1.       Criterios de confiabilidad ante contingencias. Cuando existan retrasos en la ejecución de expansión o reposición de las redes del STN o de los STR y en los análisis eléctricos de planeación de la operación del SIN se detecte que sin dicha expansión o reposición los recursos de transporte o generación disponibles en el sistema no son suficientes para cubrir una contingencia sencilla, manteniendo una operación segura y confiable, el CND ordenará desconexiones preventivas de demanda siempre y cuando se cumplan las siguientes condiciones : a)   La posible ocurrencia de una contingencia sencilla generaría una afectación mayor al 20% de la demanda total de al menos una sub-área operativa donde se presentó la afectación de demanda.  b)  La desconexión preventiva de demanda comparada con la desconexión correctiva de demanda, representa un porcentaje menor o igual a los que se muestran en la siguiente tabla, según la frecuencia de ocurrencia de la contingencia en análisis, durante los últimos 365 días. ver tabla CREG 224 de 2016 artículo 2 La magnitud de la demanda a desconectar de manera preventiva, que estime el CND, debe permitir que ante la ocurrencia de la contingencia sencilla analizada no se produzca demanda no atendida adicional, es decir, la cantidad de demanda a desconectar en forma preventiva sea la necesaria para que en caso de producirse la contingencia no se presente demanda no atendida. Mediante comunicación escrita el CND informará al operador de la sub-área operativa las contingencias que, según los análisis eléctricos, requerirían una orden de desconexión preventiva de demanda. Con esta información el operador deberá identificar las cargas que deben ser desconectadas para dar cumplimiento a la orden dada por el CND e informar de dicha situación a los comercializadores y usuarios involucrados.  El CND actualizará el cálculo de la frecuencia de ocurrencia de las contingencias, a más tardar el día 15 de los meses de enero, abril, julio y octubre de cada año.

Modifica el Artículo 2 de la CREG 224 de 2016La magnitud de la demanda a desconectar de manera preventiva, que estime el CND, debe ser tal que, en caso de producirse la contingencia, la magnitud máxima que pueda alcanzar la demanda no atendida adicional sea equivalente al valor de demanda que dejaría de atenderse ante la actuación de los Esquemas Suplementarios de la respectiva sub-área. Si en la sub-área no hay Esquemas Suplementarios, la cantidad de demanda a desconectar en forma preventiva debe ser la necesaria para que, en caso de producirse la contingencia, no se presente demanda no atendida adicional. Mediante comunicación escrita el CND informará al operador de la sub-área operativa las contingencias que, según los análisis eléctricos, requerirían una orden de desconexión preventiva de demanda. Con esta información el operador deberá identificar las cargas que deben ser desconectadas para dar cumplimiento a la orden dada por el CND e informar de dicha situación a los comercializadores y usuarios involucrados.  El CND actualizará el cálculo de la frecuencia de ocurrencia de las contingencias, a más tardar el día 15 de los meses de enero, abril, julio y octubre de cada año. No serán excluibles para el cálculo de los indicadores de calidad del servicio las indisponibilidades de activos debidas a desconexiones preventivas de demanda, si estas fueron requeridas por el retraso en la expansión del sistema y los activos abiertos son remunerados al OR responsable de la expansión del respectivo sistema.

Responsabilidades de los agentes que deben instalar esquemas suplementarios de protecciones en el Sistema

“Por la cual se define un esquema para permitir que los generadores puedan compartir activos de conexión al SIN”Artículo 4:“Acuerdo de conexión compartida entre generadores, ACCG. Es un acuerdo o compromiso de utilización compartida de activos de conexión para transportar la energía de dos o más plantas individuales a un mismo punto de conexión del SIN”REQUISITOS TÉCNICOS PARA PLANTAS QUE COMPARTEN ACTIVOS DE CONEXIÓN Y PARA EL INGRESO DE PLANTAS NUEVAS AL ACUERDOPCC: Punto de Conexión Compartida al SIN: Es un punto de conexión al SIN donde se conectan varias plantas de generación individuales que comparten activos de conexión.PCI: Punto de Conexión Individual en el que se conecta la planta de generación individual a la red de activos compartidos.RACC: Corresponde a la red que conforma el conjunto de Activos Compartidos para la conexión de las plantas individuales al SIN.RACCG: Agente generador representante de la frontera compartida y responsable de los aspectos operativos técnicos y comerciales de los activos de conexión compartidos.Disponibilidad de activos •Los eventos sobre los activos que componen el ACCG, deberán ser reportados al CND por el RACCG, máximo a los diez (10) minutos después de que estos ocurran. Adicionalmente, los cambios de disponibilidad y las maniobras operativas que modifiquen la topología de los activos que componen la RACC deberán ser registrados en los sistemas de información del CND mediante los medios que el CND defina para esto antes de las 03:00 horas del día posterior a la operación. Esta información será contrastada con la información disponible el sistema SCADA del CND y en caso de que existan inconsistencias, la información registrada en el SCADA del CND tendrá prevalencia sobre la información reportada por el RACCG. Esta información será utilizada para el cálculo de la MCPCC.

Activo de Generación de Última Instancia: Unidad de generación que no participa en las Subastas de Energía Firme y que es utilizada únicamente para cubrir total o parcialmente Obligaciones de Energía Firme de un agente.Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC): Dependencia del CND encargada del registro de fronteras comerciales, de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos, contratos, transacciones y en general de todas las obligaciones que resulten por el intercambio de energía en la bolsa, para generadores y comercializadores; de las Subastas de Obligaciones de Energía Firme; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos; y del cumplimiento de las demás tareas que sean necesarias para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC).Cargo por Confiabilidad:  Remuneración que se paga a un agente generador por la disponibilidad de activos de generación con las características y parámetros declarados para el cálculo de la ENFICC, que garantiza el cumplimiento de la Obligación de Energía Firme que le fue asignada en una Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme y es la que puede comprometerse para garantizar a los usuarios la confiabilidad en la prestación del servicio de energía eléctrica bajo condiciones críticas.Condiciones Críticas: Situación que presenta el mercado mayorista de energía cuando el precio de bolsa es mayor al Precio de Escasez.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.Curva S: Gráfico presentado por los agentes que representen comercialmente plantas y/o unidades de generación nuevas o especiales como requisito para participar en las Subastas, que muestra en la ordenada el porcentaje estimado de avance del proyecto durante el tiempo de ejecución y en la abscisa el tiempo trascurrido.Demanda Total Doméstica: Sumatoria de los valores de la demanda doméstica de todos los comercializadores, que incluye los factores de pérdidas para referir a nivel de 220 kV y las pérdidas del STN.Demanda Objetivo: Equivale a la Demanda Total Doméstica de Energía para cada uno de los meses comprendidos entre el 1º de Diciembre y el 30 de noviembre del año siguiente al Período de Planeación, más un porcentaje que fijará la CREG. La Demanda Total Doméstica de Energía corresponderá a la proyección más reciente elaborada por la UPME para el escenario de proyección que seleccione la CREG.Para efectos de la asignación de Obligaciones de Energía Firme y de la construcción de la función de demanda de la Subasta se descontará de la Demanda Objetivo, así definida, la energía ya cubierta con Obligaciones de Energía Firme asignadas anteriormente y vigentes en el período a subastar y la ENFICC de las Plantas no Despachadas Centralmente que tengan contratos en los que suministre energía para cubrir demanda del período de vigencia a subastar.Demanda Comercial: Corresponde al valor de la demanda real del comercializador, que incluye los factores de pérdidas en las redes de transmisión regional o de distribución local para referir a nivel de 220 kV y las pérdidas del STN.Demanda Desconectable: Demanda de energía de usuarios que están dispuestos a reducir su consumo a cambio de una contraprestación.Energía Disponible Adicional de Plantas Hidráulicas: Es la cantidad de energía eléctrica, adicional a la ENFICC, que es capaz de entregar una planta de generación hidráulica en los meses del período que definió la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad. Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC): Es la máxima energía eléctrica que es capaz de entregar una planta de generación continuamente, en condiciones de baja hidrología, en un período de un año.Estación de Verano: Período comprendido entre el 1º de diciembre de cualquier año calendario y el 30 de abril del año calendario inmediatamente siguiente.Estación de Invierno: Período comprendido entre el 1º de mayo y el 30 de noviembre de cualquier año calendario.Exceso de Oferta de Energía Firme: Cantidad resultante de restar de la oferta agregada de los agentes generadores participantes en la Subasta, la demanda de Energía Firme para un nivel de precio determinado.Función de Demanda de Energía Firme: Conjunto de pares que relacionan cantidades de Energía Firme expresadas en kilovatios-hora (kWh) y los precios respectivos, expresados en dólares por kilovatio-hora (US$/kWh), que el sistema está dispuesto a adquirir en el proceso de Subasta, y que ha sido previamente anunciada a los participantes en la misma. Función de Oferta de ENFICC: Conjunto de pares que relacionan las cantidades de Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad expresadas en kilovatios-hora (kWh) y los precios respectivos expresados en dólares por kilovatio-hora (US$/kWh), que cada uno de los generadores que participan en la Subasta está dispuesto a comprometer. Para cada generador la oferta expresada en kilovatios-hora (kWh) no podrá exceder la suma de la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad de las plantas y/o unidades de generación representadas comercialmente por él, ni asignar a la ENFICC de una planta y/o unidad de generación más de un precio.Mercado Secundario de Energía Firme o Mercado Secundario: Mercado bilateral en el que los generadores negocian entre sí un Contrato de Respaldo para garantizar, durante un período de tiempo determinado, el cumplimiento parcial o total de las Obligaciones de Energía Firme adquiridas por uno de ellos.Obligación de Energía Firme: Vínculo resultante de la Subasta, que impone a un generador el deber de generar, de acuerdo con el Despacho Ideal, una cantidad diaria de energía durante el Período de Vigencia de la Obligación, cuando el Precio de Bolsa supere el Precio de Escasez. Esta cantidad de energía corresponde a la programación de generación horaria resultante del Despacho Ideal hasta una cantidad igual a la asignación hecha en la Subasta, considerando solamente la Demanda Doméstica, calculada de acuerdo con lo definido en esta resolución. Período de Planeación: Tiempo que transcurre entre la fecha de ejecución de la Subasta y la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación asignada en dicha SubastaPeríodo de Precalificación: Período de tiempo que transcurre entre la vigencia de la resolución de que trata el Artículo 18 de esta resolución y el día de realización de la Subasta.Período de Vigencia de la Obligación: Período de tiempo durante el cual un agente generador queda vinculado al cumplimiento de su Obligación de Energía Firme.Plantas y/o Unidades de Generación con Información de Operación Insuficiente: Plantas y/o unidades de generación cuyas horas de operación, más las horas de indisponibilidad, no superan el 20% del total de las horas de los tres (3) años establecidos para el cálculo de su Índice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas –IHF. (Ver CREG 079-2006)Plantas y/o Unidades de Generación con Información Reciente: Plantas y/o unidades de generación que tengan menos de treinta y seis (36) meses de operación con la misma configuración con la que se está evaluando el Índice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas -IHF. Cuando por decisión del agente se configuren diferentes unidades en una sola planta, su historia se tomará a partir de la fecha de entrada en operación de la última unidad del grupo.Planta y/o Unidad de Generación Existente: Planta y/o unidad de generación que al momento de efectuar la Subasta esté en operación comercial.Planta y/o Unidad de Generación Nueva: Planta y/o unidad de generación que no ha iniciado la etapa de construcción al momento de efectuar la Subasta.Planta y/o Unidad de Generación Especial: Se consideran Plantas y/o Unidades de Generación Especiales las que se encuentran en proceso de construcción o instalación a la fecha de ejecución de la Subasta, y las instaladas que vayan a ser repotenciadas.Planta y/o Unidad de Generación que respalda una Obligación de Energía Firme. Es la planta y/o Unidad de generación cuya ENFICC fue declarada por el propietario o por quien la representa comercialmente y dio lugar a la asignación de la Obligación de Energía Firme en la Subasta o en el mecanismo que haga sus veces. Precio de Apertura de la Ronda: Precio al cual se inicia una nueva ronda en el proceso de Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme. Este precio es equivalente al Precio de Cierre de la Ronda inmediatamente anterior.Precio de Apertura de la Subasta: Precio al cual se inicia la primera ronda en el proceso de Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme.Precio de Cierre de la Ronda: Precio mínimo al que los agentes que participan en una Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme deben enviar sus ofertas de ENFICC para esa ronda en particular. Este precio es definido y anunciado por el Subastador al inicio de cada ronda.Precio de Cierre de la Subasta o Precio de Cierre: Precio correspondiente a la oferta del último agente asignado con ENFICC de conformidad con el proceso de Subasta.Precio de Escasez: Valor definido por la CREG y actualizado mensualmente que determina el nivel del precio de bolsa a partir del cual se hacen exigibles las Obligaciones de Energía Firme, y constituye el precio máximo al que se remunera esta energía.Protocolo de la Subasta: Plan detallado, establecido por la CREG, que contiene los parámetros y demás aspectos necesarios para la realización de la Subasta. Retiro definitivo de Plantas y/o Unidades de Generación de las Subastas para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme: Decisión libre y voluntaria que toma un agente generador de nunca participar en las Subastas con plantas y/o unidades de generación representadas comercialmente por él, expresamente identificadas, que se debe comunicar a la CREG y al Administrador de la Subasta, y que solo será pública una vez finalizada la Subasta.Retiro temporal de Plantas y/o Unidades de Generación de las subastas de obligaciones de Energía Firme: Decisión libre y voluntaria que toma un generador de no continuar participando en una Subasta con plantas y/o unidades de generación existentes, debidamente identificadas y representadas por él, a partir de un determinado precio definido por la CREG. Esta información deberá ser comunicada previamente a la CREG y al Administrador de la Subasta, en la fecha que defina la Comisión, y solo será pública una vez finaliza la Subasta.Ronda: Período de tiempo durante el cual cada uno de los agentes participantes en la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme informa su función de oferta al Administrador de la Subasta de acuerdo con el Protocolo de la misma.Sistema de Información del Mercado Secundario: Plataforma de Internet de consulta pública administrada por el ASIC en donde los generadores anuncian la Energía Firme no comprometida y que voluntariamente quieren transar en el Mercado Secundario. Mediante este sistema de información el ASIC publicará la información de precios, cantidades y plazos de las transacciones del Mercado Secundario.Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme o Subasta: Proceso dinámico de negociación de Obligaciones de Energía Firme, con reglas definidas para la formación del precio y asignación de cantidades basada en las ofertas realizadas por los participantes.Subasta de Reconfiguración: Proceso de compra o venta de Obligaciones de Energía Firme mediante un mecanismo de subasta de sobre cerrado.Subastador: Persona natural o jurídica contratada por el Administrador de la Subasta, que tiene, entre otras tareas, establecer los precios de Apertura y Cierre para cada una de las rondas de la Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme.

El IHF es insumo para el cálculo de la energía firme para el cargo por confiabilidad. ENFICC.las centrales hidroeléctricas se considerará el IHF por planta. Para las centrales termoeléctricas se considerará el IHF por unidad, con excepción de aquellas que declaren que las unidades que la componen no operan en forma individual, caso en el cual se hará por planta.Cálculo Índice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas–IHFLos IHF se determinarán empleando la siguiente fórmula:IHF=(HI+HD)/(HI+HO)donde:IHF: Indisponibilidad histórica ForzadaHI:   Horas de indisponibilidad forzada sin considerar horas de mantenimiento programado.HO:  Horas de operación o en línea.HD:  Horas equivalentes de indisponibilidad por derrateos, sin considerar mantenimientos programados, calculadas como:Para poder descontar de las variables HI y HD las horas de mantenimiento programado, éste debió haberse respaldado con Contratos de Respaldo o con cualquier otro Anillo de Seguridad durante el tiempo de ejecución de este mantenimiento y debió registrarse previamente ante el ASIC este respaldo. Indisponibilidad Histórica Forzada para Plantas y/o Unidades de Generación con Información de Operación Insuficiente. El IHF de las Plantas y/o Unidades de Generación con Información de Operación Insuficiente se calculará con la información correspondiente a las estaciones de verano de los tres (3) últimos años de operación.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 de la página 14.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 artículo 5º del Decreto 1484 de 2005, 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:a) Tener celebrados contratos firmes de suministro y transporte de gas natural.b) En la respectiva hora no tener previamente programados mantenimientos.c) Destinar el gas contratado al sector prioritario definido por el Ministerio de Minas y Energía.d) 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 el combustible alterno, o la infraestructura y el combustible alterno para respaldar la operación con gas natural, se excluirán los siguientes eventos:a)        Los relacionados con el STN y/o STR que afecten el índice, yb)        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 alterno, deberá aprobar una prueba de generación con este combustible efectuada. 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 CND siempre y cuando una firma auditora reconocida, contratada por el generador, certifique que la generación durante la prueba se efectuó con el combustible alterno.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.Declaración de los Índices de Indisponibilidad Histórica Forzada.Para efectos de calcular la ENFICC de una planta y/o unidad de generación utilizando un IHF menor al resultante de aplicar la metodología establecida en la presente resolución, sin que este IHF sea inferior a 0,05, el generador deberá: Aportar las garantías que sean requeridas en esta resolución para respaldar la Obligación de Energía Firme asociada a la mejora del IHF. Reportar el cronograma de mejora del IHF y ejecutarlo con anterioridad al inicio del Período de Vigencia de la Obligación. Este cronograma deberá distribuir de manera uniforme las acciones a realizar, pero en caso de que las actividades para mejorar el IHF se concentren al final del período, éstas deben finalizarse seis (6) meses antes del inicio del Período de Vigencia de la Obligación.Durante el período establecido en el cronograma de mejora, el CND realizará trimestralmente una prueba de cumplimiento de las mejoras del IHF de la planta y/o unidad de generación que consiste en la comparación del índice estimado y el cronograma de mejora del IHF reportado en el numeral 2.En los casos en los cuales la prueba sea calificada como no exitosa, se considerará que el agente generador no ha cumplido con el cronograma de mejora. Esta situación dará lugar a la terminación de la Obligación de Energía Firme asociada a la mejora del IHF y el ASIC procederá a hacer efectivas las garantías establecidas.Para efectos del cálculo del IHF, el CND deberá considerar los eventos de generación registrados en sus sistemas de información para los últimos treinta y seis (36) meses de operación o los que correspondan de conformidad con la regulación vigente.

Reporte de Eventos El intercambio de información entre los agentes generadores y CND se hará mediante un aplicativo que permita el registro (Herope). En caso de no funcionar, se debe enviar la información del evento en un archivo con extensión .csv o .txt debe contener la siguiente información:Tiempo Ocurrencia: Se utiliza el estándar internacional de manejo de estampa de tiempo de mayor a menor, es decir: año-mes-día hora: min.Unidad lD: Nombre/código de la unidad en la base de, datos del CND.Estado Unidad: Se utilizan los siguientes estados:Indisponible/ Reserva/ServicioCausalD: Para la clasificación de los eventos de generación se utilizan las causas contenidas en el anexo 3 (Pág 9).Causa Detallada: Campo no obligatorio mediante el cual se amplía el detalle de lo que sucede en los eventos de generación, con el fin de poder tener estadísticas posteriores;. Datos basados en el estándar NERC Generating Availability Data System - Data Reporting Instructions January 2009.Combustible: Combustible asociado al evento. Para las hidráulicas se utiliza por defecto Agua.Disponibilidad: Valor entre 0 y la capacidad efectiva para el combustible respectivo e informado en el evento.Consignación: Para los casos en los cuales se seleccione como causa Mantenimiento Programado, se debe informar el código de la consignación asignado en el SNC.Descripción: lnformación adicional al evento.Flujo de información Agente-CND (Ver fig. 1, pág. 6)El agente debe ingresar la información al sistema (Herope) así:Primer Reporte (0:00-12:00) / Máx hasta las 12:30 día KSegundo Reporte (12:00 -18:00) / Máx hasta las 18:00 día KTercer Reporte (18:00-24:00) / Máx hasta las 03:00 día k+1El CND valida la información hasta las 08:00 del día k+1Se realizan modifcaciones entre Agente - CND hasta el día K+3 (Reclamaciones)Validación de informaciónEl agente registra la información, luego CND valida que la información registrada corresponda con la información operativa. Toda reclamación por parte del agente será recibida despues de la 08:00 del día K+1.

Art 7. Modificación de la definición de “Declaración de Disponibilidad” contenida en el numeral 3.1 del Código de Operación, Resolución CREG 025 de 1999. La definición quedará así:"Declaración de Disponibilidad: La declaración de disponibilidad por unidad de las plantas de generación térmicas debe ser consistente, en términos de las unidades disponibles, con la declaración de la configuración diaria que se realiza conforme a lo definido en el aparte “Precio de Arranque-Parada” del Numeral 3.1. del Código de Operación. La validación de la consistencia la realizará el CND de manera automática, al momento de la declaración de disponibilidad por parte del agente.

Cálculo de la Energía No Suministrada

Deroga la resolución CREG 097 de 2008 y la resolución CREG 094 de 2012 exceptuando el capítulo 3

Activos de conexión del OR al STN: son los bienes que se requieren para que un operador de red se conecte físicamente al Sistema de Transmisión Nacional, STN.Se consideran como activos de conexión del OR al STN las siguientes UC: la bahía de transformador con tensión mayor o igual a 220 kV, el transformador con una tensión primaria mayor o igual a 220 kV y, secundaria o terciaria, cualquier tensión inferior a 220 kV y las bahías de transformador de los lados de baja tensión. En las subestaciones del STN con configuración de anillo o interruptor y medio no se remunerarán a través de cargos por uso de la actividad de distribución, las bahías con tensión mayor o igual a 220 kV.Los activos de conexión del OR al STN se remunerarán mediante cargos por uso y por lo tanto hacen parte de la base regulatoria de activos. El OR es el responsable por la operación y mantenimiento de estos activos.Cuando estos activos sean compartidos por dos o más OR, estos deberán acordar cuál de ellos se encargará de la operación y el mantenimiento, así como el valor a remunerar entre ellos por dichas actividades.Activos de conexión a un STR o a un SDL: son los bienes que se requieren para que un OR se conecte físicamente a un Sistema de Transmisión Regional, STR, o a un Sistema de Distribución Local, SDL, de otro OR. También son activos de conexión los utilizados exclusivamente por un usuario final para conectarse a los niveles de tensión 4, 3, 2 o 1. Un usuario está conectado al nivel de tensión en el que está instalado su equipo de medida individual.Los activos de conexión utilizados para conectar un OR al STR o al SDL de otro OR serán considerados en el cálculo de los cargos por uso del OR que se conecta y su operación y mantenimiento estarán bajo su responsabilidad.Cuando estos activos sean compartidos por dos o más OR, éstos deberán acordar cuál de ellos se encargará de la operación y el mantenimiento, así como el valor a remunerar entre ellos por dichas actividades.Se preservan las situaciones particulares y concretas consolidadas con anterioridad a la entrada en vigencia de la Resolución CREG 097 de 2008 en las que, en los términos y con el alcance de la definición de activos de conexión a un STR o a un SDL prevista en el artículo 12 de la Resolución CREG 082 de 2002, se tengan varios usuarios finales usando activos de conexión al SDL y con la medida en el nivel de tensión 1 y la respectiva solicitud de conexión haya sido presentada en los términos del numeral 4 del anexo general de la Resolución CREG 070 de 1998. A estos usuarios se les cobrarán cargos por uso de nivel de tensión 2 o 3 y para la determinación del consumo se debe referir la medida al nivel de tensión que corresponda utilizando el factor respectivo.Activos de nivel de tensión 1: son los conformados por las redes de transporte que operan a tensiones menores a 1 kV y los transformadores con voltaje secundario menor a 1 kV que las alimentan para atender dos o más usuarios, incluyendo las protecciones y equipos de maniobra asociados, excepto los que hacen parte de instalaciones internas por ser considerados activos de uso. En esta clasificación se incluyen los transformadores de conexión con capacidad igual o inferior a 15 kVA.Activos de uso de STR y SDL: son aquellos activos de transporte de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV que son utilizados por más de un usuario y son remunerados mediante cargos por uso de STR o SDL.Activos en operación: son aquellos activos eléctricos que forman parte de un sistema utilizado de forma permanente en la actividad de distribución de energía eléctrica, incluyendo aquellos que están normalmente abiertos. Se entiende por sistemas normalmente abiertos aquellos que se encuentran disponibles para entrar en servicio en forma inmediata cuando se requieran.Activos no eléctricos: son aquellos activos que no hacen parte de la infraestructura de transporte de energía eléctrica de los OR, pero que son requeridos para cumplir con su objeto social. Hacen parte de estos activos, entre otros, los siguientes: edificios (sedes administrativas, bodegas, talleres, etc.), maquinaria y equipos (grúas, vehículos, etc.) y equipos de cómputo.Activo no operativo: activo que estando en las condiciones necesarias para operar no puede hacerlo debido a la indisponibilidad de otro activo diferente a los que conforman su grupo de activos.AOM: valor de los gastos de administración, operación y mantenimiento correspondientes a la actividad de distribución de energía eléctrica en los STR y SDL.Base regulatoria de activos, BRA: valor de los activos utilizados para la prestación del servicio por parte del OR. Está compuesta por activos eléctricos y no eléctricos.Capacidad disponible del activo: parte de un activo que está siendo utilizada en la prestación del servicio, expresada como un porcentaje de la capacidad total que puede entregar acorde con sus características técnicas o datos de fabricante en condiciones normales de operación.Carga o Capacidad Instalada: es la carga instalada o la capacidad nominal, declarada al momento de efectuar una conexión a un sistema determinado, que puede soportar el componente limitante de una instalación o sistema eléctrico.Cargos por uso del OR: son los cargos, expresados en $/kWh, acumulados para cada nivel de tensión, que remuneran a un OR las inversiones en los activos de uso de los SDL y STR y los gastos de AOM en los que incurre para la prestación del servicio.Compensación por energía no suministrada, CNE: compensación por ocasionar energía no suministrada o por dejar no operativos otros activos.Conexión y acceso a redes: es el derecho que tiene todo usuario a utilizar las redes del STN, STR y/o SDL, previo el cumplimiento de las normas que rijan el servicio, el pago de las retribuciones que correspondan y el principio de eficiencia consignado en la Ley.Consignación de emergencia: es el procedimiento mediante el cual se autoriza, previa declaración del agente responsable, la desconexión de un equipo o activo del SIN, de una instalación o de parte de ella, cuando su estado ponga en peligro la seguridad de personas, de equipos o de instalaciones de tal forma que no es posible cumplir con el procedimiento de programación del mantenimiento respectivo. Como es una consignación no programada, si se supera el tiempo de desconexión, sobre ese tiempo no hay cálculo de ENS.Disponibilidad: se define como el tiempo total sobre un período dado, durante el cual un activo de uso estuvo en servicio o cuando, sin estar en servicio, el agente lo declara disponible y el CND no instruye su conexión por condiciones de topología, seguridad, confiabilidad o calidad del SIN.Energía no suministrada, ENS: estimación de la cantidad de energía que no pudo ser entregada cuando se presentan eventos en el sistema, realizada con base en las disposiciones que para tal fin se establecen en la regulación vigente.Evento: situación que causa la indisponibilidad parcial o total de un activo de uso y que ocurre de manera programada o no programada.Evento de alto impacto: Los eventos de alto impacto serán todos aquellos que tengan lugar en el SDL o en el STR y cumplan con alguna de las siguientes condiciones:a.   Afecte más de cincuenta mil (50.000) usuarios por un periodo mayor o igual a tres (3) horas.b.  Afecte a más del treinta por ciento (30%) de los usuarios del mercado de distribución de un OR por un periodo mayor o igual a tres (3) horas.Fecha de corte: es el 31 de diciembre de 2017.Grupo de activos: conjunto de activos en operación cuyas funcionalidades se encuentran interrelacionadas.Índice de precios del productor, IPP: corresponde al índice de precios del productor de la serie oferta interna publicado mensualmente por el Departamento Nacional de Estadística, DANE.Indisponibilidad: se define como el tiempo durante el cual un activo de uso no estuvo en servicio total o parcialmente. Un activo estará indisponible, y se seguirá considerando en esta condición, aunque su función esté siendo suplida por otro activo del SIN.Mantenimiento mayor: mantenimiento de activos de uso de los STR que requiere un tiempo mayor a las máximas horas anuales de indisponibilidad fijadas para el grupo de activos al que pertenece ese activo.Mercado de comercialización: conjunto de usuarios regulados y no regulados conectados a un mismo STR y/o SDL, servido por un mismo OR. También hacen parte del mercado de comercialización los usuarios conectados directamente al STN del área de influencia del respectivo OR, así como los usuarios conectados a activos de un TR dentro de esta misma área.Operador de red de STR y SDL, OR: persona encargada de la planeación de la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL, incluidas sus conexiones al STN. Los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen cargos por uso de los STR o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una empresa de servicios públicos domiciliarios. La unidad mínima de un SDL para que un OR solicite cargos por uso corresponde a un municipio.RPP: fracción del costo de una unidad constructiva que es remunerada vía cargos por uso, que no se incluye en el cálculo de la tarifa de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 89.7del artículo 89 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011.Sistema de Distribución Local, SDL: sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en los niveles de tensión 3, 2 y 1 y son utilizados para la prestación del servicio en un mercado de comercialización.Sistema de Transmisión Regional, STR: sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los activos de conexión del OR o el TR al STN y el conjunto de líneas, equipos y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el nivel de tensión 4. Los STR pueden estar conformados por los activos de uno o más OR o TR.Sistema de Transmisión Nacional, STN: es el sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, equipos de compensación y subestaciones que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, los transformadores con este nivel de tensión en el lado de baja y los correspondientes módulos de conexión.Supervisión: adquisición, en forma directa o indirecta, de información de variables operativas del SIN y procesamiento de la misma, sin que esto implique control operativo de tales variables.Tasa de retorno: tasa establecida para la actividad de distribución de energía eléctrica para un esquema de ingreso máximo calculada de acuerdo con la metodología de la Resolución CREG 095 de 2015, aprobada en resolución aparte.Trabajos de expansión o reposición en la red: son las actividades necesarias para la entrada en operación comercial de un generador, de los activos que componen los proyectos de expansión y demás que hagan parte del plan de inversiones que la CREG le haya aprobado al OR o de las expansiones del STR que se ejecuten a través de los procesos de selección que realiza la UPME.Transmisor regional, TR: persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en un STR o que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades. En el ejercicio de su actividad, es responsable por la calidad del sistema que opera, así como las demás normas asociadas con la distribución de energía eléctrica en un STR.Unidad constructiva, UC: conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un sistema eléctrico, destinada a la conexión de otros elementos de una red, al transporte o a la transformación de la energía eléctrica o a la supervisión o al control de la operación de activos de los STR o SDL.Unidad constructiva especial: es aquella que contiene elementos con características técnicas que no la hace asimilable a las UC definidas.

Activos del STR a reportarPara los STR se deberán reportar los eventos sobre los activos que conforman los siguientes grupos de activos:a.   Conexión del OR al STN: constituido por el transformador que se conecta al STN, incluye todas las bahías de transformador que lo conectan al SIN siempre que estas estén siendo remuneradas en la actividad de distribución. Además se consideran dentro de este grupo los transformadores que, aunque no se conectan al STN, por lo menos tienen dos devanados operando en el nivel de tensión 4, junto con las bahías de transformador en este mismo nivel.b.  Equipos de compensación: constituido por el respectivo equipo de compensación y las bahías que lo conectan al STR.c.   Línea del STR: constituido por el circuito que conecta dos subestaciones del STR (o más de dos subestaciones si hay conexiones en T). Incluye las bahías de línea con las que se opera su conexión al STR. Si una línea está conformada por más de un circuito, deberán reportarse por separado los eventos de cada uno de los circuitos.d.  Barraje: constituido por el módulo de barraje y las bahías de acople, transferencia o seccionamiento, en caso de que cuente con estas.

El CND confrontará la información de eventos que se ingresa a la base de datos con la información que le haya sido reportada por los operadores de los activos, así como con la información disponible en los registros de señales digitales y análogas ante la ocurrencia de eventos. El CND definirá las fuentes que utilizará y la información que verificará.La confrontación se realizará de la siguiente manera:a.   Si el CND identifica discrepancias en el reporte de un evento en cuanto a su duración, para el cálculo de los indicadores definidos en este anexo deberá asumirse el evento de mayor duración. b.  Si el agente no reporta información sobre el activo involucrado en el evento, o se constatan discrepancias sobre la identidad del activo reportado, deberá asumirse que la ocurrencia del evento se presentó en todos los activos involucrados, cuya responsabilidad de operación y mantenimiento sea del OR que no reportó correctamente la información.En el proceso de validación, si el CND encuentra que la indisponibilidad de un activo dejó como activo no operativo a otros activos, ingresará los reportes correspondientes sobre estos activos no operativos e informará al agente causante de la no operatividad.

En una ventana móvil de 12 meses, no se podrá superar el número de máximas horas anuales de indisponibilidad.Conexión del OR al STN con bahías (65)Equipo de Compensación con bahías (18)Línea Nivel del STR con bahías (38)Barraje sin bahías de maniobra (15)Barraje con bahías de maniobra (30)

Eventos excluidosNo se incluirán en el cálculo de las horas de indisponibilidad los siguientes eventos:a.  Eventos programados por trabajos de expansión o reposición en la red. Para que estos sean excluidos del cálculo se requiere que se cumplan las reglas establecidas en esta secciónb.  Indisponibilidades de activos que surjan a partir de instrucciones dadas por el CND, por razones operativas o consideraciones de calidad o confiabilidad del SIN. c.   Esquemas suplementarios de protección diferentes a los instalados para evitar la sobrecarga de circuitos o transformadores remunerados en el nivel de tensión 4. Esto, siempre que para su instalación se haya dado cumplimiento a lo previsto en la regulación.d.  Indisponibilidades originadas en catástrofes naturales, tales como erosión (volcánica, fluvial o glacial), terremotos, maremotos, huracanes, ciclones y/o tornados y las debidas a actos de terrorismo. Para que estos sean excluidos del cálculo se requiere que se cumplan las reglas establecidas en esta seccióne.   Las solicitudes de consignaciones de emergencia, las modificaciones al programa de mantenimientos o los incumplimientos en los tiempos de ejecución de maniobras, originados en los eventos definidos en el literal anterior.f.    Las indisponibilidades debidas a mantenimientos mayores que se hayan efectuado con sujeción al procedimiento establecido para tal fin.g.  Las indisponibilidades necesarias para enfrentar las situaciones acontecidas de riesgo de la vida humana. Para su exclusión el OR deberá elaborar un informe en el que documente y soporte esta situación.h.  Las indisponibilidades originadas en exigencias de traslados, adecuaciones, desconexiones e intervenciones de la infraestructura eléctrica por parte de entidades distritales, municipales, departamentales, organismos estatales competentes en temas de infraestructura y medio ambiente, o demás autoridades, o por proyectos de desarrollo en concordancia con planes de ordenamiento territorial. Para que estos sean excluidos del cálculo se requiere que se cumplan las reglas establecidas en esta sección.

FUNCION DE DISPONIBILIDADEl objetivo es calcular la disponibilidad comercial, la cual es utilizada para ejecutar el despacho ideal.A partir de la disponibilidad real y de la disponibilidad declarada se calcula la disponibilidad comercial..La disponibilidad real corresponde a la disponibilidad promedio calculada a partir de la fecha de los eventos que modifican la disponibilidad de las unidades de generación de los generadores (AAAA.MM.DD.HHMM) asi como de la disponibilidad reportada al CND al ocurrir el cambio de estado de una unidadSe Identifican varios procesos dependiendo del estado de la máquina. Uno para unidades en falla, otro para unidades sin falla y un tercero para indisponibilidades parciales.DispoComercial=Min(Máx(Genreal, Dispreal) , Dispdecl)Genreal: la medida tomada directamente.Dispreal: El insumo son los registros de Herope.Dispdecl: Disponibilidad declarada por el agente para el despacho.

Aspectos operativos de la generación de plantas en etapa de pruebas.Para las plantas o unidades de generación que se encuentren en etapa de pruebas, se tendrán en cuenta los siguientes criterios:Las plantas o unidades nuevas, o las que pretendan reincorporarse al mercado mayorista, deberán:Informar al Centro Nacional de Despacho y al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, como mínimo con siete (7) días de anticipación, la fecha prevista para la iniciación de pruebas.Enviarán al Centro Nacional de Despacho, con tres (3) días de anticipación a la ejecución, el cronograma y la descripción de las pruebas a realizar.Solo podrán declarar la entrada en operación comercial junto con las ofertas para el despacho.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.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.Las plantas o unidades nuevas, o las que se reincorporen al mercado, estarán autorizadas para desviarse de su programa estimado de generación durante las pruebas. No obstante, el Centro Nacional de Despacho no autorizará la desviación cuando el agente no haya informado previamente sobre la ejecución de las mismas. Para las unidades en operación comercial, el Consejo Nacional de Operación definirá una lista de pruebas que, por la naturaleza de las mismas, ameritan autorización para desviarse; mientras tanto, el Centro Nacional de Despacho será el que determine cuáles pruebas están autorizadas para desviarse.Para el proceso de despacho y redespacho, deberá programarse la disponibilidad declarada para la prueba, sin tener en cuenta el precio ofertado y, por lo tanto, éste último no podrá definir el Costo Marginal del Sistema. La generación de unidades en pruebas que están autorizadas para desviarse no será considerada para cubrir generaciones de seguridad o AGC, excepto que la prueba sea de AGC. La generación de unidades en pruebas que cubra total o parcialmente generación de seguridad, será tratada comercialmente como generación en pruebas. Cuando se efectúen pruebas para AGC, sólo se considerará en pruebas la disponibilidad comprometida de la planta o unidad en la prueba de AGC.Las pruebas de plantas o unidades de generación solo podrán realizarse durante el período informado por el agente, según el procedimiento establecido en la resolución.    Aspectos comerciales de la generación de plantas en etapa de pruebas.Las plantas o unidades de generación que se encuentren en pruebas se someterán a los siguientes criterios comerciales:a)   Las plantas o unidades nuevas, y las que pretendan reincorporarse al mercado:deberán, con siete (7) días de anticipación a la fecha prevista para iniciar las pruebas, anexar la certificación del transportador del área aprobando la conexión y la capacidad en MW asignada en el contrato de conexión. Copia de esta comunicación deberá enviarse tanto al Centro Nacional de Despacho como al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales.La generación de plantas o unidades en prueba no será objeto de penalizaciones por desviaciones al programa de despacho.En el despacho ideal, la generación de plantas en pruebas y la disponibilidad comercial, se considerarán iguales a la generación real de tales plantas.Los generadores nuevos o quienes se reincorporen al mercado, no serán remunerados por Cargo por Capacidad durante el período de pruebas de puesta en servicio, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG-116 de 1996, o las disposiciones que la modifiquen o sustituyan. Si una planta o unidad en operación comercial efectúa pruebas sin haberlo informado al Centro Nacional de Despacho, dicha planta o unidad no será autorizada y las desviaciones y reconciliaciones se calcularán con el precio que haya ofertado. Si una planta o unidad nueva o que se reincorpore al mercado efectúa pruebas sin informar previamente al Centro Nacional de Despacho, la planta o unidad no será autorizada y las desviaciones y reconciliaciones serán liquidadas asumiendo un precio de oferta igual al Costo Equivalente en Energía del Cargo por Capacidad (CEE).g)   En el caso de plantas que entren en operación comercial sus unidades en forma escalonada, las unidades que entren en operación comercial serán tratadas en forma independiente de las unidades que se encuentren en pruebas, siempre y cuando se puedan tratar en forma independiente, tanto desde el punto de vista operativo como comercial.