Gestor Normativo de la CRA - Resolución 71 de 2006 CREG

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RESOLUCIÓN 71 DE 2006

(octubre 3)

Diario Oficial No. 46.421 de 14 de octubre de 2006

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se adopta la metodología para la remuneración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía.

Resumen de Notas de Vigencia

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO:

Que según la Ley 143 de 1994, artículo 4o, el Estado, en relación con el servicio de electricidad, tendrá como objetivos en el cumplimiento de sus funciones, los de abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país; asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector; y mantener los niveles de calidad y seguridad establecidos;

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 siguientes funciones:

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.

Establecer el Reglamento de Operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional, y

Determinar las condiciones para la liberación gradual del mercado hacia la libre competencia;

Que según la Ley 142 de 1994, artículo 74, son funciones y facultades especiales de la CREG, entre otras, las de regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente; propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia; y establecer criterios para la fijación de compromisos de ventas garantizadas de energía y potencia entre las empresas eléctricas y entre estas y los grandes usuarios;

Que según las Leyes 142 y 143 de 1994, el mercado de energía mayorista se rige, entre otros, por el principio de libertad de entrada y de salida, que supone esencialmente autonomía para que cualquier persona decida la oportunidad para ingresar a dicho mercado y su permanencia o retiro, sin más exigencias que las indispensables para asegurar el cumplimiento de fines legales tales como la eficiencia, la seguridad, la libre competencia y el adecuado funcionamiento del mercado;

Que según el artículo 27 de la Ley 143 de 1994, salvo en situación de emergencia, las empresas de generación térmica que efectúen ventas de energía eléctrica a través del Sistema Interconectado Nacional, deberán realizar contratos para garantizar, a largo plazo, el suministro de combustible en forma oportuna y a precios económicos;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en desarrollo de los objetivos y funciones señalados, mediante la Resolución CREG- 001 de 1996, creó un Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista, cuya vigencia se determinó por un período de diez años, que termina en noviembre de 2006;

Que mediante la Resolución CREG- 116 de 1996 se adoptaron las normas de carácter general, impersonal y abstracto sobre el método de cálculo del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad, las cuales han sido precisadas y aclaradas por las Resoluciones CREG- 113 de 1998 y CREG- 047 y CREG- 059 de 1999;

Que mediante el mencionado Cargo por Capacidad se buscó garantizar la disponibilidad de una oferta eficiente de energía eléctrica, capaz de abastecer la demanda en el Sistema Interconectado Nacional, a través de un mecanismo no garantizado de remuneración de la inversión por kilovatio instalado de los generadores que contribuyen a la confiabilidad del Sistema bajo criterios de eficiencia y de hidrología crítica;

Que mediante la Resolución CREG- 072 de 2000, corregida y aclarada por la Resolución CREG- 077 de 2000, la Comisión introdujo ajustes al método de cálculo del Cargo por Capacidad, con el objetivo fundamental de reflejar señales necesarias para hacer sostenible el Sistema Interconectado Nacional a largo plazo, y por ende, para la confiabilidad y la prestación eficiente del servicio público domiciliario de electricidad, consistentes en evaluar la firmeza específica de cada planta y/o unidad de generación y dar una mayor estabilidad al Cargo en su variación anual, buscando una posible transición hacia un esquema de mercado para la asignación del Cargo por Capacidad;

Que mediante la Resolución CREG- 050 de 2004, la Comisión sometió a consideración de los agentes y demás interesados el Documento CREG-038 de 2004, el cual contiene una propuesta para la determinación y asignación del Cargo por Confiabilidad en el Mercado de Energía Mayorista;

Que posteriormente, la Comisión mediante Documento CREG-072 de 2005, puso a consideración de los agentes y terceros interesados un documento en el cual identificó ocho alternativas para la definición del nuevo Cargo por Confiabilidad, y un conjunto de principios y criterios de evaluación de las mismas;

Que a partir de la anterior propuesta, se realizó un taller con la participación de los agentes del Mercado Mayorista en el cual se evaluaron los criterios para cada una de las alternativas, cuyos resultados fueron presentados por la CREG en el seminario del mercado de energía mayorista realizado por el Consejo Nacional de Operación y el Comité Asesor de Comercialización en octubre del año 2005;

Que mediante Resolución CREG- 125 de 2005 la Comisión complementó algunas disposiciones relacionadas con el reporte de información por parte de los agentes generadores en materia de contratos de combustible para la determinación de la energía firme a ser utilizada en la asignación del Cargo por Capacidad;

Que posteriormente, el 15 de diciembre de 2005, los generadores agrupados en Acolgen presentaron a la CREG los resultados de los análisis elaborados por los consultores del grupo de generadores hidráulicos y del grupo de generadores térmicos;

Que con los resultados obtenidos de este análisis, que están contenidos en el Documento CREG-122 de 2005, la CREG, en su sesión del 20 de diciembre, aprobó continuar con la dirección de trabajo que se propuso y ratificó el cronograma previsto en el Documento CREG-072 de 2005;

Que la CREG en su Sesión número 290, llevada a cabo el 12 de mayo de 2006, aprobó someter a consideración de los agentes, los usuarios, terceros interesados y público en general, las propuestas sobre los módulos correspondientes al Mercado secundario de opciones de energía firme (Documento CREG-032 de 2006); retiro de plantas (Documento CREG-033 de 2006); verificación de instalaciones de generadores nuevos (Documento CREG-034 de 2006); y Análisis de índices de indisponibilidad histórica (Documento CREG-035 de 2006); los cuales fueron publicados en la página Internet de la CREG, con la Circular número 021 de 2006;

Que en la Sesión número 292 de la CREG, efectuada el 5 de junio de 2006, la CREG evaluó y aprobó la propuesta para establecer un Precio de Ejercicio para el nuevo Cargo por Confiabilidad, presentada en el Documento CREG-038 de 2006, que se sometió a consideración de los agentes, usuarios, terceros interesados y público en general, mediante la Circular CREG- 027 de 2006 publicada en la página Internet de la CREG;

Que en la sesión de la CREG del 12 de junio de 20 06 se discutió el tema de combustibles alternos, en donde se estudiaron las plantas con capacidad de utilizar combustibles alternos y las características de suministro, para lo cual se aprobó someter a consideración de los agentes, los usuarios, terceros interesados y público en general, la propuesta contenida en el Documento CREG-039, sobre “Contratación de Suministro de Combustibles para Generación Eléctrica”, el cual fue publicado en la página Internet de la CREG, con la Circular CREG- 025 de 2006;

Que en la sesión del 16 de junio de 2006, la CREG aprobó someter a discusión de los agentes, usuarios, terceros interesados y público en general, las propuestas sobre Definición del Producto (Documento CREG-041 de 2006); Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (Documento CREG-042 de 2006); Determinación del Precio de Ejercicio (Documento CREG-043 de 2006); Transición Mecanismo de Remuneración del Cargo por Confiabilidad (Documento CREG-044 de 2006); y Liquidación y Administración de Cuentas y Mecanismo de Remuneración del Cargo por Confiabilidad (Documento CREG-045 de 2006), los cuales fueron publicados en la página de Internet de la CREG con la Circular CREG- 027 del 23 de junio de 2006;

Que en la sesión del 29 de junio de 2006, la CREG aprobó someter a discusión de agentes, usuarios y terceros interesados mediante resolución de consulta la propuesta sobre el diseño de la subasta de Energía Firme, el tratamiento de las plantas menores en este esquema de asignación de Cargo por Confiabilidad, el formato de declaración de información de contratos de combustible, las pruebas opcionales sin efecto sobre los Indices de Indisponibilidad Histórica Forzada (IHF), el período de validación de parámetros para el cálculo de la energía firme, la auditoría de estos parámetros, el diseño de las Subastas de Reconfiguración, la definición de plantas y/o unidades de generación nuevas y el tratamiento a los costos de racionamiento;

Que los siguientes agentes enviaron a la CREG sus comentarios a los documentos sometidos a discusión: Acolgen (E-2006-004206), EPSA (E-2006-004258), Isagen (E-2006-004209), Termocandelaria (E-2006-004167, E-2006-004731, E-2006-004920) y XM (E-2006-004212);

Que en cumplimiento de los artículos 8o, 9o y 10 del Decreto 2696 de 2004, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión número 297 del 17 de julio de 2006, ordenó hacer público el Proyecto de Resolución, “por la cual se ap rueba la metodología para la remuneración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía”, que contiene de manera integrada las propuestas sobre cada uno de los respectivos módulos del Cargo por Confiabilidad sometidas a consideración con los documentos anteriormente señalados, así como la propuesta sobre el diseño de la subasta de Energía Firme conforme a las orientaciones y recomendaciones del consultor internacional, profesor Peter Cramton, contratado por la CREG para el efecto;

Que mediante la Resolución CREG- 043 del 17 de julio de 2006, publicada en el Diario Oficial número 46.348, del día dos (2) de agosto de 2006, se hizo público el mencionado Proyecto de Resolución y se invitó a los agentes, a los usuarios, a las Autoridades Locales Municipales y Departamentales competentes y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro de los treinta (30) días siguientes a la publicación de esa resolución en la página Web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas;

Que la citada Resolución CREG- 043 de 2006, con el respectivo Proyecto de Resolución, está publicada en la página Web de la CREG, desde el día 31 de julio de 2006;

Que mediante la Circular 031 de 2006, publicada en la página Web de la CREG desde el día 1o de agosto de 2006, la Comisión invitó a las empresas de los sectores de energía eléctrica y de gas natural, a los usuarios y terceros interesados, a un seminario, que se llevó a cabo los días 25 y 26 de julio de 2006, con la participación del Profesor Shmuel Oren, de la Universidad de California, y del señor Raj Addepalli, del New York Independent System Operator, quienes presentaron comentarios a la propuesta de cargo por confiabilidad formulada por la Comisión y divulgaron sus experiencias relacionadas con mercados de capacidad en los Estados Unidos;

Que mediante la Circular 032 de 2006, publicada en la página Web de la CREG desde el día 1o de agosto de 2006, la Comisión invitó a las empresas de los sectores de energía eléctrica y de gas natural, a los usuarios y terceros interesados, a un taller, que se llevó a cabo el día 3 de agosto de 2006, en el que se presentaron los nuevos elementos de la propuesta de Cargo por Confiabilida d contenidos en el Proyecto de Resolución publicado con la Resolución CREG- 043 de 2006;

Que mediante la Circular 033 de 2006, publicada en la página Web de la CREG desde el día 1o de agosto de 2006, la Comisión invitó a las empresas de los sectores de energía eléctrica y de gas natural, a los usuarios y terceros interesados, a una reunión que se llevó a cabo el día 9 de agosto de 2006, en la cual los interesados presentaron al doctor Peter Cramton sus comentarios e inquietudes sobre el informe que el consultor entregó como parte del estudio y que fue sometido a consulta mediante Circular CREG- 030 de 2006;

Que como resultado de los análisis efectuados internamente y en los talleres, seminario y reunión llevados a cabo con los agentes, el consultor y demás interesados, y de los comentarios recibidos sobre el Proyecto de Resolución publicado con la Resolución CREG- 043 de 2006, en materia cálculo de la energía para Cargo por Confiabilidad; el proceso de liquidación; y el producto asociado a las obligaciones del Cargo por Confiabilidad; la CREG analizó diferentes alternativas con el fin de realizar los cambios requeridos en el mencionado Proyecto de Resolución;

Que las propuestas de cambios que la Comisión consideró pertinentes, según lo señalado anteriormente, están contenidos en los Documentos CREG 073, 074 y 075 de 2006, los cuales fueron sometidos a consideración de agentes, usuarios y terceros interesados mediante la Circular número 38, publicada en la página Web de la CREG desde el 9 de septiembre de 2006;

Que mediante la Circular número 039, publicada en la página Web de la CREG desde el día 20 de septiembre de 2006, la Comisión invitó a las empresas del sector de energía eléctrica y a los usuarios y terceros interesados, a un taller, que se llevó a cabo el día 21 de septiembre de 2006, en el cual se presentó el Modelo para cálculo de la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad;

Que mediante Comunicación S-2006-2163 del 22 de agosto de 2006, la Dirección Ejecutiva de la CREG envió al Consejo Nacional de Operación, el Proyecto de Resolución publicado con la Resolución CREG- 043 de 2006, con el fin de oír s u concepto;

Que el Consejo Nacional de Operación, mediante comunicación radicada en la CREG con el número E-2006-006818, del 22 de septiembre de 2006, se pronunció sobre el mencionado Proyecto de Resolución;

Que los comentarios, sugerencias, observaciones y demás aspectos que presentaron los agentes y demás interesados, así como el concepto del Consejo Nacional de Operación, fueron analizados por la CREG, y se incorporaron los respectivos cambios al proyecto de acuerdo con los comentarios y sugerencias que se consideraron pertinentes, como consta en los documentos antes señalados; y en el Documento CREG-085 de 2006 que contiene el análisis de las distintas comunicaciones recibidas;

Que agotado el trámite previsto en el Decreto 2696 de 2004 y cumplido el requisito señalado en el artículo 23, literal i) de la Ley 143 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión del 3 de octubre de 2006, aprobó la metodología para la remuneración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía y acordó expedir esta resolución,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. OBJETO. Mediante la presente resolución se adopta la metodología y otras disposiciones para la remuneración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía. Las normas contenidas en esta resolución hacen parte del Reglamento de Operación.

CAPITULO I.

DEFINICIONES.

ARTÍCULO 2o. DEFINICIONES. <Artículo modificado por el artículo 4 de la Resolución 2 de 2019. El nuevo texto es el siguiente:> Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:

Activo de generación de última instancia: Planta o 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 Centro Nacional de Despacho de que tratan las Leyes 142 y 143 de 1994, 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 cumplimiento de la Obligación de Energía Firme que le fue asignada en una Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme o en el mecanismo que haga sus veces. Esta energía está asociada a la Capacidad de Generación de Respaldo de que trata el artículo 23 de la Ley 143 de 1994 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 de Activación.

Contrato de respaldo de energía firme o contrato de respaldo: Es un contrato bilateral que se celebra entre agentes generadores a través del Mercado Secundario, con el fin de asegurar el cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme de un generador. Su precio, cantidad, garantía, duración y recaudo se determina de común acuerdo entre las partes siguiendo los lineamientos del Mercado Secundario establecido en la presente resolución.

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.

Declaración de respaldo: Manifestación suscrita por un agente generador mediante la cual registra ante el ASIC, ENFICC no comprometida o Energía Disponible Adicional, ambas de plantas o unidades de propiedad del mismo generador o representadas comercialmente por él, con el fin de cubrir Obligaciones de Energía Firme respaldadas con otra u otras de sus plantas o unidades de generación.

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 1 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 no comprometida o ENFICC no comprometida: Energía Firme del Cargo por Confiabilidad (ENFICC) verificada por el CND para una planta y/o unidad que no está asignada en OEF ni está destinada para respaldar OEF.

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 1 de diciembre de cualquier año calendario y el 30 de abril del año calendario inmediatamente siguiente.

Estación de invierno: Período comprendido entre el 1 de mayo y el 30 de noviembre de cualquier año calendario.

Exceso de demanda de energía firme: Cantidad resultante de restar de la curva de demanda, la oferta agregada de los agentes generadores participantes en la subasta, para un nivel de precio determinado.

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 (USD/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 kilovatios hora (USD/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.

Incumplimiento grave e insalvable de la puesta en operación de la planta: Serán aquellos previstos en el Reglamento de Garantías de que trata el artículo 78 de la presente resolución.

Información hidrológica oficial del SIN: Información Hidrológica de los aportes de los ríos del SIN evaluada y aprobada por el procedimiento para verificación de parámetros establecido por el CNO en el Acta de Reunión 074 del 16 de julio de 1998 y los acuerdos que la modifiquen o sustituyan. Para las series hidrológicas que hasta la fecha no se han sometido a este procedimiento la Información Hidrológica Oficial del SIN es la información hidrológica con que contaba el CND antes del 16 de julio de 1998. Para las series hidrológicas de proyectos nuevos la Información Hidrológica Oficial del SIN será, mientras se someten al procedimiento de aprobación del CNO, aquella reportada en los respectivos Comités o Subcomités Técnicos del Consejo Nacional de Operación, o en su defecto la reportada para el Cargo por Capacidad del año 1999.

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 o del mecanismo que haga sus veces, 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 de Activación. 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 o del mecanismo de asignación que haga sus veces y la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación asignada en dicha subasta.

Período 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 transición: Período que inicia el 1 de diciembre de 2006 y finaliza el 30 de noviembre de 2009 o del año para el cual se realice la primera subasta de Obligaciones de Energía Firme.

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.

Período del cargo por confiabilidad o período cargo: Comprende el período entre diciembre 1 del año t-1 a noviembre 30 del año t.

Plantas y/o unidades de generación con información de operación insuficiente: Plantas y/o unidades de generación cuyas horas de operación, más las horas d 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.

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, o el mecanismo de asignación que haga sus veces, esté en operación comercial. También se considerará dentro de esta categoría, la ENFICC no comprometida de plantas que estén en operación comercial y que hayan recibido asignaciones de OEF previamente a través de cualquier mecanismo.

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 o el mecanismo de asignación que haga sus veces. A esta fecha la(s) turbina(s) y el (los) generadores que hagan parte de la planta y/o unidad no podrán tener más de tres (3) años de fabricación. El cumplimiento de este requisito deberá constar en un certificado de fecha de fabricación expedido por el fabricante de la(s) turbina(s) y generador(es) que será verificado por el auditor de la construcción contratado por el ASIC. El incumplimiento de este requisito dará lugar a la pérdida de la OEF y la ejecución de las garantías que se tengan constituidas para garantizar el cumplimiento de las obligaciones.

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, o del mecanismo de asignación que haga sus veces, y las instaladas que vayan a ser repotenciadas siempre y cuando se cumpla con lo establecido en el artículo 6o de esta resolución.

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 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 máximo al que se remuneran las Obligaciones de Energía Firme de una planta específica. El valor del Precio de Escasez es el que corresponde al vínculo resultante de la subasta o el mecanismo que haga sus veces o del menú de corto plazo o el menú de largo plazo.

Precio de escasez de activación (PEa): Es el valor máximo entre el precio de escasez calculado como se define en el Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006 y el precio marginal de escasez.

Precio de escasez ponderado (PEp): Es el valor al cual se liquidan las transacciones de compra y venta en la bolsa en las horas en las cuales el precio de bolsa supera el precio de escasez de activación.

Precio marginal de escasez (PME): Es el precio definido y actualizado mensualmente con la metodología definida en el Capítulo 1 de la Resolución CREG 140 de 2017.

Reglamento 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 no 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 entregar curva de retiro después del precio determinado por la regulación en el proceso de Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme para un año determinado, con plantas o unidades de generación existentes 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.

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 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.

PVO_PN	Período de Vigencia de la Obligación para planta nueva

PVO_E	Período de Vigencia de la Obligación elegido por el agente, el cual va de 1 a 20 años.

AFT	Años de fabricación de la turbina contados desde la fecha de fabricación hasta la fecha de entrada en operación comercial de la planta.

AFG	Años de fabricación del generador contados desde la fecha de fabricación hasta la fecha de entrada en operación comercial de la planta.

P_{i, NS}:	Precio de la Obligación de Energía Firme respaldada con la planta o unidad de generación i, aplicable entre el 1o de diciembre del año en que no se realizó Subasta, NS, y el 30 de noviembre del año siguiente.
PC_SE:	Precio de cierre de la última subasta que cumplió con las condiciones establecidas en el numeral 2.3 del Anexo 2 de esta resolución.
IPP_{nov, NS}:	Indice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200), para el mes de noviembre del año NS.
IPP_SE:	Indice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200), para el mes y el año del Precio de Cierre PC_SE”.

P_i,t:	Precio de la Obligación de Energía Firme respaldada con la planta o unidad de generación i, aplicable entre el 1o de diciembre del año t y el 30 de noviembre del año t+1, expresado en dólares por kilovatio hora (US$/kWh).
P_{i, asignación}:	Precio al que fue asignada la Obligación de Energía Firme respaldada con la planta o unidad de generación i, expresado en dólares por kilovatio hora (US$/kWh).
IPP_nov,t:	Indice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200), para el mes de noviembre del año t.
IPP_asignación:	Indice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200), para el mes y el año en que se efectuó la asignación de la Obligación de Energía Firme. Para las asignaciones de Obligaciones de Energía Firme realizadas en el período diciembre de 2006 a noviembre de 2007, el Indice de Precios al Productor será el correspondiente a noviembre del año 2006.

Pdic_t,nov_t+1:	Precio del Cargo por Confiabilidad, expresado en dólares por megavatios hora (US$/MWh), aplicable entre el 1o de diciembre del año t y el 30 de noviembre del año t+1, donde t es 2007, 2008 ó 2009 según el período de vigencia que corresponda.
IPPnov_t:	Indice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200), para el mes de noviembre del año t.
IPPnov₂₀₀₆:	Indice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200), para el mes de noviembre del año 2006”.

PE_pm	Precio de escasez ponderado en el día d del mes m. Este valor lo deberá publicar el ASIC mensualmente en su página web.
PE_i,j,m	Precio de escasez de la planta i del generador j en el mes m. El precio de escasez corresponde al que vincula a la OEF, bien sea al precio de escasez del anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006, o precio marginal de escasez, según corresponda.
OMEFR_i,j,m	Obligación mensual de energía firme respaldada por la planta i del generador j en el mes m del Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006.

OMEFR_i,j,m	Obligación Mensual de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el mes m.
EA_i,j	ENFICC asignada al generador j en la Subasta o en el mecanismo que haga sus veces y respaldada con la planta o unidad de generación i .
D_m	Demanda Objetivo del mes m.
D_j	Demanda Objetivo para el primer año del Período de Vigencia de la Obligación asignada al generador j.

ODEFR_i,j,d,m	Obligación diaria de energía firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el día d del mes m.
OMEFR_i,j,m	Obligación mensual de energía firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el mes m.
DC_d,m	Demanda comercial total doméstica del sistema para el día d del mes m.
DDVV_d,m	Demanda desconectable voluntaria verificada en el día d del mes m.
RDV_d,m	RD verificada en el día d del mes m
PGR_d,m	Programa de racionamiento verificado en el día d del mes m
DC_m	Demanda comercial total doméstica del sistema para el mes m
DDVV_m	Demanda desconectable voluntaria verificada en el mes m
RDV_m	Reducción de energía verificada del programa RD en el mes m
PGR_m	Programa de racionamiento verificado en el mes m
DDVV_i,j,d,m	Demanda desconectable voluntaria verificada, asociada a la planta o unidad de generación i del generador j en el día d del mes m.
RDV_c,h,d,m	Reducción de energía del programa de RD asociada al comercializador c en la hora h del día d del mes m.
PGR_h,d,m	Programa de racionamiento verificado en la hora h del día d del mes m
k	Número de plantas y/o unidades de generación
n	Número de días del mes m
Nc	Número de comercializadores

ODEFR_i,j,T,m	Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en los días de tipo T del mes m.
OMEFR_i,j,m	Obligación Mensual de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el mes m.
DC_T,m-1	Demanda Comercial Doméstica total del sistema para el día de tipo T del mes m-1.
DDVV_i,j,T,m-1	Demanda desconectable voluntaria verificable asociada a la planta o unidad de generación i del generador j para el día de tipo T del mes m-1.
RDV_T,m-1	Reducción de energía verificada del programa de RD en el día tipo T del mes m-1
PGR_T,m-1	Programa de racionamiento verificado en el día tipo T del mes m-1.
DC_m-1	Demanda Comercial total Doméstica del sistema para el mes m-1.
DDVV_m-1	Demanda desconectable voluntaria verificable en el mes m-1
RDV_m-1	Reducción de energía verificada del programa de RD en el mes m-1
PGR_m-1	Programa de racionamiento verificado en el mes m-1.
ND_T,m-1	Número de días del tipo T en el mes m-1 Para los efectos que trata el presente anexo, los tipos de día (T) corresponden a: Domingos y festivos; sábados; y días ordinarios.

OEFT_d,m,h:	Obligación de Energía Firme Total para la hora h del día d del mes m.
ODEF_j,m,d:	Obligación Diaria de Energía Firme para el agente j en día d del mes m.
DC_m,d:	Demanda Comercial total del sistema para el día d del mes m.
DC_d,m,h:	Demanda Comercial total del sistema para la hora h del día d del mes m.

PE_m:	Precio de Escasez Total vigente para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh).
	Precio de Escasez Parte Combustible vigente para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh.). Este valor se actualizará mensualmente de acuerdo con el del numeral 1.4.1 de este anexo.

INDICE _m-1:	Promedio aritmético del precio de cierre diario Platts US Gulf Coast Residual Fuel No 6 1.0% sulfur fuel oil, de los últimos 30 días con datos a la fecha de cálculo.
INDICE_dic2013:	Promedio aritmético del precio de cierre diario Platts US Gulf Coast Residual Fuel No 6 1.0% sulfur fuel oil, en el mes diciembre 2013.

e_m:	Volumen del embalse al final del mes m, expresado en millones de metros cúbicos (Mm³).
a_m:	Aportes en el mes m, expresado en millones de metros cúbicos (Mm³).
t_m:	Turbinado en el mes m, expresado en millones de metros cúbicos (Mm³).
v_m:	Vertimientos durante el mes m, expresado en millones de metros cúbicos (Mm³).

E_D:	ENFICC declarada por el generador expresada en kilovatios hora día (kWh/día)
d_m:	Número de días del año.

n:	Número de combustibles de los que dispondrá la planta para operar. En caso de que se utilice más de un combustible al mismo tiempo, el valor de n será igual a uno (1).
CEN_i:	Capacidad Efectiva Neta (MW) con el combustible i o la combinación de combustibles.
â_i:	Factor entre 0 y 1 para el combustible i o la combinación de combustibles. Corresponderá al menor valor entre los siguientes índices: 1. Disponibilidad de la Planta (1-IHF), donde IHF será el Indice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas. 2. Indice de Disponibilidad de suministro de combustibles para operación continua (IDS) definido en el numeral 3.2.2. 3. Indice de Disponibilidad de Transporte de gas natural para operación continua (IDT) definido en el numeral 3.2.3. Este índice aplicará propo rcionalmente a la cantidad de gas natural que utilizará la planta y/o unidad de generación térmica para su operación.
h_i:	Horas de Operación con el combustible i o la combinación de combustibles. La suma de h_i para los n combustibles de los que dispondrá la planta para operar, deberá ser igual al número de horas del primer año del Período de Vigencia de la Obligación.
daño:	Días del primer año del Período de Vigencia de la Obligación.

n:	Número de combustibles de los que dispondrá la planta para operar al mismo tiempo.
CS_i:	Cantidad de energía del combustible i, expresada en MBTU, contratada o que será contratada para suministro en firme del combustible i en el primer año del Período de Vigencia de la Obligación, de conformidad con lo establecido en el Capítulo V de esta resolución.
CR:	Cantidad de energía de respaldo. Considera la energía contratada o que será contratada con otros agentes para respaldar las Obligaciones de Energía Firme en las horas de mantenimiento programado.
IMM_i:	En el caso de gas natural, corresponde al mínimo entre uno (1) y el resultado que se obtenga del balance de suministro en firme de gas natural, de que trata el Artículo 47 de esta resolución. Para combustibles distintos de gas, este valor es igual a uno (1).
CA_i:	Cantidad de energía almacenada del combustible i, expresada en MBTU, disponible al inicio del primer año del Período de Vigencia de la Obligación, de conformidad con lo dispuesto en el Capítulo V de esta resolución.
CM:	Cantidad de energía requerida para operar a plena Capacidad Efectiva Neta durante el año de la Obligación de Energía Firme, expresada en MBTU. Se calculará utilizando la siguiente fórmula:

Heat Rate_i:	Eficiencia declarada de la planta o unidad de generación térmica con el combustible i, o la combinación de combustibles, expresada en MBTU/MWh.
CEN_i:	Capacidad Efectiva Neta de la planta y/o unidad de generación con el combustible i o la combinación de combustibles, expresada en megavatios (MW).
h_i:	Horas de Operación con el combustible i o la combinación de combustibles. Si la planta va a hacer uso de combustibles en forma alternada, la suma de los h_i de estos combustibles debe ser igual al número de horas del primer año del Período de Vigencia de la Obligación.

CT:	Cantidad de energía, expresada en MBTU, asociada al transporte de gas natural contratado o que será contratado en firme para el primer año del Período de Vigencia de la Obligación, de conformidad con lo establecido en el Capítulo V de esta resolución.
TCR:	Indice de Disponibilidad de transporte de gas natural evaluada por la CREG.
CM:	Cantidad anual de energía, expresada en MBTU, que debe ser transportada para operar a plena Capacidad Efectiva Neta durante el año de la Obligación de Energía Firme
CR:	Cantidad de energía de respaldo expresada en MBTU. Considera Declaraciones de Respaldo o la energía contratada o que será contratada con otros agentes para respaldar las Obligaciones de Energía Firme en las horas de mantenimiento programado.

IDT_gas:	Indice de Disponibilidad de Transporte de gas. El IDT para combustibles diferentes a gas natural será igual a 1.
IMM_gas:	En el caso de gas natural, corresponderá al mínimo entre uno (1) y el resultado que se obtenga del balance de suministro en firme de gas natural, de que trata el artículo 47 de esta resolución.
IMM _i:	En el caso de gas natural, corresponderá al mínimo entre uno (1) y el resultado que se obtenga del balance de suministro en firme de gas natural, de que trata el artículo 47 de esta resolución. Para combustibles distintos de gas natural, este valor será igual a uno (1).
CT_gas:	Cantidad de energía, expresada en MBTU, asociada al transporte de gas natural contratado o que será contratado en firme para el primer año del Período de Vigencia de la Obligación, de conformidad con lo establecido en el Capítulo V de esta resolución. El valor de esta variable será el menor entre la declarada por el agente y la disponibilidad de transporte de gas evaluada por la CREG.
CS_i:	Cantidad de energía del combustible i, expresada en MBTU, contratada o que será contratada para suministro en firme del combustible i en el primer año del Período de Vigencia de la Obligación, de conformidad con lo establecido en el Capítulo V de esta resolución.
CS_gas:	Cantidad de energía procedente del gas natural, expresada en MBTU, que podrá ser suministrada en firme para el primer año del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme de conformidad con lo establecido en el Capítulo V de esta resolución.

CEN:	Capacidad Efectiva Neta (MW)
	Disponibilidad de la Planta. El valor de esta variable será declarado por el agente, de no hacerlo se empleará un valor igual al 35%.
h_año:	Horas del primer año del Período de Vigencia de la Obligación
d_año:	Días del primer año del Período de Vigencia de la Obligación.

Tipo de Tecnología	1er Año (1ª columna)	2do Año (2a Columna)	3er Año (3a Columna)
Gas y Combustibles Líquidos	0.2	El menor valor entre 0.15 y el índice histórico del primer año completo de operación	El índice histórico del segundo año completo de operación
Carbón y otros combustibles no incluidos en los casos anteriores	0.3	El menor valor entre 0.2 y el índice histórico del primer año completo de operación	El índice histórico del segundo año completo de operación
Hidráulicas	0.15	El menor valor entre 0.1 y el índice histórico del primer año completo de operación	El índice histórico del segundo año completo de operación
Eólica	0.1	El menor valor entre 0.06 y el índice histórico del primer año completo de operación	El índice histórico del segundo año completo de operación
Solar Fotovoltaica	0.1	El menor valor entre 0.06 y el índice histórico del primer año completo de operación	El índice histórico del segundo año completo de operación

GESTOR NORMATIVO - CRA

Comisión de Regulación de Agua Potable y Saneamiento Básico

Sede principal

PLANTA Y/O UNIDAD DE GENERACION	ENFICC (KWh/día)	Período de Vigencia de la Obligación
Fecha de inicio (mes, año)		Fecha de finalización (mes, año)

PLANTA DE GENERACION HIDRAULICA	ENERGIA DISPONIBLE ADICIONAL (KWh/día)	MES

Nombre	Capacidad Efectiva Neta³(MW)	Eficiencia (MBTU/MWh)	IHF (%)

Embalse	Mes	Volumen de espera (Mm³)	Curva guía mínima (Mm³)	Curva guía máxima (Mm³)

Nombre	Flujo mínimo (m³/s)	Flujo máximo (m³/s)	Fecha de entrada (mes, año)	Fecha de salida (mes, año)

Nombre	Año T	Año T+1	Año T+2	Año T+n	Factor de recuperación (%)

Planta	Año	Mes	Día	Hora	Velocidad del viento (m/s)	Dirección del viento [Grados relativos al norte geográfico]	TA [Grados centígrados]

Nombre	Temperatura del Recurso Geotérmico, TR [oC]	Flujo del Recurso Geotérmico, FREC [kg/s]	IHF [%]

Documentos base	Acuerdo CNO 311 de octubre 30 de 2004 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan por el cual se establece el procedimiento para efectuar la prueba de Consumo Térmico Específico Neto y Capacidad Efectiva Neta en las Plantas Térmicas del Sistema Interconectado Nacional.
Alcance	Determinar si existen discrepancias entre los valores de Consumo Térmico Específico Neto, declarados por los agentes y los valores resultantes de la prueba, siempre que esta se haya realizado siguiendo los protocolos acordados por el CNO. Si la planta o unidad no había entrado en operación comercial al momento de declarar el parámetro, se debe verificar que la declaración de los parámetros corresponde a lo indicado por el protocolo a partir de los datos de recepción de la planta. En caso de no existir esta documentación se deberá realizar la prueba respectiva, la cual correrá a cargo del agente generador.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. - Solicita a cada agente los reportes de resultados oficiales de la última prueba realizada. - Verifica la fecha de realización de la prueba remitida por el agente. Si la última prueba se realizó por fuera de los plazos establecidos por el CNO y no existe autorización de este. * Solicita al agente la realización de la prueba, y verifica que la fecha no sea posterior a la finalización de la estación de verano. * Asiste a la prueba. * Verifica que se cumple el protocolo. * Solicita los reportes de resultados oficiales de la prueba realizada. - Compara lo declarado con el resultado de la prueba. - Determina la veracidad o no de los valores declarados por el agente ante la CREG, considerando los márgenes de tolerancia y error respectivos.
Tolerancia	De llevarse a cabo la prueba se aceptarán valores declarados que no sean inferiores en más del 7% del resultado de la prueba, evaluando ambas cifras con una aproximación a cuatro decimales.
Margen de error	De no llevarse a cabo la prueba, se considerará discrepancia cualquier valor declarado que sea inferior al de los reportes de resultados de la última prueba realizada, evaluando ambas cifras con una aproximación a cuatro decimales

Documentos base	Protocolo para la determinación de Factores de Conversión Plantas Hidráulicas aprobado por el CNO mediante Acuerdo 360 de mayo 25 de 2006 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.
Alcance	Determinar si existen discrepancias entre los valores del Factor de Conversión Hidráulico, declarados por los agentes y los valores resultantes de la prueba, siempre que esta se haya realizado siguiendo los protocolos acordados por el CNO. Si la planta no había entrado en operación comercial al momento de declarar el parámetro, se debe verificar que la declaración de los parámetros corresponde a lo indicado por el protocolo a partir de los datos de recepción de la planta. En caso de no existir esta documentación se deberá realizar la prueba respectiva, la cual correrá a cargo del agente generador. En el caso de este parámetro se puede requerir de una o más pruebas para la obtención de la curva del Factor de Conversión versus el nivel de embalse, curva a partir de la cual se obtiene el Factor de Conversión Medio de la planta. En este caso el auditor deberá verificar que el valor reportado por el agente a la CREG haya sido estimado según el protocolo aprobado para este parámetro por el CNO. Para la verificación de este parámetro se aplicará el procedimiento para comprobar dos resultados promedio.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros	- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. - Solicita a cada agente los reportes de resultados oficiales de la última prueba realizada. - Verifica la fecha de realización de la prueba remitida por el agente. * Si la última prueba se realizó por fuera de los plazos establecidos por el CNO y no existe autorización de este. * Solicita al agente la realización de la prueba o pruebas, y verifica que la fecha no sea posterior a la finalización de la estación de verano * Asiste a la(s) prueba(s) * Verifica que se cumple el protocolo. * Solicita los reportes de resultados oficiales de la prueba realizada - Compara lo declarado con el resultado de la prueba. - Determina la veracidad o no de los valores declarados por el agente ante la CREG, considerando los márgenes de tolerancia y error respectivos.
Tolerancia	De llevarse a cabo la prueba se aceptarán valores declarados que no superen en más del 13% el resultado de la prueba, evaluando ambas cifras con una aproximación a cuatro decimales
Margen de error	De no llevarse a cabo la prueba, se considerará discrepancia cualquier valor declarado, que supere los valores de los reportes de resultados de la última prueba realizada, evaluando ambas cifras con una aproximación a cuatro decimales.