RESOLUCIÓN 40791 DE 2018

(julio 31)

Diario Oficial No. 50.672 de 1 de agosto de 2018

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

<NOTA DE VIGENCIA: Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019>

Por la cual se define e implementa un mecanismo que promueva la contratación de largo plazo para proyectos de generación de energía eléctrica complementario a los mecanismos existentes en el Mercado de Energía Mayorista.

EL MINISTRO DE MINAS Y ENERGÍA,

en ejercicio de sus facultades legales y en especial la que le confiere el artículo 2.2.3.6.2.2.1.1 del Decreto número 1073 de 2015, y

CONSIDERANDO:

Que el artículo 2o de la Ley 143 de 1994 establece que el Ministerio de Minas y Energía, en ejercicio de las funciones de regulación, planeación, coordinación y seguimiento de todas las actividades relacionadas con el servicio público de electricidad, definirá los criterios para el aprovechamiento económico de las fuentes convencionales y no convencionales de energía, dentro de un manejo integral, eficiente y sostenible de los recursos energéticos del país, y promoverá el desarrollo de tales fuentes y el uso eficiente y racional de la energía por parte de los usuarios;

Que el artículo 4o de la Ley 143 de 1994 en sus literales a) y b), establece que el Estado, en relación con el servicio de electricidad, tendrá como objetivos: i) 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; y ii) asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector;

Que el artículo 6o, ibidem, consagra dentro de los principios que rigen la prestación del servicio de energía eléctrica, el principio de eficiencia que obliga a la correcta asignación y utilización de los recursos de tal forma que se garantice la prestación del servicio al menor costo económico;

Que el principio de adaptabilidad definido en el artículo 6o, ibidem, impulsa la incorporación de los avances de la ciencia y de la tecnología que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio al menor costo económico;

Que el artículo 85, ibidem, establece que las decisiones de inversión en generación, interconexión, transmisión y distribución de energía eléctrica, constituyen responsabilidad de aquellos que las acometan, quienes asumen en su integridad los riesgos inherentes a la ejecución y explotación de los proyectos;

Que adicional a esto, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), ha señalado que los mecanismos para la comercialización de energía eléctrica que aspiren al reconocimiento de los costos agregados de las compras de energía en el costo unitario de prestación del servicio al usuario regulado, deberán demostrar que cumplen con los principios de eficiencia, transparencia, neutralidad y confiabilidad;

Que el artículo 20 de la Ley 143 de 1994, estableció 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 los numerales 3, 4 y 5 del artículo 2o del Decreto número 381 de 2012, establecen como funciones del Ministerio de Minas y Energía, formular, adoptar, dirigir y coordinar la política en materia de: i) generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica; ii) desarrollo de fuentes alternas de energía; y iii) aprovechamiento integral de los recursos naturales y de la totalidad de las fuentes energéticas del país, entre otras;

Que el literal e) del numeral 1 del artículo 6o de la Ley 1715 de 2014 “Por medio de la cual se regula la integración de las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional” establece como competencia administrativa del Ministerio de Minas y Energía “(...) propender por un desarrollo bajo en carbono del sector de (sic) energético a partir del fomento y desarrollo de las fuentes no convencionales de energía y la eficiencia energética”;

Que el Decreto número 0570 de 2018, “Por el cual se adiciona el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía número 1073 de 2015, en lo relacionado con los lineamientos de política pública para la contratación a largo plazo de proyectos de generación de energía eléctrica y se dictan otras disposiciones”, estableció los lineamientos de política pública para definir e implementar un mecanismo que promueva la contratación de largo plazo para los proyectos de generación de energía eléctrica y que sea complementario con los mecanismos existentes en el Mercado de Energía Mayorista;

Que dentro de estos lineamientos el mencionado decreto estableció que dicho mecanismo debe procurar el cumplimiento de los siguientes objetivos: i) fortalecer la resiliencia de la matriz de generación de energía eléctrica ante eventos de variabilidad y cambio climático a través de la diversificación del riesgo; ii) promover la competencia y aumentar la eficiencia en la formación de precios a través de la contratación de largo plazo de proyectos de generación de energía eléctrica nuevos y/o existentes; iii) mitigar los efectos de la variabilidad y cambio climático a través del aprovechamiento del potencial y la complementariedad de los recursos energéticos renovables disponibles, que permitan gestionar el riesgo de atención de la demanda futura de energía eléctrica; iv) fomentar el desarrollo económico sostenible y fortalecer la seguridad energética regional; y v) reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) del sector de generación eléctrica de acuerdo con los compromisos adquiridos por Colombia en la Cumbre Mundial de Cambio Climático en París (COP21);

Que el artículo 9o de la Ley 489 de 1998 dispone que las autoridades administrativas, en virtud de lo dispuesto en la Constitución Política, podrán mediante acto de delegación, transferir el ejercicio de funciones a sus colaboradores o a otras autoridades, con funciones afines o complementarias. Así mismo, que los ministros podrán delegar la atención y decisión de los asuntos a ellos confiados por la ley, con el propósito de dar desarrollo a los principios de la función administrativa allí enunciados;

Que el artículo 59, ibidem, señala como funciones de los ministerios y departamentos administrativos, entre otras, participar en la formulación de la política del Gobierno en los temas que les correspondan y adelantar su ejecución y promover, de conformidad con los principios constitucionales, la participación de entidades y personas privadas en la prestación de servicios y actividades relacionados con su ámbito de competencia;

Que en el mismo sentido, el artículo 67.3 de la Ley 142 de 1994, establece como función de los ministerios en relación con los servicios públicos, identificar fuentes de financiamiento para el servicio público respectivo, colaborar en las negociaciones del caso y procurar que las empresas del sector puedan competir en forma adecuada por esos recursos, para lo cual podrán desarrollar estas funciones a través de sus unidades administrativas especiales;

Que la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), como unidad administrativa especial del orden nacional, de carácter técnico, adscrita al Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con el artículo 3o del Decreto número 1258 de 2013, tiene como objeto, “planear en forma integral, indicativa, permanente y coordinada con los agentes del sector minero energético, el desarrollo y aprovechamiento de los recursos mineros y energéticos; producir y divulgar la información requerida para la formulación de política y toma de decisiones; y apoyar al Ministerio de Minas y Energía en el logro de sus objetivos y metas”;

Que el numeral 2 del artículo 4o, ibidem, le atribuye a la UPME la función de “Planear las alternativas para satisfacer los requerimientos mineros y energéticos, teniendo en cuenta los recursos convencionales y no convencionales, según criterios tecnológicos, económicos, sociales y ambientales”;

Que el numeral 11 del artículo 4o, ibidem, le atribuye a la UPME la función de “Elaborar los planes de expansión del Sistema Interconectado Nacional en consulta con el cuerpo consultivo, de conformidad con la Ley 143 de 1994 y las normas que lo modifiquen o reglamenten y establecer los mecanismos que articulen la ejecución de los proyectos de infraestructura con los planes de expansión”;

Que el Decreto número 1073 de 2015 en su artículo 2.2.3.8.7.7 dispuso que el Ministerio de Minas y Energía, la CREG, la UPME y demás entidades competentes, adoptarán las medidas necesarias para actualizar la normatividad vigente que permita, entre otros, el planeamiento, conexión, operación y medición para la integración de los proyectos de generación de energía eléctrica que se desarrollen a partir de la aplicación del mecanismo de que trata el artículo 2.2.3.8.7.1 del mismo decreto;

Que en cumplimiento de lo exigido en el numeral 8 del artículo 8o de la Ley 1437 de 2011, en concordancia con lo establecido en las Resoluciones números 40310 y 41304 de 2017, la presente resolución se publicó para comentarios de la ciudadanía en la página web del Ministerio de Minas y Energía entre los días 8 y 29 de junio de 2018, los cuales fueron incluidos en lo que se consideró pertinente.

Conforme a lo señalado en el Decreto número 1074 de 2015 no se informó de esta resolución a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) por cuanto, se respondió el cuestionario establecido por dicha entidad para efectos de evaluar la incidencia sobre la libre competencia de los mercados, aplicando las reglas allí previstas, la respuesta al conjunto de preguntas fue negativa, en la medida en que no plantea ninguna restricción indebida a la libre competencia;

Que en mérito de lo expuesto,

RESUELVE:

CAPÍTULO I.

GENERALIDADES.  

ARTÍCULO 1o. OBJETO. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> Definir el mecanismo de contratación de largo plazo de energía eléctrica descrito en la presente resolución.

ARTÍCULO 2o. ÁMBITO DE APLICACIÓN. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> La presente resolución aplica a los agentes del Mercado de Energía Mayorista y a las personas naturales o jurídicas propietarias o representantes comerciales de proyectos de generación.

ARTÍCULO 3o. IMPLEMENTACIÓN. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> Deléguese a la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) para implementar y administrar el mecanismo de que trata la presente resolución. Para esto, la UPME deberá, entre otros, publicar el pliego de bases y condiciones específicas de dicho mecanismo considerando los lineamientos aquí establecidos.

ARTÍCULO 4o. INTEGRACIÓN DEL MECANISMO AL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) adoptará las medidas necesarias para que las disposiciones contenidas en esta resolución se integren al Reglamento de Operación y sean llevadas a cabo por el Operador y Administrador del Mercado, de acuerdo con su competencia.

ARTÍCULO 5o. TRANSICIÓN. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> La CREG definirá un esquema de transición para aquellos proyectos con fuentes no convencionales de energía renovable en relación con sus requisitos técnicos, operativos y de mercado, de tal forma que se garantice su integración en el Sistema Interconectado Nacional y su participación en el Mercado de Energía Mayorista, mientras dicha entidad establece, entre otros, la actualización del código de redes, un despacho vinculante con mercados intradiarios y un mercado de servicios complementarios.

ARTÍCULO 6o. SEGUIMIENTO. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 2 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Teniendo en cuenta que la energía que se asignará como resultado de la aplicación del mecanismo de que trata la presente Resolución contribuirá al cumplimiento de los objetivos de política establecidos en el artículo 2.2.3.8.7.3 del Decreto 1073 de 2015, la CREG designará al Operador y Administrador del Mercado como el agente responsable de la publicación de la información necesaria para el seguimiento de las obligaciones relacionadas con la generación de esta energía y de la administración de la garantía de puesta en operación de los proyectos de generación nuevos que resulten adjudicados en la subasta de que trata la presente Resolución, de manera que estas actividades estén armonizadas con los demás mecanismos existentes en el Mercado de Energía Mayorista.

CAPÍTULO II.

DEFINICIONES.  

ARTÍCULO 7o. DEFINICIONES. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 3 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Para la interpretación y aplicación de esta Resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones, sin perjuicio de aquellas establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes del Ministerio de Minas y Energía y de la CREG:

Agente comercializador o comercializador: Es la empresa registrada ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales - ASIC que realiza la actividad de comercialización de energía.

Agente generador o generador: Es la empresa registrada ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales - ASIC que realiza la actividad de generación de energía.

Compradores: Agentes comercializadores del Mercado de Energía Mayorista que han cumplido con los requisitos de precalificación para participar en la subasta de contratación a largo plazo de energía eléctrica de que trata la presente Resolución.

Contrato de energía medía anual a largo plazo: Contrato de suministro de energía celebrado entre agentes comercializadores y generadores que se liquida en la bolsa de energía, y que debe tener como contenido mínimo: la identidad de las partes contratantes; la planta adjudicada; el volumen de energía anual contratada; el periodo de vigencia, las obligaciones de cada una de las partes contratantes y las garantías; las reglas o procedimientos claros para determinar hora a hora, durante la duración del contrato, las cantidades de energía a asignar y el respectivo precio, de acuerdo con los procedimientos de liquidación establecidos en la Resolución CREG 024 de 1995 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Curva S: Representación gráfica del avance acumulado del proyecto en función del tiempo que permite comparar el avance real con el avance planificado, con el propósito de establecer las desviaciones del proyecto y tomar acciones correctivas oportunas. Muestra en la ordenada el porcentaje estimado de avance del proyecto durante el tiempo de ejecución y en la abscisa el tiempo transcurrido. Contiene explícitamente la fecha de entrada en operación comercial y es presentada por las personas propietarias o representantes comerciales de proyectos de generación nuevos, como requisito para participar en la subasta.

Generación ideal: Generación de la planta que corresponde al Despacho Ideal en los términos de la Resolución CREG 024 de 1995 y todas aquellas que la modifiquen y/o sustituyan.

Proyectos de generación existentes: Plantas de generación de energía eléctrica cuyo año de entrada en operación comercial sea anterior o igual al año que se establezca como base para el cálculo de los criterios de calificación de que tratan los Artículos 34 al 37 de la presente Resolución.

Proyectos de generación nuevos: Plantas de generación de energía eléctrica cuyo año de entrada en operación comercial sea posterior al año que se establezca como base para el cálculo de los criterios de calificación de que tratan los Artículos 34 al 37 de la presente Resolución.

Subasta: Proceso competitivo donde interactúan los compradores y vendedores para asignar cantidades y formar precios eficientes, que refleja los costos de la oferta y la disponibilidad a pagar de la demanda, con información simétrica y suficiente sobre su aplicación y funcionamiento, así como para la determinación de los riesgos. Se basa en las ofertas realizadas por los compradores y vendedores.

Vendedores: Agentes generadores del Mercado de Energía Mayorista y/o personas naturales o jurídicas propietarios o representantes comerciales de proyectos de generación que han cumplido con los requisitos de precalificación para participar en la subasta de contratación a largo plazo de energía eléctrica de que trata la presente Resolución.

CAPÍTULO III.

DEFINICIÓN DEL PRODUCTO.  

ARTÍCULO 8o. PRODUCTO A SUBASTAR. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 4 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> El producto que se asignará en la subasta de que trata el CAPÍTULO IV de la presente Resolución será un contrato de energía media anual a largo plazo entre cada generador y comercializador que hayan sido adjudicados en dicho proceso, con las siguientes características:

Volumen: Energía media anual en megavatios hora al año [MWh - año] que haya sido adjudicado en la subasta de que trata el CAPÍTULO IV de la presente Resolución.

Período de vigencia: Entre 10 y 20 años a partir de la fecha de inicio de las obligaciones de los proyectos de generación. Este valor será definido por el Ministerio de Minas y Energía en el acto administrativo de convocatoria de la subasta según el Artículo 18 de la presente Resolución.

Precio del contrato: Valor ofertado en pesos colombianos por kilovatio hora [COP$/kWh] por el vendedor en su oferta de venta, según lo establecido en el Artículo 23 de la presente Resolución y que haya sido adjudicado en la subasta de que trata el CAPÍTULO IV de la misma, más el valor de la componente CERE calculado según la normatividad vigente.

Tipo de contrato: Pague lo contratado asociado a un porcentaje de la generación ideal horaria de la planta.

ARTÍCULO 9o. ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DEL CONTRATO. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 5 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> El precio del contrato se actualizará así:

a) El componente del precio correspondiente al precio de la oferta de venta se actualizará utilizando la siguiente fórmula:

Donde:

	Precio de la oferta de venta actualizado, expresado en pesos colombianos por kilovatio hora [COP$/kWh] en el mes t.
	Valor ofertado en pesos colombianos por kilovatio hora [COP$/kWh] por el generador en su oferta de venta y que haya sido adjudicado en el mes de adjudicación de la subasta.
	índice de Precios al Productor para el mes t publicado por el DAÑE.
	índice de Precios al Productor del mes de adjudicación de la subasta publicado por el DAÑE.

b) El componente del precio correspondiente al valor del CERE será actualizado de acuerdo con la normatividad vigente.

ARTÍCULO 10. OBLIGACIONES GENERALES DEL VENDEDOR. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 6 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> El vendedor se obliga a:

- Cumplir durante cada año contractual con la energía media anual contratada.

Esta energía se medirá de manera acumulativa.

- Ofrecer a su contraparte, como primera opción de compra y al mismo precio del contrato, al menos el 50% de la generación ideal que había sido destinada para honrar el contrato, en el caso en el que haya cumplido con la totalidad de la energía media anual adjudicada en la subasta antes de finalizar el respectivo año contractual. Esta obligación se llevará a cabo a partir del momento en que se cumpla la condición y hasta finalizar el año contractual. Para los casos en los que el comprador no ejerza la opción, el vendedor podrá disponer de esta energía.

- Constituir y actualizar, en los casos que se requiera, la garantía de cumplimiento de que trata el Artículo 41 de la presente Resolución y demás garantías establecidas en el Mercado de Energía Mayorista.

- Cumplir con los demás requerimientos establecidos en la normatividad vigente.

En el caso de vendedores con proyectos de generación nuevos, estos se obligan, además de las anteriores, a:

- Poner en operación comercial el proyecto de generación en la fecha establecida en el contrato adjudicado, cumpliendo con la curva S con hitos de construcción y las demás características técnicas entregadas a la UPME, según el Artículo 31 de la presente Resolución.

- Constituir y actualizar la garantía de puesta en operación de que trata el Artículo 43 de la presente Resolución.

- Cumplir con los aspectos técnicos, ambientales y demás requerimientos establecidos en las bases de pliegos y condiciones especificas y en las normas vigentes relativas al servicio público de energía eléctrica.

- Cubrir los costos de la auditoría de seguimiento del proyecto de generación.

- Tramitar, pagar y obtener los permisos ambientales, sociales y demás que sean requeridos por las distintas autoridades nacionales y locales.

- Cumplir con los demás requerimientos establecidos en la normatividad vigente.

ARTÍCULO 11. OBLIGACIONES GENERALES DEL COMPRADOR. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 7 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> El comprador se obliga a:

- Pagar la energía media anual contratada, independientemente de que esta sea consumida o no. Este pago se realizará mensualmente de acuerdo con la información que para el efecto entregue el ASIC a las partes contratantes y con lo dispuesto en las condiciones del contrato.

- Constituir y actualizar la garantía de pago de que trata el Artículo 42 de la presente Resolución, y las demás establecidas en el Mercado de Energía Mayorista.

- Cumplir con los demás requerimientos establecidos en la normatividad vigente.

ARTÍCULO 12. BALANCE ANUAL. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 8 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Al finalizar cada año del contrato, durante el periodo de vigencia, las partes contratantes realizarán un balance con la información suministrada por el Operador y Administrador del Mercado, en el que se determinará la suma de la generación ideal del proyecto destinada para el cumplimiento del contrato.

En caso de que esta energía sea hasta un 10% menor que la energía media anual contratada, el faltante incrementará la obligación del generador para el siguiente año contractual. Si al finalizar el siguiente año del contrato, el generador no cumple con la totalidad de su obligación anual, incluido el faltante del año anterior, esto dará lugar a la ejecución de la garantía de cumplimiento de que trata el Artículo 41 de la presente Resolución, sin perjuicio de la continuación del contrato hasta el cumplimiento de la vigencia total.

Si el balance anual indica que la suma de la generación ideal del proyecto, destinada para el cumplimiento del contrato durante ese año, es mayor o igual al 80% y menor al 90% de la energía media anual contratada, el generador deberá pagar a su contraparte la diferencia entre la suma de la generación ideal del proyecto durante ese año que haya sido destinada para el cumplimiento del contrato y el 90% de la energía media anual contratada, al precio promedio ponderado anual de las compras en bolsa de su contraparte. El no pago de esta suma dará lugar a la ejecución, por la cantidad insoluta, de la garantía de cumplimiento a que se refiere el Artículo 41 de la presente Resolución, sin perjuicio de la continuación del contrato hasta el cumplimiento de la vigencia total. El 10% restante incrementará la obligación del generador para el siguiente año contractual en las condiciones descritas en el inciso anterior.

En caso que la suma de la generación ideal del proyecto durante ese año, destinada para el cumplimiento del contrato, sea inferior al 80% de la energía medía anual contratada, se ejecutará la garantía de cumplimiento a que se refiere el Artículo 41 de la presente Resolución, sin perjuicio de la continuación del contrato hasta el cumplimiento de la vigencia total.

PARÁGRAFO 1. Para el balance del primer año, y en caso de atraso en la fecha de puesta en operación del proyecto de generación, el generador deberá pagar a su contraparte la diferencia entre el 90% de la energía medía anual contratada y la suma de la generación ideal del proyecto durante ese año que haya sido destinada para el cumplimiento del contrato, al precio promedio ponderado anual de las compras en bolsa de su contraparte. El no pago de esta suma dará lugar a la ejecución, por la cantidad insoluta, de la garantía de cumplimiento a que se refiere el Artículo 41 de la presente Resolución, sin perjuicio de la continuación del contrato hasta el cumplimiento de la vigencia total. El 10% restante incrementará la obligación del generador para el siguiente año contractual en las condiciones descritas anteriormente.

PARÁGRAFO 2. Únicamente para el balance del último año, si el balance anual indica que la suma de la generación ideal del proyecto, destinada para el cumplimiento del contrato durante ese año, es hasta un 20% menor que la energía media anual contratada, el generador deberá pagar a su contraparte la diferencia entre la suma de la generación ideal del proyecto durante ese año que haya sido destinada para el cumplimiento del contrato y el 100% de la energía media anual contratada, al precio promedio ponderado anual de las compras en bolsa de su contraparte. El no pago de esta suma dará lugar a la ejecución, por la cantidad insoluta, de la garantía de cumplimiento a que se refiere el Artículo 41 de la presente Resolución.

En caso que la suma de la generación ideal del proyecto durante ese último año, destinada para el cumplimiento del contrato, sea inferior al 80% de la energía medía anual contratada, se ejecutará la garantía de cumplimiento a que se refiere el Artículo 41 de la presente Resolución.

ARTÍCULO 13. LIQUIDACIÓN HORARIA. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 9 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> El contrato se liquidará de acuerdo con las reglas establecidas en la Resolución CREG 024 de 1995 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

El porcentaje de la generación ideal horaria de la planta de generación adjudicada que se destine para cubrir los contratos asignados mediante el mecanismo de que trata la presente Resolución, deberá declararse en la minuta de contrato, no podrá ser modificado durante su vigencia y en todo caso deberá ser mayor o igual al 50% de dicha generación horaria.

Esta generación ideal horaria de la planta de generación adjudicada se asignará entre los correspondientes contratos, manteniendo la proporción que fue asignada a cada contrato mediante el proceso de adjudicación de que trata el Artículo 26 de la presente Resolución.

ARTÍCULO 14. MINUTA DEL CONTRATO. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> La minuta del contrato será definida por el Ministerio de Minas y Energía en acto administrativo previo a la publicación del pliego de bases y condiciones específicas del mecanismo que trata la presente resolución.

ARTÍCULO 15. CESIÓN DEL CONTRATO. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 10 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> El vendedor que tenga contratos de largo plazo vigentes, adjudicados durante la subasta de la que trata la presente Resolución, podrá cederlos a otro agente generador de acuerdo con las siguientes condiciones:

- La cesión solamente se podrá hacer a generadores inscritos en el Mercado de Energía Mayorista, que cumplan con la normatividad vigente para su participación en el mismo. No obstante, lo anterior, el vendedor que participe con proyectos de generación nuevos podrá hacer cesiones a personas no inscritas como agentes generadores en el Mercado de Energía Mayorista antes de la fecha de entrada en operación, sin perjuicio de que el tercero cesionario adelante en los términos de oportunidad y forma el mencionado registro.

- El vendedor cedente deberá mantener vigentes las garantías asociadas al contrato adjudicado, y será el responsable del cumplimiento de dicha obligación hasta cuando se le acepten las garantías que deberá otorgar el generador cesionario en condiciones equivalentes a las exigidas al cedente.

- Los proyectos de generación con los que el generador cesionario pretenda cumplir el contrato a ceder deberán cumplir con lo establecido en la presente Resolución y además obtener una calificación mayor al puntaje mínimo de calificación establecido en la subasta en la que el vendedor cedente fue adjudicatario.

- Aquellos proyectos de generación que no cuenten con la calificación de acuerdo con lo establecido en el Artículo 39 de la presente Resolución, por no haber participado en la subasta, podrán solicitar su calificación a la UPME antes de la cesión del contrato. Para esto, la UPME deberá calificar el proyecto de generación considerando la información de la subasta en la que se adjudicó el proyecto del vendedor cedente.

El comprador que tenga contratos de largo plazo vigentes, adjudicados durante la subasta de que trata la presente Resolución, podrá cederlos a otro agente comercializador de acuerdo con las siguientes condiciones:

- La cesión solamente se podrá hacer a comercializadores inscritos en el Mercado de Energía Mayorista, que cumplan con la normatividad vigente para su participación en el mismo.

- El comprador cedente deberá mantener vigentes las garantías asociadas al contrato adjudicado y será el responsable del cumplimiento de dicha obligación hasta cuando se le acepten las garantías que deberá otorgar el comercializador cesionario en condiciones equivalentes a las exigidas al cedente.

- En caso de toma de posesión para liquidación, el contrato se deberá ceder al (los) nuevo(s) comercializador(es) que atienda(n) a los usuarios del comercializador cedente, de conformidad con las normas que rigen este tipo de procedimiento y que estén vigentes para el momento de la cesión.

CAPÍTULO IV.

SUBASTA PARA LA CONTRATACIÓN A LARGO PLAZO.  

ARTÍCULO 16. CARACTERÍSTICAS DE LA SUBASTA. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> El mecanismo para la contratación a largo plazo de energía eléctrica en el mercado mayorista será una subasta de sobre cerrado de dos puntas, de participación voluntaria para compradores y vendedores.

ARTÍCULO 17. REALIZACIÓN DE LA SUBASTA. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 11 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Con base en: i) los resultados de los análisis del Plan de Expansión de Referencia de Generación y Transmisión de energía eléctrica para verificar el cumplimiento de los objetivos del artículo 2.2.3.8.7.3 del Decreto 1073 de 2015; ii) los proyectos de generación de energía eléctrica inscritos en el registro de proyectos de generación de la UPME; y iii) la información de la cantidad de demanda contratada en el Mercado de Energía Mayorista en el mediano y largo plazo elaborada por el Administrador del Mercado, el Ministerio de Minas y Energía, en uso de sus facultades legales, evaluará la pertinencia y oportunidad de: a) ordenar la realización de la subasta de que trata la presente Resolución; b) establecer o no una demanda objetivo para esta; c) permitir o no la concurrencia de proyectos de generación nuevos y existentes de acuerdo con el numeral i) anterior; y d) las demás condiciones necesarias para su ejecución, según el Artículo 18 de la presente Resolución.

ARTÍCULO 18. CONVOCATORIA DE LA SUBASTA. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 12 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía, en uso de sus facultades legales, ordenará la convocatoria de la subasta de que trata la presente Resolución, a través de acto administrativo donde definirá:

i. Fecha del proceso de adjudicación

ii. Demanda objetivo a subastar

iii. Ponderadores aplicables a los criterios de calificación

iv. Puntaje mínimo de calificación

v. Período de vigencia del producto a subastar

vi. Fecha de inicio de las obligaciones de los proyectos de generación

vii. Tipo de proyectos de generación (nuevos y/o existentes)

ARTÍCULO 19. PARTICIPANTES DE LA SUBASTA. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 13 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Únicamente podrán participar en la subasta agentes del Mercado de Energía Mayorista y/o personas naturales o jurídicas propietarios o representantes comerciales de proyectos de generación, acreditados como compradores o vendedores de acuerdo con los requisitos establecidos en el Artículo 31 de la presente Resolución.

ARTÍCULO 20. ORGANIZACIÓN DE LA SUBASTA. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> La subasta para la contratación a largo plazo de energía eléctrica en el mercado de energía mayorista se realizará aplicando lo dispuesto en el Anexo de la presente resolución.

ARTÍCULO 21. GARANTÍA DE SERIEDAD DE LA OFERTA POR PARTE DE LOS PARTICIPANTES. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 14 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Como parte del proceso de precalificación, de que trata el Artículo 31 de la presente Resolución, los compradores y vendedores deberán constituir una garantía de seriedad de la oferta expedida por una entidad financiera autorizada para el efecto, a favor de la UPME y pagadera a la orden de los participantes que actúen como contraparte del oferente incumplido, según instrucciones de la UPME. La garantía deberá ser entregada a la UPME en los términos que ésta establezca. El período de vigencia, prórrogas, y demás requisitos y exigencias serán establecidos en las bases de pliegos y condiciones especificas definidos por la UPME.

ARTÍCULO 22. CONDICIONES DE COMPETENCIA. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 15 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Para garantizar un proceso de interacción eficiente entre los compradores y vendedores, la UPME, como parte del proceso de adjudicación, deberá verificar el cumplimiento de las condiciones de competencia que la CREG determinará en acto administrativo previo al envío de información requerida para la precalificación o calificación.

ARTÍCULO 23. CONDICIONES DE LAS OFERTAS DE LOS PARTICIPANTES. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 16 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Los compradores y vendedores que cumplan con la precalificación de la que trata el Artículo 31 de la presente Resolución deberán entregar sus ofertas en los términos que se establezcan en las bases de pliegos y condiciones específicas.

La oferta de compra de los compradores deberá contener como mínimo lo siguiente:

- Cantidad máxima de energía a comprar, en megavatios hora al año [MWh - año] con dos (2) decimales de precisión, y su precio máximo de compra, en pesos colombianos por kilovatio hora [COP$/kWh] con dos (2) decimales de precisión, sin incluir el CERE.

La oferta de venta de los vendedores deberá contener como mínimo lo siguiente:

- Cantidad de energía media anual a vender, en megavatios hora al año [MWh - año] con dos (2) decimales de precisión, y su precio, en pesos colombianos por kilovatio hora [COP$/kWh] con dos (2) decimales de precisión, sin incluir el CERE.

- Cantidad de energía media anual mínima a comprometer en el contrato, en caso de quedar asignado parcialmente, en megavatios hora al año [MWh - año] con dos (2) decimales de precisión.

ARTÍCULO 24. PROYECTOS QUE PARTICIPARÁN EN LA SUBASTA. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 17 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Los proyectos de generación que podrán participar en la subasta serán los que tengan una capacidad instalada mayor o igual a 20 MW. Los proyectos con capacidad igual o superior a 10 MW podrán participar en la subasta siempre y cuando se acojan, por la duración del contrato, al despacho centralizado de conformidad con la reglamentación vigente. Los proyectos de generación serán calificados de acuerdo con lo establecido en el CAPÍTULO V de la presente Resolución. Una vez calificados, los proyectos que superen el puntaje mínimo de calificación podrán ser considerados en el proceso de adjudicación de la subasta. Este puntaje y el tipo de proyectos que podrán participar (nuevos y/o existentes) será definido por el Ministerio de Minas y Energía en el acto administrativo de convocatoria de la subasta según el Artículo 18 de la presente Resolución.

ARTÍCULO 25. TOPE MÁXIMO. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> En concordancia con lo establecido en los artículos 73.11, 88.1 y 88.3 de la Ley 142 de 1994, y en el artículo 2.2.3.8.7.6 del Decreto número 570 de 2018, la CREG definirá un tope máximo en pesos colombianos por kilovatio hora [COP/ kWh] que será utilizado en el proceso de adjudicación de la subasta. Este tope máximo deberá ser calculado con base en la información suministrada por la UPME.

El tope máximo deberá ser presentado a la UPME en un sobre cerrado en la oportunidad que se establezca en el pliego de bases y condiciones específicas, para ser revelado después de recibir las ofertas por parte de los compradores y vendedores.

ARTÍCULO 26. PROCESO DE ADJUDICACIÓN DE LA SUBASTA. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 18 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> La adjudicación de la subasta se hará considerando las siguientes indicaciones generales:

1. Las ofertas de compra de energía entregadas por los compradores serán ordenadas de mayor a menor precio para formar una curva de ofertas de compra agregada.

2. Las ofertas de venta de energía entregadas por los vendedores serán ordenadas de menor a mayor precio para formar una curva de ofertas de venta agregada hasta el tope máximo. Las ofertas de venta de energía que superen el tope máximo no serán tenidas en cuenta.

3. Se asignarán las ofertas de venta que se encuentren por debajo del punto de equilibrio (donde la curva de ofertas de compra agregada cruza la curva de ofertas de venta agregada), a las ofertas de compra que se encuentren por encima de este punto, así:

i. La energía de las ofertas de venta que se encuentren por debajo del punto de equilibrio se asignará a las ofertas de compra a prorrata de la cantidad ofertada por las ofertas de compra que se encuentren por encima del punto de equilibrio.

ii. En el caso en que la energía de la oferta de venta marginal (oferta de venta que cruza la curva de ofertas de compra agregada) deba ser parcialmente asignada, esta asignación se llevará a cabo sí y sólo si la energía a asignar para dicha oferta de venta es mayor a la cantidad de energía medía anual mínima declarada por el vendedor. En caso de que no se cumpla esta última condición, dicha oferta de venta será eliminada de la curva de ofertas de venta agregada, se hallará un nuevo punto de equilibrio para la asignación y se llevará a cabo el proceso desde el punto 3.i.

4. Cuando la curva de ofertas de compra agregada esté por encima de la curva de ofertas de venta agregada, y estas no se crucen, no se defina una demanda objetivo o se defina una demanda objetivo cuyo valor sea mayor que la menor cantidad de energía agregada de las mencionadas curvas, la cantidad asignada corresponderá a la curva cuyas ofertas agregadas acumulen la menor cantidad de energía. El punto de equilibrio será el par ordenado formado por dicha cantidad y su valor correspondiente en la curva de oferta de venta agregada. Se seguirá con el proceso descrito en el punto 3.

5. Cuando la curva de ofertas de compra agregada esté por encima de la curva de ofertas de venta agregada, estas no se crucen, y se defina una demanda objetivo cuyo valor sea menor que la menor cantidad de energía agregada de las mencionadas curvas, la curva de ofertas de compra agregada estará limitada por dicha demanda objetivo, caso en el cual, las ofertas de compra de energía que superen la demanda objetivo no serán tenidas en cuenta. El punto de equilibrio será el par ordenado formado por dicha demanda objetivo y su valor correspondiente en la curva de oferta de venta agregada. Se seguirá con el proceso descrito en el punto 3.

6. Cuando la curva de ofertas de compra agregada esté por debajo de la curva de ofertas de venta agregada, no habrá adjudicación.

El resultado de esta adjudicación dará lugar a los contratos de energía media anual a largo plazo entre cada generador y comercializador que hayan sido asignados, con la energía resultante de la asignación y los precios de cada oferta de venta.

PARÁGRAFO. Para el caso en el que se defina una demanda objetivo, y las curvas de ofertas de compra y venta agregadas resulten en un punto de equilibrio como el descrito en el punto 3, la asignación se realizará por la cantidad de energía definida en dicho punto de cruce.

ARTÍCULO 27. CRITERIOS DE DESEMPATE. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> En caso que dos o más vendedores participen con ofertas de venta con un mismo precio, y sean las ofertas marginales, se asignará la oferta asociada al proyecto que haya obtenido mayor calificación según el artículo 39 de la presente resolución. Si el empate persiste, se asignará a la oferta cuyo sobre se haya recibido primero por parte de la UPME.

En caso de que dos o más compradores participen con ofertas de compra con un mismo precio, y sean las ofertas marginales, se asignarán a prorrata de su cantidad ofertada.

ARTÍCULO 28. REGISTRO ANTE ENTIDADES. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> Los participantes de la subasta que resulten adjudicados deberán registrarse ante la CREG, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) y el ASIC.

ARTÍCULO 29. FORMALIZACIÓN DEL CONTRATO. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> Los contratos que resulten de la adjudicación de que trata el artículo 26 de la presente resolución se formalizarán utilizando la minuta de contrato a la que se refiere el artículo 14. Dichos contratos deberán ser suscritos y registrados ante el Operador y Administrador del Mercado cumpliendo con los requisitos establecidos para ello y en los tiempos que se establezcan en las bases de pliegos y condiciones específicas.

ARTÍCULO 30. GARANTÍAS. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 19 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Los participantes que resulten adjudicados deberán constituir garantías de pago, de cumplimiento y de puesta en operación de acuerdo con lo establecido en el CAPÍTULO VI de la presente Resolución.

CAPÍTULO V.

CRITERIOS DE PRECALIFICACIÓN Y CALIFICACIÓN DE LAS OFERTAS.  

ARTÍCULO 31. PRECALIFICACIÓN DE LOS GENERADORES. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 20 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> La UPME verificará, entre otros, el cumplimiento de los siguientes requisitos para agentes generadores y/o personas naturales o jurídicas propietarios o representantes comerciales de proyectos de generación:

Requisitos técnicos:

- El proyecto debe estar inscrito en el registro de proyectos de generación de energía eléctrica, mínimo en la fase 2.

- Aprobación por parte de la UPME del concepto de conexión a la red de transmisión nacional o transmisión regional.

- El proyecto debe tener una capacidad instalada mayor o igual a 10 MW. Los proyectos con capacidad igual o superior a 10 MW e inferior a 20 MW deberán declarar que se acogen, por la duración del contrato, al despacho centralizado de conformidad con la reglamentación vigente.

- Presentar fecha de entrada en operación comercial del proyecto, y curva S con hitos de construcción.

- Presentar la información técnica del proyecto que solicite la UPME en las bases de pliegos y condiciones especificas.

Requisitos Legales:

- Personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras, o esquemas asociativos bajo la modalidad de promesa de sociedad futura.

- En caso de no ser propietario del proyecto, el participante deberá demostrar que cuenta con la autorización del propietario.

- Presentar una oferta vinculante e irrevocable.

- Presentar promesa de sociedad futura como empresa de Servicios Públicos Domiciliarios (ESP) domiciliada en Colombia, que asuma las obligaciones y derechos como generador en caso de resultar adjudicatario. En la minuta de promesa y en los documentos de constitución debe constar que sus miembros responderán solidariamente por todas las obligaciones que adquiera la sociedad futura en el marco del presente mecanismo.

- Presentar la información legal que solicite la UPME en las bases de pliegos y condiciones específicas.

Requisitos Financieros:

- Constituir una garantía de seriedad de la oferta del proyecto de generación. Presentar la información financiera y cumplir los requisitos financieros que solicite la UPME en las bases de pliegos y condiciones específicas.

ARTÍCULO 32. PRECALIFICACIÓN DE LOS COMERCIALIZADORES. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 21 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> La UPME verificará, entre otros, el cumplimiento de los siguientes requisitos para agentes comercializadores:

Requisitos Legales:

- Estar constituido en Colombia como empresa de Servicios Públicos Domiciliarios (ESP).

- Presentar una oferta vinculante e irrevocable.

- Presentar la información legal que solicite la UPME en las bases de pliegos y condiciones específicas.

Requisitos Financieros:

- Constituir una garantía de seriedad de la oferta de compra de energía.

- Presentar la información financiera y cumplir los requisitos financieros que solicite la UPME en las bases de pliegos y condiciones específicas.

ARTÍCULO 33. CRITERIOS DE CALIFICACIÓN. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> Los proyectos de generación de aquellos participantes que hayan superado la etapa de precalificación serán calificados por la UPME de acuerdo con su aporte al cumplimiento de los objetivos establecidos en el artículo 2.2.3.8.7.3 del Decreto número 1073 de 2015 y considerando del artículo 34 al artículo 37 de la presente resolución. La información requerida para su cálculo, los formatos, medio de reporte y demás condiciones, serán definidos por la UPME en las bases de pliegos y condiciones específicas para la subasta de que trata la presente resolución.

ARTÍCULO 34. CRITERIO DE RESILIENCIA. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 22 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> La resiliencia de la matriz de generación de energía eléctrica ante eventos de variabilidad y cambio climático, se medirá mediante el índice de Shannon - Wiener, que se calcula así:

Donde:

H Valor del índice de Shannon - Wiener para la matriz de generación eléctrica.

S Número de fuentes energéticas.

Pi Participación de la fuente energética i en la matriz de generación eléctrica.

Las fuentes energéticas a considerar por la UPME serán las siguientes:

1. Recurso hídrico en la macrocuenca Cauca-Magdalena

2. Recurso hídrico en la macrocuenca Caribe

3. Recurso hídrico en la macrocuenca Pacífico

4. Recurso hídrico en la macrocuenca Orinoquía

5. Recurso hídrico en la macrocuenca Amazonia

6. Gas natural de producción doméstica

7. Gas natural importado

8. Gas licuado de petróleo de producción doméstica

9. Gas licuado de petróleo importado

10. Carbón

11. Combustibles líquidos (jet fuel, fuel oil)

12. Biocombustibles (biodiesel, biomasa, biogás)

13. Residuos sólidos urbanos

14. Recurso eólico

15. Recurso solar

16. Energía nuclear

17. Energía de los mares

18. Recurso geotérmico

19. Otros

La clasificación del recurso hídrico en las macrocuencas listadas, corresponde a lo establecido por el IDEAM.

Con el fin de evaluar cada proyecto de generación con respecto a la resiliencia de la matriz de generación de energía eléctrica, se calculará la diferencia entre el valor del índice que tiene en cuenta la contribución de la energía del proyecto a su respectiva fuente energética y el valor del índice Shannon - Wiener de la matriz para el año que se establezca como base. Dicho valor numérico corresponde a la variable Z_jk para el objetivo 1, establecida en el Artículo 38. En caso de que este valor sea negativo, la variable Z_jk tendrá un valor de cero (0), lo que representa que el proyecto no contribuye a mejorar la resiliencia de la matriz de generación de energía eléctrica.

Las plantas de generación existentes, y que hacen parte de la matriz que se establece como base, no contribuyen a mejorar la resiliencia de la matriz de generación de energía eléctrica, por lo cual la variable Z¡_k para dichas plantas de generación tendrá un valor de cero (0).

La UPME definirá el año base para el cálculo de los índices. Para calcular dichos índices se utilizará la generación real promedio anual de los últimos cinco (5) años de cada fuente energética definida y la energía medía anual del proyecto ofertada por el vendedor para el año de realización de la subasta.

ARTÍCULO 35. CRITERIO DE COMPLEMENTARIEDAD DE LOS RECURSOS. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 23 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> La evaluación de cada proyecto de generación con respecto al aprovechamiento del potencial y la complementariedad de los recursos energéticos renovables se medirá mediante el coeficiente de correlación de Pearson, así:

Donde:

r_xy Coeficiente de correlación de Pearson que mide la correlación estacional entre las series del recurso hídrico x de la macrocuenca con mayor concentración de generación y la serie del recurso renovable y del proyecto participante.

x, Valores de la serie correspondiente al caudal promedio de la macrocuenca con mayor concentración de generación.

y_i Valores de la serie correspondiente al recurso renovable del proyecto participante.

n Número de datos de la serie.

 Media de la serie x.

 Media de la serie y

S_x Desviación estándar de la serie x.

S_y Desviación estándar de la serie y.

Para la evaluación de cada proyecto de generación con respecto a este criterio se considerarán valores del coeficiente de Pearson entre -1 y 0. El valor obtenido por cada proyecto multiplicado por menos uno (-1) corresponde a la variable Zjk para el objetivo 2 establecida en el Artículo 38. En caso de que dicho valor sea mayor que cero (0), la variable Z_jk será igual a cero (0), lo que representa que el proyecto no contribuye al aprovechamiento del potencial y la complementariedad de los recursos energéticos renovables. Para los proyectos con fuentes energéticas diferentes a las renovables, la variable Z_jk será igual a cero (0).

La UPME definirá el tamaño de la muestra para garantizar un resultado estadísticamente significativo, así como la fuente de información que utilizará para su cálculo.

ARTÍCULO 36. CRITERIO DE SEGURIDAD ENERGÉTICA REGIONAL. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 24 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> La evaluación de cada proyecto de generación con respecto al fortalecimiento de la seguridad energética regional se medirá teniendo en cuenta su impacto en las áreas eléctricas definidas por la UPME en dos aspectos: i) la contribución al balance de oferta y demanda de potencia en cada área eléctrica; y ii) la estimación de la contribución a la reducción del costo de restricciones operativas en las áreas eléctricas definidas. Para su cálculo se tendrán en cuenta las siguientes consideraciones:

i. La contribución al balance oferta/demanda de potencia para el área eléctrica donde se ubica cada proyecto se determinará aplicando la siguiente expresión:

Donde:

BP_i Balance de potencia para el área eléctrica i.

Cl_j Capacidad instalada en el área eléctrica i. Corresponde a la capacidad instalada existente en el momento de apertura de la subasta más la expansión asociada con proyectos en ejecución con Obligaciones de Energía Firme vigentes a la fecha de inicio de suministro de los contratos de largo plazo.

DPMax_i Demanda máxima de potencia, en el área eléctrica i. Corresponde al escenario alto de la proyección de potencia vigente realizado por la UPME para la fecha de inicio de las obligaciones de los proyectos de generación.

i. La estimación de la contribución a la reducción del costo de restricciones operativas en el área eléctrica donde se ubica el proyecto se determinará aplicando la siguiente expresión:

Donde

RCR_i Estimación de la contribución a la reducción del costo de restricciones del proyecto para el área eléctrica i.

Rmax_i Aporte a reducción de costo de restricciones del proyecto para demanda máxima en el área eléctrica i. Si aporta se asigna uno (1), en caso de no aportar se asigna cero (0).

Rmed_i Aporte a reducción de costo de restricciones del proyecto para demanda media en el área eléctrica i. Si aporta se asigna uno (1), en caso de no aportar se asigna cero (0).

Rmin_i Aporte a reducción de costo de restricciones del proyecto para demanda mínima en el área eléctrica i. Si aporta se asigna uno (1), en caso de no aportar se asigna cero (0).

Cope Normalización de los costos operativos de las diferentes fuentes. Se asignará 1 a la (s) fuente (s) de menor costo.

Con excepción de la tecnología solar, que solo aporta en el periodo de demanda media diaria, todas las otras tecnologías aportan en los tres periodos de demanda diarios (máxima, media y mínima).

Las necesidades de generación de seguridad para cada uno de los tres periodos de demanda diarios y la normalización de los costos operativos de las diferentes fuentes, serán indicadas en el Plan de Expansión de Referencia Generación - Transmisión de la UPME.

Con base en lo anterior, el aporte de los proyectos de generación al fortalecimiento de la seguridad energética regional se calculará utilizando la siguiente expresión:

Donde:

SE_i Indicador del fortalecimiento de la seguridad energética regional en el área eléctrica i.

El valor SEi obtenido por cada proyecto de generación corresponde a la variable Z_jk para el objetivo 3 establecida en el Artículo 38.

Para el caso de las plantas y/o unidades de generación existentes, dado que hacen parte del balance oferta/demanda de potencia actual y son considerados en el cálculo del costo de las restricciones actuales del sistema, no contribuyen a fortalecer la seguridad energética regional, por tanto, la variable Z_jk para dichos proyectos de generación tendrá un valor de cero (0).

ARTÍCULO 37. CRITERIO DE REDUCCIÓN DE EMISIONES. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 25 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Para la evaluación de cada proyecto de generación con respecto al objetivo de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) se tendrán en cuenta las siguientes consideraciones:

1. Todos los proyectos de generación con factor de emisiones GEI (kg CO2eq / kWh) igual a cero (0) obtendrán el puntaje máximo igual a uno (1). Esta categoría incluye los proyectos que utilicen como única fuente energética primaria biocombustibles o residuos sólidos urbanos.

2. Todas las plantas de generación existentes con factor de emisiones GEI (kg CO2eq / kWh) diferente de cero (0) que realicen un cambio tecnológico que lleve a la reducción del factor de emisiones, recibirán un puntaje entre cero (0) y uno (1) proporcional a su reducción, así:

Donde:

 Reducción del factor de emisiones de GEI debido a un cambio tecnológico.

 Factor de emisiones de GEI del proyecto antes del cambio tecnológico.

1. Todas las plantas y/o unidades de generación con factor de emisiones GEI (kg CO2eq / kWh) diferente de cero (0) obtendrán el puntaje mínimo igual a cero (0).

El valor obtenido por cada proyecto de generación corresponde a la variable Zjk para el objetivo 4 establecida en el Artículo 38.

ARTÍCULO 38. PUNTAJE NORMALIZADO. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 26 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Con el fin de asignar un puntaje entre cero (0) y cien (100) a cada uno de los proyectos de generación calificados según cada uno de los criterios anteriores, se normalizará el resultado de la evaluación así:

Donde:

C_j(K) Puntuación del proyecto de generación k con respecto al cumplimiento del objetivo j

Zj_k Resultado de la evaluación del proyecto de generación k para el objetivo j

Max(Zj) Mejor resultado de evaluación obtenido entre los proyectos para el objetivo j.

ARTÍCULO 39. CALIFICACIÓN TOTAL. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 27 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> La metodología que se empleará para la evaluación de los diferentes proyectos de generación con respecto al cumplimiento de los objetivos del artículo 2.2.3.8.7.3 del Decreto 1073 de 2015, será un modelo de Ponderación Aditiva Simple, así:

Sujeto a:

Donde:

C(k) Suma ponderada que mide la evaluación del proyecto de generación k respecto del cumplimiento de los objetivos.

wj Ponderador asignado al criterio de calificación del objetivo j.

Cj(k) Puntuación normalizada del proyecto de generación k respecto del cumplimiento del objetivo y.

CAPÍTULO VI.

GARANTÍAS.  

ARTÍCULO 40. PRINCIPIOS. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 28 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Las garantías establecidas en esta resolución deberán acoger los siguientes principios: i) cubrir todos los conceptos que surjan dentro de este mecanismo a cargo de los participantes; ii) el administrador designado debe tener la preferencia para obtener incondicionalmente, a primer requerimiento y de manera inmediata el pago de la obligación garantizada en el momento de su ejecución; iii) deben ser otorgadas de manera irrevocable e incondicional a la orden del administrador; iv) deben ser líquidas y fácilmente realizables en el momento en que deban hacerse efectivas.

El(los) administrador(es) designado(s) para cada una de las garantías podrá(n) ser las partes contratantes o una entidad que adelante la gestión de administración de manera centralizada, sin perjuicio de lo establecido en el Artículo 6 de la presente Resolución.

ARTÍCULO 41. GARANTÍA DE CUMPLIMIENTO. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 29 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Los vendedores que resulten adjudicatarios de la subasta de que trata la presente Resolución constituirán una garantía de cumplimiento con las características definidas en la minuta de contrato de suministro a largo plazo a la que se refiere el Artículo 14 de la presente Resolución, a favor de cada una de sus contrapartes, con el fin de cubrir el incumplimiento de la obligación. Esta garantía se hará efectiva en los siguientes casos:

Cuando, al finalizar un año contractual, la suma de la generación ideal de la planta de generación destinada para el cumplimiento del contrato sea inferior al 80% de la energía media anual contratada.

Por las sumas insolutas, cuando después de realizar el balance anual para un año contractual, el generador no cumpla con la totalidad de su obligación anual, incluido el faltante del año anterior cuando hubo lugar al mismo.

ARTÍCULO 42. GARANTÍA DE PAGO. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 30 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Los compradores que resulten adjudicatarios de la subasta de que trata la presente Resolución constituirán las garantías de pago con las características definidas en la minuta de contrato de suministro a largo plazo, a favor de cada una de sus contrapartes, con el fin de cubrir el incumplimiento de pago de la energía anual contratada.

ARTÍCULO 43. GARANTÍA DE PUESTA EN OPERACIÓN. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> <Artículo modificado por el artículo 31 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> La CREG definirá la garantía asociada a la puesta en operación de los proyectos de generación nuevos adjudicados en la subasta de que trata la presente Resolución. La CREG deberá definir por lo menos: las obligaciones a garantizar, el administrador de la garantía, los eventos de incumplimiento, los criterios y tipos de garantías admisibles, la metodología aplicable a los montos a garantizar; los mecanismos de ajuste que se requieran; y el destino de los dineros resultantes al hacerlas efectivas.

CAPÍTULO VII.

DISPOSICIONES FINALES.  

ARTÍCULO 44. VIGENCIA. <Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019> La presente Resolución rige a partir de la fecha su publicación en el Diario Oficial.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 31 de julio de 2018.

El Ministro de Minas y Energía,

Germán Arce Zapata.

ANEXO.

ORGANIZACIÓN DE LA SUBASTA PARA LA CONTRATACIÓN A LARGO PLAZO DE ENERGÍA ELÉCTRICA.  

<Resolución derogada por el artículo 37 de la Resolución 40590 de 2019>

1. Responsabilidades y deberes de la UPME

La UPME como administrador de la subasta de que trata la presente resolución tendrá entre otras las siguientes responsabilidades y deberes:

1. Elaborar las bases de pliegos y condiciones específicas de la subasta, en donde se establecerán los requisitos de información para los participantes.

2. Enviar a la SSPD la información establecida por la CREG con el fin de llevar a cabo la valoración y monitoreo del riesgo de los agentes que participarán en el mecanismo, así como para lo de su competencia.

3. Establecer, operar y mantener el sistema de subasta, el cual deberá estar en operación comercial a más tardar treinta (30) días calendario antes de la fecha programada para la realización de la subasta.

4. Conservar registros históricos, en medios electrónicos, de la totalidad de operaciones realizadas en desarrollo de la subasta de conformidad con las disposiciones legales vigentes en materia de conservación de documentos.

5. Ofrecer e impartir la capacitación y asistencia necesaria a todos los agentes en el manejo y operación del sistema de subasta de conformidad con las características propias de cada uno.

6. Reportar a las autoridades competentes las actuaciones irregulares que se presenten en el proceso de subasta, sin perjuicio de las funciones atribuidas al auditor.

7. <Numeral modificado por el artículo 32 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Contratar el auditor de la subasta, proceso que debe estar finalizado por lo menos treinta (30) días antes de la fecha programada para la realización de la subasta. Los costos de la auditoria deberán ser asumidos por la UPME.

8. Suspender la subasta cuando sea requerido por el auditor de conformidad con las disposiciones contenidas en la presente resolución.

9. Establecer los canales formales de comunicación entre los participantes de la subasta y la UPME durante la subasta.

10. Dar a conocer el tope máximo después de recibir las propuestas por parte de los participantes y antes de iniciar con el proceso de adjudicación de la subasta.

11. Declarar el cierre de la subasta e informar a los participantes que resultaron con ofertas adjudicadas, así como el precio de cada una de estas.

12. <Numeral modificado por el artículo 32 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Publicar en su página web los agentes adjudicatarios así como el precio promedio ponderado de los contratos adjudicados mediante el mecanismo de que trata la presente Resolución.

13. Todo valor agregado dado por la UPME a la información resultante del proceso de subasta será de propiedad y dominio exclusivo de esta. Lo anterior sin perjuicio de las disposiciones contenidas en la presente resolución.

14. Remitir al Ministerio de Minas y Energía un informe, dentro de los diez (10) días siguientes a la finalización de la subasta en el que evalúe, sin ambigüedades, la adjudicación de la subasta y los resultados obtenidos.

La UPME elaborará los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo las actividades encomendadas, los cuales deberán ser puestos a consideración del Ministerio de Minas y Energía para su aprobación a más tardar 60 días calendario antes de la realización de la subasta.

La UPME deberá divulgar la información que haya sido registrada. Para este efecto una vez finalizada la subasta, en el término de un (1) día la UPME publicará la totalidad de la información asociada a la misma, de conformidad con las disposiciones contenidas en la presente resolución.

2. Responsabilidades y deberes del auditor de la subasta <Numeral modificado por el artículo 33 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:>

El auditor de la subasta será una persona natural o jurídica con reconocida experiencia en procesos de auditoría, quien tendrá a su cargo las siguientes responsabilidades y deberes:

1. Verificar la correcta aplicación de la reglamentación vigente para el desarrollo de la subasta.

2. Verificar que las comunicaciones entre los agentes participantes y la UPME se realicen única y exclusivamente mediante los canales formales de comunicación establecidos por esta última.

3. Verificar que durante la subasta se sigan expresamente los pasos y reglas establecidos en esta Resolución.

4. Solicitar a la UPME la suspensión de la subasta cuando considere que no se está dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la reglamentación vigente.

5. Remitir al Ministerio de Minas y Energía, dentro de los cinco (5) días siguientes a la finalización de la subasta, un informe en el cual se establezca, sin ambigüedades, el cumplimiento o no de la reglamentación vigente en dicho proceso.

6. Verificar las condiciones de competencia establecidas en el Artículo 22 de la presente Resolución y remitir el informe correspondiente a la CREG en los plazos que dicha entidad establezca.

Para los casos en los cuales el auditor establezca que en la subasta respectiva no se dio cumplimiento a los requisitos previstos en la presente Resolución, tales como los establecidos en el Artículo 22, el proceso adelantado no producirá efectos, sin perjuicio de las acciones penales y/o civiles y las actuaciones administrativas a que haya lugar contra las personas que hayan incumplido la normatividad vigente.

3. Rechazo de ofertas y declaratoria de proceso desierto <Numeral modificado por el artículo 34 de la Resolución 41307 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Sin perjuicio de las establecidas en la ley, serán causales de rechazo de ofertas la no presentación de: i) la garantía de seriedad; ¡i) el compromiso de constituir la garantía de cumplimiento, de pago y de puesta en operación; iii) la curva S; iv) cuando no se firmen los compromisos que se deben suscribir; vi) cuando la oferta no corresponda con el proyecto; vii) no cumplir con los criterios de selección; viii) no cumplir con los requisitos de las bases de pliegos y condiciones específicas; ix) no entregar la información requerida para la precalificación o calificación.

4. Sistema de subasta

La UPME definirá los requisitos mínimos que debe cumplir la plataforma tecnológica requerida para la subasta de que trata la presente resolución.

5. Mecanismos de contingencia

Una vez definido el sistema de subasta, la UPME definirá los mecanismos de contingencia asociados a los posibles problemas que pueda presentar dicho sistema.

El Ministro de Minas y Energía,

Germán Arce Zapata.