Información Generada por el Sistema de … · Web viewLos Expertos en Mercados Actualizado Saturday, 10 de October de 2009 TABLA DE CONTENIDO Información Privada 12 1.1 Distribuidor

Información Generada por el Sistema de Intercambios

ComercialesLos Expertos en Mercados

ActualizadoSaturday, 10 de October de 2009

TABLA DE CONTENIDO

Información Privada..................................12

1.1 Distribuidor..............................................12

1.1.1 ORENMMDD.TXn.................................12

1.2 Comercializador........................................13

1.2.1 TFROCMMDD.TXn...............................13

1.2.2 AENCMMDD.TXn.................................14

1.3 Generador................................................15

1.3.1 AENCMMDD.TXn.................................15

1.3.2 PCCDMMDD.TXn.................................16

Los Expertos en Mercados2/109

1.3.3 OEFAGNHMMDD.TXn..........................16

1.3.4 TOTALDIAMMDD.TXn..........................18

1.3.5 RESUMENDIAMMDD.TXn.....................21

1.3.6 CMSEAGNMMDD.TXn..........................22

1.3.7 OEFSBMHMMDD.TXn..........................23

1.3.8 OEFAGNDMMDD.TXn..........................24

1.3.9 GRIPPRVMMDD.TXn............................25

1.3.10 ITIEMMDD.TXn..................................26

2 Información Pública...............................28

2.1 Público.....................................................28

2.1.1 CURTMMDD.TXn.................................28

2.1.2 ADEMMMDD.TXn................................29

2.1.3 DEMANDASTRMMDD.TXn....................30

2.1.4 DEMADESCMMDD.TXn........................31

Los Expertos en Mercados 3/109

2.1.5 DEMAORORMMDD.TXn........................32

2.1.6 PESCADMMDD.TXn.............................32

2.1.7 OEFSISDMMDD.TXn............................34

2.1.8 ARPTIEMMDD.TXn..............................36

2.1.9 MODFROEMMMDD.TXn.......................37

2.1.10 DATOEMBEMMDD.TXn.......................38

2.1.11 AENTMMDD.TXn...............................38

2.1.12 GRIPMMDD.TXn................................39

2.1.13 TENCMMDD.TXn...............................46

2.1.14 ETIEUNOMMDD.TXn..........................47

2.1.15 ETIEDOSMMDD.TXn..........................49

2.1.16 TCTRMMDD.TXn................................51

2.1.17 TRSDMMDD.TXn...............................51

2.1.18 CLIQMMDD.TXn................................54


2.1.19 GLIQMMDD.TXn................................55

2.1.20 TGRLMMDD.TXn...............................56

2.1.21 ADEMINMMDD.TXn...........................61

2.1.22 TDIA_SISMMDD.TXn..........................61

2.1.23 TDIA_PLTMMDD.TXn.........................63

2.1.24 AFINCUMMDD.TXn............................64

2.1.25 CBITMMDD.TXn................................65

2.1.26 APERGEMMDD.TXn...........................65

2.1.27 CAPAINSMMDD.TXn..........................66

2.1.28 VRESGMMDD.TXn.............................67

2.1.29 OEFSBMDMMDD.TXn.........................68

2.1.30 DOCFACTYYYYMM.TXn......................70

2.1.31 TRANMSECMMDD.TXn.......................70

2.1.32 ERMSECMMDD.TXn...........................70


2.1.33 DELSBMMDD.TXn..............................72

2.1.34 TDIASIS_3MMMDD.TXn......................73

2.1.35 ARESMMDD.TXn...............................74

2.1.36 ARRPASMMDD.TXn...........................77

2.1.37 ENERGIAORIMMDD.TXn.....................78

2.1.38 DELSISDMMDD.TXn..........................79

3 Información Fin de Mes.........................80

3.1 Fin de Mes Privado....................................80

3.1.1 TENERGIAMM.TXn..............................80

3.1.2 TFRODMM.TXn...................................81

3.1.3 MITIEMM.TXn.....................................82

3.2 Fin de Mes Público....................................84

3.2.1 PESCAMMM.TXn.................................84

3.2.2 RESUMENMESMM.TXn........................86


3.2.3 PESCAPREMMM.TXn...........................87

3.2.4 LDTIEMM.TXn.....................................89

3.2.5 SNTIEMM.TXn.....................................91

3.2.6 TRSMMM.TXn.....................................92

3.2.7 TSERVMM.TXn....................................96

3.2.8 CRTHMM.TXn.....................................97

3.2.9 AFACMM.TXn.....................................98

3.2.10 ACTUMM.TXn..................................102

3.2.11 LDCBMRMM.TXn.............................102

3.2.12 TSERV081MM.TXn...........................103

3.2.13 PARTIEMM.TXn...............................104

3.2.14 CXCSBMM.TXn................................105

3.2.15 MITIE_3MMM.TXn............................105

4 Información General............................108


4.1 BITACORAMMDD.....................................108

4.2 Deuda del Sector Eléctrico.......................108


Introducción

Con el objeto de que los agentes del Mercado de Energía Mayorista puedan validar y revisar las liquidaciones realizadas por el ASIC, se pone a disposición de cada agente a través de archivos tipo texto, los resultados generados por el proceso de liquidación y facturación del Sistema de Intercambios Comerciales. Estos archivos se ubican en el directorio particular de cada agente (CODIGOAGENTE\SIC\COMERCIA) y en el directorio público (PUBLICOK\SIC\COMERCIA), para información privada y pública respectivamente.

Dentro de los archivos, la información se despliega en columnas separadas por 'coma' o 'punto y coma'(, o ;), posibilitando así su manipulación con cualquier tipo de aplicación.

La periodicidad de estos reportes es diaria y mensual y para cada resolución de tiempo se generan en el directorio del mes respectivo.

A continuación se presenta una descripción del contenido de los archivos en los que se publica la información privada (para el comercializador, generador y distribuidor) y la información pública para todos los agentes.

NOTA

Esta versión incluye la modificaciones que resultan de la entrada en vigencia de las Resoluciones CREG 127 de 2009 de 2009. Como resultado de esta modificación, todos los archivos de resolución diaria pasan a ser públicos desde la versión TX1 del 6 de octubre de 2009 y los archivos de resolución mensual comenzarán a ser públicos a partir de la versión TXR de octubre de 2009.

A continuación se hace una breve descripción de los cambios realizados:

INFORMACIÓN QUE ERA PRIVADA Y PASARÁ A SER PÚBLICA

a) El archivo ARESPRVMMDD.TXn pasa completo a ser público con el nombre ARESMMDD.TXn y se dejará de publicar el archivo 3m ARES_3MMMDD.TXn.


b) En el GRIPPRVMMDD.TXn todos los registros pasan al GRIP público, exceptuando los registros que se listan a continuación, los cuales continúan en el archivo GRIPPRVMMDD y se continuará con la publicación del archivo 3m GRIP_3MMMDD.TXn:

POFE: Precio de Oferta por planta después del Redespacho, en $/kWh.

VRRP: Precio de Reconciliación calculado para Regulación Primaria de Frecuencia, en $/kWh.

PRET: Precio Reconciliación Característica Técnica, en $/kWh.

PARP $: Precio de Arranque y Parada en $ de la planta horario

PARP USD: Precio de Arranque y Parada en dólares de la planta horario.

c) El archivo TENCPRVMMDD.TXn pasa completo a ser público con el nombre TENCMMDD.TXn y se dejará de publicar el archivo 3m TENC_3MMMDD.TXn.

d) El archivo DATOEMBPRVMMDD.TXn pasa completo a ser público con el nombre DATOEMBMMDD.TXn y se dejará de publicar el archivo 3m DATOEM_3MMMDD.TXn.

e) El archivo ARRPASPRVMMDD.TXn pasa completo a ser público con el nombre ARRPASMMDD.TXn y se dejará de publicar el archivo 3m ARRP_3MMMDD.TXn.

f) El archivo DELSBPRVMMDD.TXn pasa completo a ser público con el nombre DELSBMMDD.TXn y se dejará de publicar el archivo 3m DELSB_3MMMDD.TXn.

g) La información del archivo AFACPRVMM.TXn pasa completa a ser pública en el archivo AFACMM.TXn y se dejará de publicar el archivo 3m AFAC_3MMM.TXn. Este cambio se reflejará en el archivo AFAC de octubre de 2009, el cual se publicará por primera vez en noviembre de 2009.

h) La información del archivo CXCSBPRVMM.TXn pasa completa a ser pública en el archivo CXCSBMM.TXn y se dejará de publicar el archivo 3m CXCSB_3MMM.TXn. Este cambio se debe reflejar en el archivo CXCSB de octubre de 2009, el cual se publicará por primera vez en noviembre de 2009.

INFORMACIÓN CON RESERVA DE INFORMACIÓN DE 3 MESES QUE PASA A LA CARPETA PÚBLICA.

a) La información del archivo TGRL_3MMMDD.TXn pasa completa a ser pública en el archivo TGRL_MMDD.TXn.


b) La información del archivo TRSD_3MMMDD.TXn pasa completa a ser pública en el archivo TRSD_MMDD.TXn.

c) La información del archivo AENT_3MMMDD.TXn pasa completa a ser pública en el archivo AENT_MMDD.TXn.

d) La información del archivo ENERGIA_3MMMDD.TXn pasa completa a ser pública en el archivo ENERGIAORIMMDD.TXn.

e) La información del archivo OEFSISD_3MMMDD.TXn pasa completa a ser pública en el archivo OEFSISDMMDD.TXn.

f) La información del archivo DATOEM_3MMMDD.TXn pasa completa a ser pública en el archivo DATOEMBEMMDD.TXn.

g) La información del archivo DELSIS_3MMMDD.TXn pasa completa a ser pública en el archivo DELSISMMDD.TXn.

h) La información del archivo TRSM_3MMM.TXn pasa completa a ser pública en el archivo TRSMMM.TXn.

i) La información del archivo LDTIE_3MMM.TXn pasa completa a ser pública en el archivo LDTIEMM.TXn.


Información Privada

1.1 Distribuidor

1.1.1 ORENMMDD.TXn

Descripción del archivo.

Energía horaria de los contadores asociados a las fronteras comerciales de los Operadores de Red para un mes y un día determinado, según corresponda en las diferentes versiones (tx1,tx2,txf,...,txn) de liquidación y publicación de la información.

CODIGO SIC

CODIGO

PROPIO

HORA 01

HORA 02

HORA 03

HORA 04

... HORA 24

Descripción del encabezado del archivo.

CODIGO SIC: Código del contador asignado por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) una vez registrada la frontera comercial.

CODIGO PROPIO: Código del contador asignado por el agente que registra la frontera comercial.

HORA 01 ... HORA 24 : Cada uno de los 24 períodos horarios del día bajo los cuales se publican los diferentes valores de energía en kWh.


1.2 Comercializador

1.2.1 TFROCMMDD.TXn


Información Base de las Fronteras por Comercializador

CODIGO

FRONTERA

NIVEL DE

TENSION

FACTOR DE PERDIDAS

FACTOR DE PULSOS

FACTOR DE DISPL

AY

AGENTE

COMERCIAL QUE EXPORTA

... STR AL

CUAL CORRESPONDE (NORTE O CENTRO)


CODIGO FRONTERA: Código SIC de la Frontera.

NIVEL DE TENSION: Nivel de Tensión de la frontera en kV.

FACTOR DE PERDIDAS: Factor establecido en la reglamentación vigente, que se aplica a la lectura cruda del medidor para referir la medida al nivel de tensión del STN.

FACTOR DE PULSOS : Factor que se aplica a la lectura cruda de los medidores de pulsos.

FACTOR DE DISPLAY: Factor que se aplica a la lectura cruda de los medidores de display.


AGENTE COMERCIAL QUE EXPORTA: Código asignado por el ASIC para identificar al agente comercializador exportador asociado con el código del contador.

AGENTE COMERCIAL QUE IMPORTA: Código asignado por el ASIC para identificar al agente comercializador importador asociado con el código del contador.

AGENTE DISTRIBUIDOR QUE EXPORTA: Código asignado por el ASIC para identificar al agente distribuidor exportador asociado con el código del contador.

AGENTE DISTRIBUIDOR QUE IMPORTA: Código asignado por el ASIC para identificar al agente distribuidor importador asociado con el código del contador.

STR AL CUAL CORRESPONDE (NORTE O CENTRO): Centro Regional al cual pertenece el Operador de Red.

1.2.2 AENCMMDD.TXn


Energía horaria de los contadores asociados a las fronteras comerciales de los comercializadores para un mes y un día determinado, en las diferentes versiones (tx1,tx2,txf,...,txn) de liquidación publicación de la información.

CODIGO SIC

CODIGO

PROPIO

TIPO DE

AGRUPACIÓ

N

IMPO -

EXPO

HORA 01

HORA 02

... HORA 24





TIPO DE AGRUPACIÓN: Es el tipo submercado (R) Regulado = (R con I) - (R con E), (N) No Regulado = (N con I) y (OA) Otra demanda para validación (UNR).

IMPO - EXPO: Se especifica si es (I) Importación, (E) Exportación y (OA) Otra demanda para validación (UNR).


1.3 Generador

1.3.1 AENCMMDD.TXn


Energía horaria de los contadores asociados a las fronteras comerciales de los generadores para un mes y un día determinado, en las diferentes versiones (tx1,tx2,txf,...,txn) de liquidación y publicación de la información.

CODIGO SIC

CODIGO

PROPIO

HORA 01

HORA 02

HORA 03

HORA 04

... HORA 24






1.3.2 PCCDMMDD.TXn


Contiene los precios, en USD/kWh, a los cuales fueron asignados las Obligaciones de Energía Firme asociadas a cada una de las plantas de cada uno de los agentes generadores, asignada a una subasta o el mecanismo que haga sus veces.

SUBMERCADO OEFD KWH/DIA

... SUBAS


SUBMERCADO: Código SIC de los submercados de generación.

OEFD KWH/DIA: Obligación de la Energía Firme diaria respaldada por las plantas de cada una de los agentes generadores, asignada a una subasta o el mecanismo que haga sus veces en kWh/día.

PI USD/KWH: Precio en USD/kWh, al cual fue asignada la Obligación de la Energía Firme asociada a las plantas de cada uno de los agentes generadores, en una subasta o el mecanismo que haga de sus veces.

SUBAS: Identificador de la subasta.

1.3.3 OEFAGNHMMDD.TXn



Información necesaria para el cálculo de las desviaciones positivas horarias de las Obligaciones de Energía Firme para cada uno de los agentes generadores que tiene una desviación diaria positiva

CONCEPTO

DESCRIPCION

HORA 01

HORA 02

HORA 03

HORA 04

... HORA 24


CONCEPTO: Código ASIC asignado al concepto del que se presenta información.

DESCRIPCION: Descripción del concepto codificado.

HORA 01 ... HORA 24 : Es el valor del concepto en cada una de las horas del día

Descripción de los registros del archivo.

GIHA: Generación ideal de todos los recursos Despachados Centralmente del agente para cada una de las horas del día en kWh.

OEFHAGN: Obligación de Energía Firme horaria por agente para el cálculo de la desviación en kWh.

PB: Precio de Bolsa nacional, incluye la atención de demanda TIES en $/kWh.

PE: Precio de escasez vigente para el mes facturado en $/kWh.

DHOEFAGN: Desviación horaria de Obligación de Energía Firme en $.

ETIE: Exportaciones de energía del Agente TIE en kWh.

DG: Desviación de generación en $.

VFDG: Valor a Favor del Generador a prorrata de GI en $, cuando el dinero que sobra de ETIE es mayor o igual que las desviaciones positivas horarias.


Este valor sólo se presenta cuando el DG es negativo. (Resolución CREG 096/2006 - Artículo 10 numeral 4.1 primera viñeta).

VFDHOEF: Valor a favor por las desvia. positivas horarias de la OEF en $ cuando el dinero que sobra de ETIE es mayor o igual que las desvia. positivas horarias. Este valor se presenta cuando el DG es negativo y paga completamente la desvia. positiva horaria(Resol. CREG 096/06 - Artic. 10 num. 4.1 viñeta 2)

VFDPOEFH: Valor a favor por las desviaciones positivas horarias (DPH) de la OEF en $ cuando el dinero que sobra de ETIE es menor que las DPH. Este valor se puede presentar cuando el DG es positivo y es posible que no pague completamente la DPH (Resol. CREG 096/06 - Artic 10 num 4.2 viñeta 3, último párrafo)

VFDGTIE: Valor a Favor resultante de multiplicar ETIE por la diferencia entre el precio de bolsa horario y el precio de escasez en $, asignada a prorrata de las desvia. positivas horarias de la OEF del agente gener. Este valor se presenta cuando el DG es positivo(Resol CREG 096/06- Artic 10 num 4.2 viñeta 1)

VCDGCB: Valor a Cargo del Agente Generador o Comercializador que Compra en Bolsa en $, cuando la Demanda No Cubierta es mayor que cero (DNC>0). Este valor se presenta cuando el DG es positivo. (Resolución CREG 096/2006 - Artículo 10 numeral 4.2 tercera viñeta).

VCDG: Valor a Cargo del Generador por las desviaciones negativas de la obligación de la energía firme diaria (DDOEF negativa) en $. Este valor se presenta cuando el DG es positivo. (Resolución CREG 096/2006 - Artículo 10 numeral 4.2 tercera viñeta).

CB: Compras en bolsa del agente en cada una de las horas del día en kWh.

CBTOTA: Compras en bolsa total de todos los agentes en cada una de las horas del día en kWh.

1.3.4 TOTALDIAMMDD.TXn



Contiene la información diaria de los conceptos, relacionados con el combustible utilizado para el cálculo del precio de referencia que sirve para determinar el precio con el que se valoran las reconciliaciones positivas para un mes y día determinado.

CODIGO DESCRIPCION ... VALOR


CODIGO: Código del concepto asignado por el ASIC.

DESCRIPCION: Descripción del concepto que se publica bajo el respectivo código.

PLANTA: Código asignado por el ASIC al recurso de generación para el cual se está publicando la información.

VALOR: Valor del concepto que se está publicando.


TRCS: Tasa de cambio representativa del mercado por planta para el CSC máximo regulado en $/USD.

TRCT: Tasa de cambio representativa del mercado por planta para el CTC máximo regulado en $/USD.

CSCC: Costo de suministro de combustible máximo regulado en USD/kPC o USD/MBTU.

CTCC: Costo de transporte de combustible máximo regulado reportado por el pozo en USD/kPC.

PCDR: Poder calórico usado para calcular el CSC y el CTC máximo por pozo en MBTU/kPC.

CSCR: Costo de suministro de combustible reportado por el agente en $/MBTU.


CTCR: Costo de transporte de combustible reportado por el agente en $/MBTU.

CSCM: Costo de suministro de combustible principal máximo regulado en $/MBTU.

CSCV: Costo de suministro de combustible alterno máximo regulado en $/MBTU.

CTCM: Costo de transporte de combustible principal máximo regulado en $/MBTU.

CTCV: Costo de transporte de combustible alterno máximo regulado en $/MBTU.

PERG: Pérdidas de suministro de combustible reportadas por el agente por planta en $/MBTU.

IMSR: Impuesto reportado por el agente para el CSC por planta en $/MBTU.

IMTR: Impuesto reportado por el agente para el CTC por planta en $/MBTU.

CSCI: Costo suministro combustible principal considerando impuestos y pérdidas en $/MBTU.

CSCL: Costo suministro combustible alterno considerando impuestos y pérdidas en $/MBTU.

CTCI: Costo transporte combustible principal considerando impuestos en $/MBTU.

CTCL: Costo transporte combustible alterno considerando impuestos en $/MBTU.

ENTP: Valor de la energía térmica principal reportada por el agente en MBTU.

ENTA: Valor de la energía térmica alterna reportada por el agente en MBTU.

ENTX: Valor de consumo principal proporcional a la reconciliación positiva en MBTU.

ENTY: Valor de consumo alterno proporcional a la reconciliación positiva en MBTU.


CSCP: Costo de suministro de combustible principal calculado en $.

CSCA: Costo de suministro de combustible alterno calculado en $.

CTCP: Costo de transporte de combustible principal calculado en $.

CTCA: Costo de transporte de combustible alterno calculado en $.

RECO: Reconciliación positiva para el PR de la Resolución CREG 084 de 2005 en kWh.

CSCO: Costo de suministro de combustible principal + costo de suministro de combustible alterno en $/kWh.

CTCO: Costo de transporte de combustible principal + costo de transporte de combustible alterno en $/kWh.

1.3.5 RESUMENDIAMMDD.TXn


Contiene la información horaria de los conceptos, relacionados con el combustible utilizado para el cálculo del precio de referencia que sirve para determinar el precio con el que se valoran las reconciliaciones positivas para un mes y día determinado.

CODIGO

DESCRIPCION

PLANTA

HORA 01

HORA 02

HORA 03

... HORA 24





PLANTA: Código asignado por el ASIC al recurso de generación para el cual se está publicando la información.

HORA 01 ... HORA 24 : Cada uno de los 24 períodos horarios del día bajo los cuales se publican los diferentes conceptos.


ENTP: Valor de la energía térmica principal reportada por el agente en MBTU.

ENTA: Valor de la energía térmica alterna reportada por el agente en MBTU.

ENTX: Valor de consumo principal proporcional a la reconciliación positiva en MBTU.

ENTY: Valor de consumo alterno proporcional a la reconciliación positiva en MBTU.

ART1: Bandera de cumplimiento artículo 01 de la resolución CREG 084 de 2005.

TCB84: Tipo de combustible empleado en el cálculo de costos de la Resolución CREG 084 de 2005.

CSCP: Costo de suministro de combustible principal calculado en $.

CSCA: Costo de suministro de combustible alterno calculado en $.

CTCP: Costo de transporte de combustible principal calculado en $.

CTCA: Costo de transporte de combustible alterno calculado en $.

ENTN: Valor de la energía térmica principal o alterna en MBTU para aquellos agentes que no declaren el consumo horario (Resolución CREG 108 de 2005).

1.3.6 CMSEAGNMMDD.TXn



Ventas y compras despachadas por contratos de respaldo o declaración de respaldo, para una planta en un día, cuando el PB > PE y las compras y ventas de contratos de respaldo o declaración de respaldo registrados, para una planta en un día, cuando el PB < PE, los cuales son utilizados para calcular el RRID.

SUBMERCADO

VECONDESP KWH-

DIA

COCONDESP KWH-

DIA

... COCONREG KWH-

DIA



VECONDESP KWH-DIA: Ventas despachadas por contratos de respaldo o declaración de respaldo, para una planta en un día determinado, cuando el precio de bolsa supera el de escasez.

COCONDESP KWH-DIA: Compras despachadas por contratos de respaldo o declaración de respaldo, para una planta en un día determinado, cuando el precio de bolsa supera el de escasez.

VECONREG KWH-DIA: Ventas de contratos de respaldo o declaración de respaldo registrados, para una planta en un día determinado, cuando el precio de bolsa es inferior al de escasez.

COCONREG KWH-DIA: Compras de contratos de respaldo o declaración de respaldo registrados, para una planta en un día determinado, cuando el precio de bolsa es inferior al de escasez.

1.3.7 OEFSBMHMMDD.TXn


Contiene los conceptos usados en resolución horaria para el cálculo de la Remuneración Real Individual diaria. Variable DCR KWH-DIA en el archivo público OEFSBMD.


CODIGO

DESCRIPCION

SUBMERCADO

HORA 01

HORA 02

HORA 03

... HORA 24




SUBMERCADO: Código asignado por el ASIC al recurso para el cual se está publicando la información.

HORA 01 ... HORA 24 : Cada uno de los 24 períodos horarios del día bajo los cuales se publican los diferentes conceptos.


DC: Disponibilidad comercial normal de la planta, en cada una de las horas del día.

CEN: Capacidad efectiva neta de la planta en cada una de las horas del día.

PORCCUB: Porcentaje de cubrimiento de la planta con respecto a su Obigación de Energía Firme diaria.

1.3.8 OEFAGNDMMDD.TXn


Información relacionada con el cálculo de la desviación diaria de la Obligación de la Energía Firme para cada uno de los agentes generadores registrados en el ASIC.

CONCEPTO ... VALOR





VALOR: Es el valor del concepto.


GI: Generación ideal sin considerar contratos de respaldo despachados en kWh/día.

GID: Generación ideal considerando contratos de respaldo despachados en kWh/día.

OEFD: Obligación de Energía Firme diaria para el agente generador en kWh/día.

OEFDA: Obligación de la Energía Firme diaria ajustada para el agente generador en kWh/día.

DDOEF: Desviación Diaria de Obligación de Energía Firme para el agente generador en kWh/día.

NDCAG: Liquidación de todas las Plantas No despachadas Centralmente pertenecientes a un Agente en $.

1.3.9 GRIPPRVMMDD.TXn


El GRIP contiene todos los conceptos básicos que soportan la liquidación, tales como: Generación Real, Generación Ideal, Generación Programada, Precio de Oferta, Disponibilidad Comercial, Banderas, Disponibilidad Asociada con arranques, Generación de Seguridad, etc.


PLANTA

TIPO HORA 01

HORA 02

HORA 03

HORA 04

... HORA 24


PLANTA: Código SIC de la planta de la cual se mostrarán los conceptos.

TIPO: Concepto mostrado en detalle en la descripción de los registros del archivo.

HORA 01 ... HORA 24 : Son los períodos para los cuales se mostrarán datos para cada uno de los conceptos.


POFE: Precio de Oferta por planta después del Redespacho, en $/kWh.

VRRP: Precio de Reconciliación calculado para Regulación Primaria de Frecuencia, en $/kWh.

PRET: Precio Reconciliación Característica Técnica, en $/kWh.

PARP $: Precio de Arranque y Parada en $ de la planta horario

PARP USD: Precio de Arranque y Parada en dólares de la planta horario.

1.3.10 ITIEMMDD.TXn


Liquidación de las Importaciones con la información necesaria para la verificación de la liquidación de las TIE, cuando Colombia resulta como Importador.

FECHA

AGENTE

ENLACE

CODIGO

HORA 01

HORA 02

... HORA 24



FECHA: Fecha en formato yyyy-mm-dd de cada uno de los días del mes liquidado.

AGENTE: Corresponde al código asignado por el ASIC al administrador del país importador TIE cuando Colombia actúa como exportador.

ENLACE: Corresponde al código asignado por el ASIC para representar los diferentes puntos de interconexión (Enlaces Internacionales) que participan en las TIE, asociados con cada Administrador de mercado.

CODIGO: Corresponde al código del concepto publicado.

HORA 01 ... HORA 24 : Corresponde a los valores horarios para cada concepto.


CAAM: Costo Unitario de Cargos por administración del mercado (ASIC), en cts USD/kWh.

CCON: Costo Unitario de Cargos por conexión, en cts USD/kWh.

CAOM: Costo Unitario de Cargos por operación del mercado (CND), en cts USD/kWh.

CUAG: Costo unitario por servicio de AGC, en cts USD/kWh.

EBIF: Energía en bolsa internacional a favor, en kWh.

VEIF: Energía en bolsa internacional a favor, en USD.

EBNF: Energía en bolsa nacional a favor, en kWh.

VEBF: Energía en bolsa nacional a favor, en USD.

GIIN: Generación ideal internacional, en kWh.

GINA: Generación ideal nacional, en kWh.

GSEG: Generación por seguridad, en kWh.


GREA: Generación real, en kWh.

PBIN: Precio de Bolsa Internacional, en cts USD/kWh.

PBON: Precio de Bolsa Nacional, en cts USD/kWh.

PODI: Precio de oferta para despacho ideal, en cts USD/kWh.

VRPA: Reconciliación positiva con AGC, en USD.

VREP: Reconciliación positiva, en USD.

TRMD: Tasa de cambio representativa del mercado, en $/USD para el día de operación.

VTAF: Valor tarifa FAZNI, en cts USD/kWh.

CERED: Valor del Costo Equivalente Real de Energía (CERE) Diario, en cts USD/kWh.

DELN $/KWH: Delta Incremento Nacional (Colombia + Ecuador) en $/kWh. (Variables SUMN $/ DCNAL KWH).

DELI $/KWH: Delta Incremento Internacional (Venezuela) en $/kWh. (Variables SUMT $/ DCIN KWH).

2 Información Pública

2.1 Público

2.1.1 CURTMMDD.TXn



Contiene información sobre la curva típica que se aplica a los contadores.

COD_CONTADOR

CR NOMBRECR

HORA TIPO_DIA

DESCRIPCION

... HORA 24


COD_CONTADOR: Código del contador asignado por el ASIC.

CR: Código del Centro de Recolección de Información.

NOMBRECR: Nombre del Centro de Recolección de Información.

HORA: Hora para la cual se aplicó la curva típica.

TIPO_DIA: Tipo de día para el cual se aplicó curva típica (Ordinario, Sábado, Domingo o Festivo).

DESCRIPCION: Corresponde a la causa por la cual se aplicó curva típica.

HORA 01 ... HORA 24 : Cada uno de los 24 períodos horarios en los que se publica información referente al COD_CONTADOR.

2.1.2 ADEMMMDD.TXn


Contiene demandas y pérdidas reales de todos los agentes comercializadores.

CODIGO

AGENTE

CONTENID

O

HORA 01

HORA 02

HORA 03

... HORA 24



CODIGO: Código asignado por el ASIC, el cual define el concepto del registro (Ver Descripción de los registros)

AGENTE: Código asignado por el ASIC a cada uno de los agentes comercializadores.

CONTENIDO: Definición del código ASIC, mostrado en Código.

HORA 01 ... HORA 24 : Contiene los valores en kWh, para cada uno de los períodos del día y para el código seleccionado.


DMNR: Demanda no regulada, en kWh.

DPRS: Demanda real de los OR, en kWh.

DMRE: Demanda regulada, en kWh.

PRNR: Pérdida asociada a la demanda no regulada, en kWh.

PRRE: Pérdida asociada a la demanda regulada, en kWh.

PRGE: Pérdidas de agentes generadores, en kWh.

DMRI: Demanda real internacional, en kWh.

PDRI: Pérdidas asociadas a la demanda internacional, en kWh.

2.1.3 DEMANDASTRMMDD.TXn


Contiene la información de las demandas agrupadas por Sistema de Transmisión Regional.

SISTEMA DE

OPERADOR

DE

AGENTES

COME

HORA 01

HORA 02

HORA 03

... HORA 24


TRANSMISI

ON

RED RCIALIZADORES


SISTEMA DE TRANSMISION: Código que identifica los Sistemas de Transmisión Regional (STR01: STR Norte, STR02: STR Centro-Sur)

OPERADOR DE RED: Código SIC de los Operadores de Red que conforman los Sistemas de Transmisión Regional.

AGENTES COMERCIALIZADORES: Agentes que comercializan energía en los Sistemas de Transmisión Regional.

HORA 01 ... HORA 24 : Valores en kWh, de las demandas de cada agente comercializador de un STR.

2.1.4 DEMADESCMMDD.TXn


Demanda en kWh, de los Usuarios conectados al Nivel de Tensión 4 (NT4), clasificado por OR.

CONCEPTO

OR COMERCIALIZADOR

HORA 01

HORA 02

HORA 03

... HORA 24



CONCEPTO: Nombre del concepto en el ASIC que identifica el registro (Demanda de los usuarios conectados directamente al Nivel 4 de tensión agrupada por OR).

OR: Código SIC de los Operadores de Red.

COMERCIALIZADOR: Agente Comercializador que representa comercialmente la demanda ante el ASIC.

HORA 01 ... HORA 24 : Valor en kWh, de la demanda del agente comercializador perteneciente a un OR.

2.1.5 DEMAORORMMDD.TXn


Contiene el valor de la demanda entre los OR para los cargos por Uso de los STR.

OREXP

ORIMP

HORA 01

HORA 02

HORA 03

HORA 04

... HORA 24


OREXP: Agente OR que entrega la energía.

ORIMP: Agente OR que recibe la energía.

HORA 01 ... HORA 24 : Valor en kWh, de la demanda entre los OR.

2.1.6 PESCADMMDD.TXn


Contiene todas las variables necesarias para el cálculo del precio de escasez vigente en el mes a facturar.


CONCEPTO ... VALOR






PE: Precio de escasez vigente en el mes a facturar en $/kWh.

PEPCB: Precio de escasez parte combustible base de Junio de 2006, en US$/kWh.

PEPCO: Precio de escasez parte combustible del mes a facturar menos uno en $/kWh.

OCV: Otros Costos Variables asociados al SIN del mes a facturar menos uno en $/kWh.

COM: Costo de Operación y Mantenimiento del mes a facturar menos uno en $/kWh.

PRINDM: Promedio aritmético del índice diario New York Harbor Residual Fuel oil 1% Sulfur LP Spot Price base de mayo de 2006 en p.u.

PRINDMTA: Promedio aritmético del índice diario New York Harbor Residual Fuel oil 1% Sulfur LP Spot Price del mes a facturar menos dos en p.u.

TRM: Valor de la TRM usada para el cálculo del Precio de escasez parte combustible del último día habil del mes a facturar menos uno ó último mes disponible en $/USD.

CEE_O_CERE: Costo Equivalente de la Energía (CEE) o Costo Equivalente Real de la Energía (CERE) usado para el cálculo de la variable OCV del mes a


facturar menos uno, con el fin de determinar el Precio de Escasez vigente para el mes a liquidar, en $/kWh.

FAZNI: Valor del FAZNI utilizado para el cálculo del OCV del mes a facturar menos uno en $/kWh.

LEY99: Valor de los aportes de Ley 99 de 1993 para las plantas térmicas utilizado para el cálculo del OCV del mes a facturar menos uno en $/kWh.

CUAGC: Costo unitario de AGC del último mes facturado en $/kWh.

VAGC: Servicio de AGC del último mes facturado en $.

DEMCOM: Demanda Comercial del mes último mes facturado en kWh.

COMBA: Costo de Operación y Mantenimiento base de junio de 2006 en $/kWh.

IPCJU: Índice de Precios del Consumidor base de junio de 2006 en p.u.

IPCMA: Índice de Precios del Consumidor del mes a facturar menos uno ó último mes disponible en p.u.

2.1.7 OEFSISDMMDD.TXn


Contiene la información para poder realizar el cálculo de la asignación de la Obligación de la energía Firme anual, mensual y diaria. Adicionalmente para el Factor de ajuste de la Obligación de la energía Firme.

CONCEPTO ... VALOR







DECPCA: Demanda total domestica proyectada anual con el porcentaje de la CREG aplicado en kWh/año.

ENFNDCA: Energía Firme no despachada centralmente en kWh/año.

SUPRA: Valor de la Obligación de Energía Firme total asignada en las subastas previas en kWh/año.

DEOBA: Demanda objetivo anual para la asignación de Obligación de Energía Firme para las plantas despachadas centralmente en kWh/año.

ENFICC: Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad de todas las plantas Despachadas Centralmente en kWh/año.

DECPCM: Demanda total domestica proyectada mensual con el porcentaje de la CREG aplicado en kWh/mes.

ENFNDCM: Energía Firme no despachada centralmente mensual en kWh/mes.

SUPRM: Valor de la Obligación de Energía Firme mensual asignada en las subastas previas en kWh/mes.

DEOBM: Demanda objetivo del mes para la asignación de Obligación de Energía Firme para las plantas despachadas centralmente en kWh/mes.

DTDD: Demanda comercial total domestica del día en kWh/día.

DTDMES: Demanda comercial total domestica del mes en kWh/mes.

OEFNDC: Obligación de Energía Firme diaria total de los recursos no despachados centralmente en kWh/día utilizado para el cálculo del Factor Ajuste.

FA: Factor de ajuste de la Obligación de Energía Firme diaria de los agentes generadores.


DTDMAN: Demanda comercial total domestica del mes menos uno, utilizado para pasar la Obligación de Energía Firme mensual a diaria en la segunda versión de la liquidación (tx2) en kWh/mes.

DTDTD: Demanda comercial total domestica para todos los días tipo T del mes m - 1, utilizado para pasar la Obligación de Energía Firme mensual a diaria en la segunda versión de la liquidación (tx2) en kWh/mes.

NTIPOD: Número de días del tipo T en el mes menos uno.

DNC: Demanda No Cubierta en kWh, que se usa para el cálculo del valor a cargo, que será asignado a los agentes a prorrata de sus compras en bolsa de la hora en kWh/día.

CGIOEF: Alivio total diario para todos los agentes comercializadores por la liquidación del no cumplimiento de Generación real en kWh del día mayor a la ENFICC en kWh/día, de las Plantas No Despachadas Centralmente en $.

GINDC: Generación ideal total de las plantas no despachadas centralmente en el día en kWh/día.

2.1.8 ARPTIEMMDD.TXn


Contiene información de la distribución de la reconciliación positiva de los enlaces internacionales.

FECHA

SUBMERCADO

AGENTE

HORA 01

HORA 02

HORA 03

... HORA 24


FECHA: Día en el que hubo distribución de reconciliación positiva.


SUBMERCADO: Código ante el ASIC del enlace internacional que tuvo reconciliación positiva.

AGENTE: Código asignado por el ASIC al agente que participa en la distribución de la reconciliación positiva.

HORA 01 ... HORA 24 : Períodos horarios en los cuales aparece la participación del agente en la reconciliación positiva.

2.1.9 MODFROEMMMDD.TXn


Muestra la configuración de las fronteras embebidas.

CÓDIGO

FRONTERA PRINCIPAL

NOMBRE

FRONTERA PRINCIPAL

CÓDIGO

FRONTERA EMBEBIDA

NOMBRE

FRONTERA EMBEBIDA

TIPO SUBMERCADO DE

EXPORTACI

ON

... FACTOR DE PERDI

DA REGULATORIO


CÓDIGO FRONTERA PRINCIPAL: Código SIC de la frontera en la que se calcula la demanda del usuario no regulado.

NOMBRE FRONTERA PRINCIPAL: Nombre largo del código de la Frontera Principal.

CÓDIGO FRONTERA EMBEBIDA: Cada una de las fronteras asociadas al usuario no regulado y necesarias para el cálculo del Código de Frontera Principal (CFP), incluye las fronteras de conexión al SIN.

NOMBRE FRONTERA EMBEBIDA: Nombre largo del código de la Frontera Embebida.


TIPO: Tipos de Frontera: G: Generadores, N: Generadores No regulados, R: Generadores Regulados, los demás tipos son consumos.

SUBMERCADO DE EXPORTACION: Código SIC del Submercado de Exportación de Energía.

SUBMERCADO DE IMPORTACION: Código SIC del Submercado de Importación de Energía.

FACTOR DE PERDIDA REGULATORIO: Factor de Pérdida Regulatorio establecido en la reglamentación vigente.

2.1.10 DATOEMBEMMDD.TXn


Contiene la información de todas las fronteras principales y embebidas.

FECHA

IDENTIFICADOR DEL

CONTADOR

CONCEPTO

HORA 01

HORA 02

HORA 03

... HORA 24


FECHA: Fecha del día del reporte de la información.

IDENTIFICADOR DEL CONTADOR: Código SIC de las fronteras asociadas al usuario no regulado, incluye las fronteras de conexión al SIN.

CONCEPTO: Concepto mostrado en cada uno de los registros (Energía, LecturaCruda, Factor de Pérdida Pi, Factor de Pérdida Pk).

HORA 01 ... HORA 24 : Valores en kWh o en por unidad (p.u), de los conceptos mostrados en cada registro.


2.1.11 AENTMMDD.TXn


Energía horaria de los contadores asociados a todas las fronteras comerciales registradas ante el ASIC.

CODIGO SIC

CODIGO

PROPIO

HORA 01

HORA 02

HORA 03

HORA 04

... HORA 24


CODIGO SIC: Código SIC de cada uno de los contadores correspondientes a todas las fronteras comerciales registradas.

CODIGO PROPIO: Código perteneciente al agente para la identificación de cada uno de sus contadores.

HORA 01 ... HORA 24 : Cada uno de los periodos del día con sus correspondientes valores de energía en kWh, medidos con el contador correspondiente.

2.1.12 GRIPMMDD.TXn


El GRIP contiene todos los conceptos básicos que soportan la liquidación, tales como: Generación Real, Generación Ideal, Generación Programada, Precio de Oferta, Disponibilidad Comercial, Banderas, Disponibilidad Asociada con arranques, Generación de Seguridad, etc.

PLANTA

TIPO HORA 01

HORA 02

HORA 03

HORA 04

... HORA 24



PLANTA: Código SIC de la planta de la cual se mostrarán los conceptos.

TIPO: Concepto mostrado en detalle en la descripción de los registros del archivo.

HORA 01 ... HORA 24 : Son los períodos para los cuales se mostrarán datos para cada uno de los conceptos.


COPR: Consumos Propios en kWh.

DCOM: Disponibilidad Comercial por cada recurso de Generación del Agente, en kWh.

DREA: Disponibilidad Real por cada recurso de Generación del Agente, en kWh.

VFAZ_DC: Valor FAZNI para las plantas despachadas centralmente, en $.

VFAZ_NDC: Valor FAZNI para las plantas no despachadas centralmente, en $.

CGSA: Cálculo de GSA (Generación de Seguridad Asociada), en kWh.

CPGS: CAP/GSA (Costo de Arranque-Parada / Generación de Seguridad Asociada), en kWh.

DESV: Desviación Definitiva después de las autorizaciones, en kWh.

VDES: Desviación definitiva después de las autorizaciones, en $.

DPRO: Disponibilidad Programada por cada recurso de generación del agente, en kWh.

MIOS: Mínimo Operativo Superior por Embalse, en %.

MREN: Reconciliación Negativa para planta que no realiza AGC, en kWh (MRECO<0).


VREN: Reconciliación Negativa para planta que no realiza AGC, en pesos ($VRECO<0).

MRNA: Reconciliación Negativa para planta que realiza AGC, en kWh (MREAG<0).

VRNA: Reconciliación Negativa para planta que realiza AGC, en pesos ($VREAG<0).

MREP: Reconciliación Positiva para planta que no realiza AGC, en kWh (MRECO>0).

VREP: Reconciliación Positiva para planta que no realiza AGC, en pesos ($VRECO>0).

MRPA: Reconciliación Positiva para planta que realiza AGC, en kWh (MREAG>0).

VRPA: Reconciliación Positiva para planta que realiza AGC, en pesos ($VREAG>0).

VEMB: Volumen del Embalse a las 6:00 horas, expresado en %.

BDRE: Bandera de Disponibilidad Real - B: Recurso Sin Eventos - I: Falla Interna - E: Falla Externa.

CAPA: Costo de Arranque y Parada, en $.

TICO: Tipos de Combustible a Nivel Horario.

VEBO: Ventas en Bolsa de los Recursos de Generación No Despachados Centralmente, en kWh.

CAPP: Costo de Arranque-Parada según Resolución CREG 084 de 2005, que tiene en cuenta el costo de arranque y parada básico (CAPA), mas un dinero adicional calculado cuando la planta arranca con combustible alterno.

DIFC: Diferencial de Costos de Combustible para CAPP, en $/MBTU.

CARR: Combustible Alterno utilizado durante el proceso de Arranque, en MBTU.


BAPR: Banderas de Pruebas (S: Pruebas Programadas por el Agente; N: Período Sin Pruebas; D: Pruebas de disponibilidad según Resolución CREG 085 de 2007; E: Pruebas Exitosas de generación con Combustible Alterno; F: Pruebas no exitosas de generación con combustible alterno (Resolución CREG 109 de 2005).

CPDC: Pruebas de Disponibilidad para Cargo por Confiabilidad, según resolución CREG 085 de 2007 (CP: Cumple prueba la primera vez que se le programó; CO: Cumple prueba en una posterior ocasión diferente a la primera vez que se le programó; NC: No cumple prueba la primera vez, o en una posterior ocasión).

MRET: Reconciliación Característica Técnica, en kWh (MRECT>0).

VRET: Reconciliación Característica Técnica, en pesos ($VRECT>0).

PREF: Precio de Referencia para el Precio de Reconciliación, en $/kWh.

BARG: Banderas de Autorización a Desviarse - A: Recurso No Autorizado - N: Recurso Autorizado.

GPRO: Generación Programada por cada Recurso de Generación del Agente, en kWh.

GREA: Generación Real por cada recurso de Generación del Agente, en kWh.

INFL: Inflexibilidad asignada en el Proceso Comercial, en kWh.

GIIN: Generación Ideal Internacional por cada recurso de generación del agente, en kWh.

GINA: Generación Ideal Nacional por cada recurso de generación del agente, en kWh.

MDGP: Delta de Generación Programada, en kWh.

MDHO: Delta Holgura Horaria, en kWh.

MHHO: Holgura Horaria, en kWh.

MHOP: Potencia asociada con la Holgura Propia de las plantas y/o unidades de generación despachadas, en kWh.


BNAR: Banderas de Arranque del recurso.

BNPA: Banderas de Parada del recurso.

MCAB: Disponibilidad Asociada con Arranque utilizando tecnología Térmica a Gas Ciclo Abierto, en kWh.

TCRB: Disponibilidad Asociada con arranque utilizando Tecnología Térmica a Gas Ciclo Carbón, en kWh.

TGCO: Disponibilidad Asociada con arranque utilizando Tecnología Térmica a Gas Ciclo Combinado, en kWh.

TCST: Disponibilidad Asociada con arranque utilizando Tecnología Térmica a Gas Ciclo Sting, en kWh.

TVAP: Disponibilidad Asociada con arranque utilizando Tecnología Térmica Gas Vapor, en kWh.

MG12: Generación de Seguridad Asociada con el cumplimiento del Criterio de Confiabilidad (VERPC).

MG29: Generación de Seguridad asociada con Pruebas de Disponibiliad solicitadas por el Agente.

MG28: Generación de Seguridad asociada con Pruebas de Disponibilidad solicitadas por el CND.

MG03: Generación de Seguridad Asociada con Restricciones Eléctricas y/o Soporte de Voltaje del STN.

MG15: Generación de Seguridad asociada con Restricciones originadas en Exportaciones de Energía.

MG21: Generación de Seguridad asociadas con desviaciones positivas del Programa de Generación.

MG16: Generación de Seguridad asociadas con situaciones declaradas de Condiciones Anormales de Orden Público (CAOP).

MG13: Generación de Seguridad atribuible a consideraciones de estabilidad del STN.


MG14: Generación de Seguridad originada en Restricciones cuya eliminación o reducción esté asociada con Importaciones de Energía.

MG27: Generación de Seguridad originadas en atrasos en la entrada en Operación Comercial de un proyecto, atribuible al ejecutor del mismo.

MG17: Generación de Seguridad originadas en Redespachos, por razones diferentes a salidas forzadas de activos de los STR y/o SDL.

MG18: Generación de Seguridad originadas en Redespachos que tienen su origen en salidas forzadas de activos de los STR y/o SDL.

MG20: Generación de Seguridad solicitada por Transportador de Gas.

MG19: Generación de Seguridad solicitadas por Transportadores de Gas.

MG01: Generación de Seguridad solicitada por un OR por Restricciones o Soporte de Tensión en Infraestructura con Tensión de Operación Inferior al Nivel de Tensión IV.

TACP: Generación Real plantas ACPM, en kWh.

TCAR: Generación Real plantas a Carbón, en kWh.

TDIS: Generación Real plantas Diesel Marino, en kWh.

TOIL: Generación Real plantas Fuel-Oil, en kWh.

TGAS: Generación Real plantas a Gas, en kWh.

TMPC: Generación Real plantas a Gas (Mega Pies Cubicos), en kWh.

TAGU: Generación Real plantas Hidráulicas, en kWh.

TQRS: Generación Real plantas Querosene, en kWh.

MG02: Generación de Seguridad Asociada con Restricciones Eléctricas y/o Requerimientos de Soporte de Reactivos en los STR y/o SDL en el Nivel de Tensión IV.

MG04: Generación de Seguridad Asociada a Activo de Conexión Indisponble que cumpla meta.


MG07: Generación de Seguridad Asociada a Activo de Conexión Indisponible que incumpla meta: Propietario Generador y Sirve OR-Generadores. Generadores con vinculación económica con el Generador Propietario.

MG08: Generación de Seguridad Asociada a Activo de Conexión Indisponible que incumpla meta: Propietario Generador y Sirve OR-Generadores. Generadores sin vinculación económica con el Generador Propietario.

MG05: Generación de Seguridad Asociada a Activo de Conexión Indisponible que incumpla meta: Propietario OR Y sirve OR.

MG06: Generación de Seguridad Asociada a Activo de Conexión Indisponible que incumpla meta: Propietario OR Y sirve OR-Generadores.

MG09: Generación de Seguridad Asociada a Activo de Conexión Indisponible que incumpla meta: Propietario OR-Generador y sirve a OR-Generadores.

MG10: Generación de Seguridad Asociada a Activo de Conexión Indisponible que incumpla meta: Propietario Tercero y sirve OR.

MG11: Generación de Seguridad Asociada a Activo de Conexión Indisponible que incumpla meta: Propietario Tercero y sirve OR-Generadores.

PAGC: Precio Reconciliación calculado en AGC, en $/kWh.

PREC: Precio Reconciliación calculado en Restricciones, en $/kWh.

GDES: Generación que siempre debe ser despachada, en kWh.

GINC: Generaciones candidatas a ser inflexibles por el CND, en kWh.

ISGS: Inflexibilidades Asociadas con Generaciones de Seguridad, en kWh.

INGS: Inflexibilidades No Asociadas con Generaciones de Seguridad, en kWh.

GPRD: Generación Programada en el Redespacho sin las solicitudes del Agente, en kWh(Para Resolución CREG 017-2002, Pruebas de Disponibilidad).

GROR: Generación Real Original con la cual se aplicará la Resolución CREG 017 de 2002, en kWh.

GITU: Generación Ideal Total por Unidad, en kWh.


MG15A: Generación de Seguridad asociada con Restricciones originadas en Exportaciones de Energía por un enlace TIE.

MG30: Generación de Seguridad para pruebas de generación con Combustible Alterno Exitosas.

MG31: Generación de Seguridad para pruebas de generación con Combustible Alterno No Exitosas.

TIPCOARP: Tipo de Combustible con el que arrancó la planta.

2.1.13 TENCMMDD.TXn


Energía horaria de los contadores asociados con las Fronteras Comerciales Internacionales.

FECHA

AGENTE

CODIGO

CONCEPTO

FACTOR DE PERDIDAS

FACTOR DE PULSOS

... HORA 24



AGENTE: Corresponde al código SIC del administrador del país importador de TIE cuando Colombia exporta.

CODIGO: Código del contador asignado por el ASIC una vez registrada la frontera comercial.

CONCEPTO: Valor medido en el contador (Lecturas Crudas) cuando la información publicada corresponde a las lecturas crudas de los contadores.


Energía: cuando el valor publicado en el registro corresponde al valor equivalente en energía, en kWh.

FACTOR DE PERDIDAS: Factor que se aplica a la lectura cruda para referir la medida al nivel de tensión del STN.

FACTOR DE PULSOS: Factor que se aplica a la lectura cruda de los medidores de pulsos.


AGENTE QUE EXPORTA: Código asignado por el ASIC para identificar al agente exportador asociado con el código del contador.

AGENTE QUE IMPORTA: Código asignado por el ASIC para identificar al agente importador asociado con el código del contador.



ENER: Información publicada de las energías, en kWh.

LECR: Información publicada de las lecturas crudas de los contadores, en kWh.

2.1.14 ETIEUNOMMDD.TXn


Liquidación de las exportaciones TIE con la información necesaria para la verificación de la liquidación cuando Colombia actúa como exportador.

FECHA

AGENTE

ENLACE

CODIGO

HORA 01

HORA 02

... HORA 24





ENLACE: Corresponde al código asignado por el ASIC para representar los diferentes puntos de interconexión que participan en las TIE, asociados con cada Administrador de Mercado.







CSTR: Costo Unitario de Cargos por Uso STR, en cts USD/kWh.

CMR1: Costo medio de las restricciones, en cts USD/kWh.

CREC: Restricciones totales asociadas a los comercializadores, en USD.

TRMD: Tasa de cambio representativa del mercado en $/USD del día de operación.

LCRU: Lectura Cruda, en kWh.

CPSTN: Costos de pérdida STN, en cts USD/kWh.

CPSTR: Costos de pérdida STR, en cts USD/kWh.

CRAE: Costo restricciones asociadas al enlace, en cts USD/kWh.


CCOP: Componente O prima del cargo por Uso del STR, en cts USD/kWh.

CSTN: Cargos por Uso del STN, en cts USD/KWh.

PONE: Precio de exportación en el nodo frontera, en cts USD/kWh (o precio nodal), este es el precio de oferta en el nodo sin pérdidas.

PBON: Precio de bolsa Nacional, en cts USD/kWh.

RAEN: Restricciones asociadas al enlace, en USD.

2.1.15 ETIEDOSMMDD.TXn


Liquidación de las exportaciones TIE con la información necesaria para la verificación de la liquidación cuando Colombia actúa como exportador.

FECHA

AGENTE

ENLACE

CODIGO

HORA 01

HORA 02

... HORA 24



AGENTE: Corresponde al código asignado por el ASIC al administrador del país importador de TIE cuando Colombia actúa como exportador.

ENLACE: Corresponde al código asignado por el ASIC para representar los diferentes puntos de interconexión que participan en las TIE, asociados con cada Administrador de Mercado.








CSTR: Costo Unitario de Cargos por Uso STR, en cts USD/kWh.

CMPR: Costo Marginal + Potencia Remunerable del Ecuador puesta a disposición, en cts USD/kWh.

CM: Costo Marginal de Ecuador, en kWh.


LCRU: Lectura Cruda en kWh.

PR: Potencia Remunerable de Ecuador puesta a disposición, en cts USD/kWh.

PBON: Precio de bolsa nacional, en cts USD/kWh.

TRMD: Tasa de cambio representativa del mercado, en $/USD del día de operación.





CSTN: Cargos por Uso del STN, en cts USD/kWh.

PONE: Precio de exportación en el nodo frontera, en cts USD/kWh (o precio nodal). Este es el precio de oferta en el nodo sin pérdidas.

RAAG: Restricciones asignadas al agente, en USD.



REDOL: Valor de las rentas de congestión para cada submercado TIE, en dólares.

2.1.16 TCTRMMDD.TXn


Contiene despacho real horario para el agente comercializador y generador.

CONTRATO

VENDEDOR

COMPRADO

R

TIPO TIPOMERC

LIMITABOL

... HORA 24


CONTRATO: Código SIC del Contrato.

VENDEDOR: Agente Vendedor.

COMPRADOR: Agente Comprador.

TIPO: Tipo de despacho (PC Pague lo Contratado o PD Pague lo Demandado).

TIPOMERC: Tipo de Mercado (N: No Regulado, R: Regulado).

LIMITABOL: Agentes con Limitación de Suministro en Bolsa (N: Sin Limitación de Suministro en Bolsa, S: Con Limitación de Suministro en Bolsa).

HORA 01 ... HORA 24 : Cada uno de los 24 períodos horarios en los que se publica el valor en kWh del despacho del contrato.

2.1.17 TRSDMMDD.TXn



Muestra en forma diaria-horaria totales generales del sistema agregado.

CODIGO

CONTENID

O

HORA 01

HORA 02

HORA 03

HORA 04

... HORA 24



CONTENIDO: Definición del concepto del código publicado.



CPOT: Compra Potencia, en kWh.

VCRC: Compras Restricciones Globales Comercializadores, en $.

VCGG: Compras Restricciones Globales Generadores, en $.

VCRD: Compras Restricciones Regionales Distribuidores, en $.

CTRB: Compras Transacciones en Bolsa, en $.

DMND: Demandas Sistema, en kWh.

PRDD: Pérdidas del Sistema, en kWh.

PBIN: Precio de Bolsa Internacional, en $/kWh.

PBNA: Precio de Bolsa Nacional, en $/kWh.

VPOT: Ventas Potencia, en kWh.

VTRB: Ventas Transacciones en Bolsa, en $.

MCRGPICAS: Compras de Reconciliación de Generadores, en kWh.


VCRGPICAS: Compras Reconciliación Generadores, en $.

VREC: Compras Restricciones Comercializadores, en $.

VREG: Compras Restricciones Generadores, en $.

VRED: Compras Restricciones OR en $.

DESV: Desviación, en $.

VRCL: Responsabilidad Comercial AGC, en $.

MRCL: Responsabilidad Comercial AGC, en kWh.

VAGC: Servicio de AGC, en $.

VVRGPICAS: Venta Reconciliación de Generadores, en $.

MVRGPICAS: Ventas Reconciliación de Generadores, en kWh.

MDPE: Demanda Total del Sistema para pérdidas, en kWh.

VORE: Otras Restricciones del Sistema sin AGC no distribuidas en proporción a la demanda de los comercializadores.

VRET: Total Restricciones del Sistema asignables a comercializadores, en $.

COMA: Costo de Operación y Mantenimiento, en kWh.

MIOS: Mínimo Operativo.

XMOS: Mínimo Operativo Incrementado 1%.

OCVA: Otros Costos Variables, en kWh.

VCRT: Compras Restricciones Transportadores, en $.

RENTA: Valor de las Rentas de Alivio horarias para el sistema, en $.

RENAP: Valor de las Rentas de Alivio por sistema de cubrimiento de pagos anticipados, en $.


MPON $/KWH: Máximo Precio Ofertado (MPO) Nacional (Colombia + Ecuador) en $/kWh.

MPOI $/KWH: Máximo Precio Ofertado (MPO) Internacional (Venezuela) en $/kWh.

GREA: Generación Real, en kWh.

GPRO: Generación Programada del Sistema Despachada Centralmente, en kWh.

2.1.18 CLIQMMDD.TXn


Liquidación Diaria para Agentes Comercializadores.

AGENTE

TIPO AGEN

TE

VENTAS

BOLSA

VENTAS

DESVIACIO

N

VENTAS

BOLSA $

VENTAS

DESVIACION $

... COMPRAS

BOLSA

CON SALD

O NETO TIE

MÉRITO ($)


AGENTE: Código de cuatro caracteres asignado por el ASIC en el momento en que se registra el agente.

TIPO AGENTE: Letra que indica la actividad del agente. En general, para este archivo, es C que corresponde a la actividad de comercialización.


VENTAS BOLSA : Magnitud de las ventas en bolsa, en kWh.

VENTAS DESVIACION : Magnitud de las ventas de desviaciones, en kWh.

VENTAS BOLSA $: Valor en $ de las ventas en bolsa.

VENTAS DESVIACION $: Valor en $ de las ventas de desviaciones.

COMPRAS BOLSA : Magnitud de las compras en bolsa, en kWh.

COMPRAS BOLSA $: Valor en $ de las compras en bolsa.

COMPRAS BOLSA CON SALDO NETO TIE MÉRITO ($): Valor en $ de las compras en bolsa provenientes de saldo neto TIE en mérito.

2.1.19 GLIQMMDD.TXn


Liquidación Diaria para Agentes Generadores.

AGENTE

TIPO AGEN

TE

VENTAS

BOLSA

VENTAS

RECONCILIACIO

N

VENTAS

BOLSA $

VENTAS

RECONCILIACION $

... COMPRAS

BOLSA

CON SALD

O NETO TIE

MÉRITO ($)




TIPO AGENTE: Letra que indica la actividad del agente. Para este archivo, en general, es G que corresponde a la actividad de generación.

VENTAS BOLSA : Magnitud de las ventas en bolsa, en kWh.

VENTAS RECONCILIACION : Magnitud de las ventas en Reconciliación, en kWh.

VENTAS BOLSA $: Valor en $ de las ventas en bolsa.

VENTAS RECONCILIACION $: Valor en $ de las ventas en reconciliación.

COMPRAS BOLSA : Magnitud de las compras en bolsa, en kWh.

COMPRAS DESVIACION : Magnitud de las compras de desviaciones, en kWh.

COMPRAS RECONCILIACION : Magnitud de las compras en reconciliación, en kWh.

COMPRAS BOLSA $: Valor en $ de las compras en bolsa.

RESPONSABILIDAD COMERCIAL : Magnitud de la responsabilidad comercial del servicio de AGC, en kWh.

RESPONSABILIDAD COMERCIAL $: Valor en $ de la responsabilidad comercial del servicio de AGC.

SERVICIOS DE AGC $: Valor en $ de la remuneración por prestación del servicio de AGC.

VALOR A PAGAR POR SRPF $: Valor en $ a pagar por la no prestación del servicio de regulación primaria de frecuencia.

VALOR A RECIBIR POR SRPF $: Valor en $ a recibir procedente de los que pagan por la no prestación del servicio de regulación primaria de frecuencia.

COMPRAS RECONCILIACION $: Valor en $ de las compras en reconciliación

COMPRAS BOLSA CON SALDO NETO TIE MÉRITO ($): Valor en $ de las compras en bolsa provenientes de saldo neto TIE en mérito.


2.1.20 TGRLMMDD.TXn


Información general horaria que soporta las liquidaciones asociadas con los conceptos de desviación, compra/venta de contratos, restricciones, reconciliaciones, AGC, etc.

CODIGO

AGENTE

CONTENID

O

HORA 01

HORA 02

HORA 03

... HORA 24




CONTENIDO: Descripción del código del concepto publicado.

HORA 01 ... HORA 24 : Cada uno de los 24 periodos horarios del día.


VCDS: Compras desviación, en $.

MCDS: Compras desviación, en kWh.

MDPE: Demanda agente para pérdidas, en kWh.

VEIC: Energía en bolsa internacional a cargo, en $.

EBIC: Energía en bolsa internacional a cargo, en kWh.

VEIF: Energía en bolsa internacional a favor, en $.



VENC: Energía en bolsa nacional a cargo, en $.

EBNC: Energía en bolsa nacional a cargo, en kWh.

VENF: Energía en bolsa nacional a favor, en $.


EBOC: Energía en bolsa no regulada a cargo, en kWh.

EBOF: Energía en bolsa no regulada a favor, en kWh.

EBRC: Energía en bolsa regulada a cargo, en kWh.

EBRF: Energía en bolsa regulada a favor, en kWh.

VR29: Generación de seguridad asociada con pruebas de disponibilidad solicitada por el agente.

VR28: Generación de seguridad asociada con pruebas de disponibilidad solicitada por el CND.

VR03: Generación de seguridad asociada con restricciones eléctricas y/o soporte de voltaje del STN.

VR21: Generación de seguridad asociadas con desviaciones positivas del programa de generación.

VR01: Generación de seguridad por OR por restricciones o soporte de tensión en la infraestructura del STR.

VR20: Generación de seguridad solicitada por transportador de gas.

VR19: Generación de seguridad solicitada por transportadores de gas.

VR09: Generación de Seguridad asociada con un activo de conexión que incumple meta: propietario OR-Generador y sirve OR-Generador.

VR10: Generación de Seguridad asociada con un activo de conexión que incumple meta: propietario Tercero y sirve OR.

VR11: Generación de Seguridad asociada con un activo de conexión que incumple meta: propietario Tercero y sirve OR-Generador.


VR04: Generación de Seguridad asociada con un activo de conexión indisponible que cumpla meta.

VR05: Generación de Seguridad asociada con un activo de conexión indisponible que incumpla meta: propietario OR y sirve a OR.

VR06: Generación de Seguridad asociada con un activo de conexión indisponible que incumple meta: propietario OR y sirve OR-Generador.

VR07: Generación de Seguridad asociada con un activo que incumple meta: propietario Generador que sirve al OR y generador con vinculación económica con Generador propietario.

VR08: Generación de Seguridad asociada con activo que incumpla meta: propietario generador y sirve OR-Generador sin vinculación económica con generador propietario.

VR15: Generación de Seguridad asociada con restricciones originadas en exportaciones de energía.

VR16: Generación de Seguridad asociada con situaciones declaradas de condiciones anormales de orden público (CAOP).

VR12: Generación de Seguridad asociada que incumple el criterio de confiabilidad (VERPC).

VR02: Generación de Seguridad asociada con restricciones eléctricas y/o requerimientos por soporte de reactivos en el STR y/o SDL en el Nivel IV de Tensión.

VR13: Generación de Seguridad atribuible a consideraciones de estabilidad del STN.

VR27: Generación de Seguridad originada en atrasos de entrada en operación comercial.

VR17: Generación de Seguridad originada en redespachos por razones diferentes a salidas forzadas de activos STR y/o SDL.

VR18: Generación de Seguridad originada en redespachos con origen en salidas forzadas de activos STR y/o SDL.


VR14: Generación de Seguridad originada en restricciones cuya eliminación esté asociada con importaciones de energía.

MHOE: Potencia asociada con la Holgura entregada en contratos de traspaso, en kWh.

MHOP: Potencia asociada con la Holgura Propia de las plantas y/o unidades de generación despachadas, en kWh.

MHOT: Potencia asociada con la Holgura asumida en contratos de traspaso, en kWh.

MCTB: Magnitud compras transacciones en bolsa, en kWh.

MVTB: Magnitud ventas transacciones en bolsa, en kWh.

VCRCPICAS: Reconciliación a cargo, en $.

MCRCPICAS: Reconciliación a cargo, en kWh.

VVRCPICAS: Reconciliación a favor, en $.

MVRCPICAS: Reconciliación a favor, en kWh.

VRCL: Responsabilidad comercial AGC, en $.

MRCL: Responsabilidad comercial AGC, en kWh.

VAGC: Servicio de AGC, en $.

VCTB: Valor compras transacciones bolsa, en $.

VRNI: Valor de la restricción no identificable, en $.

VRET: Valor restricciones asignadas al agente, en $.

VVTB: Valor ventas transacciones en bolsa, en $.

VVDS: Ventas desviación agente, en $.

MVDS: Ventas desviación agente, en kWh.


RENAL: Valor de las rentas de alivio por agente cubrimiento de pagos anticipados, en $.

DISAR: Valor final de las restricciones asignadas al agente, en $.

VR15A: Generación de seguridad asociada con restricciones origen en exportaciones de energía por un enlace TIE.

ERFI: Valor rendimientos financieros por exportaciones TIE por agente comercializador, en $.

ALINDC: Alivio a las restricciones horarias de los agentes comercializadores, por el incumplimiento de las plantas No Despachadas Centralmente (Artículo 56 de la resolución CREG 079/2006).

VDLCC: Alivio Restricciones por devolución de dineros de la liquidación del cargo por confiabilidad (RRID), por incumplimientos en las pruebas de disponibilidad por agente comercializador, en $.

2.1.21 ADEMINMMDD.TXn


Demanda o generación por agentes para asignar pérdidas del STN.

AGENTE

HORA 01

HORA 02

HORA 03

HORA 04

HORA 05

... HORA 24


AGENTE: Código del agente registrado en el ASIC.

HORA 01 ... HORA 24 : Valores de energía en kWh de aquellos agentes que participan en pérdidas.


2.1.22 TDIA_SISMMDD.TXn


Información total diaria del sistema (Ley 99, CERE, COM, OCV, CR1, CUAGC, IPC, PRTMB, PRTMC, TRM para el CAP, Regulación Primaria de Frecuencia, Fazni, etc).

CODIGO ... VALOR



DESCRIPCION: Descripción larga del código del concepto publicado.

VALOR: Valor del concepto.


VRFP: Valor a pagar por regulación primaria de frecuencia, en $.

VTAF: Tarifa FAZNI, en $/kWh.

ALYH: Aportes ley 99 de 1993 para hidráulicos, en $.

ALYT: Aportes ley 99 de 1993 para térmicos, en $.

CMCA: Costo de Operación y Mantenimiento (COM), para plantas con combustible principal carbón, en kWh.

CMGA: Costo de Operación y Mantenimiento (COM), para plantas con combustible principal gas, en kWh.

CRAC: Costo racionamiento, en $/kWh.

CUAG: Costo unitario por Servicio Regulación Secundaria Frecuencia (AGC), en kWh.


MIFA: Meta de inflación anual, en %.

CMOT: Costo de Operación y Mantenimiento (COM), para plantas con combustible principal diferente a gas y carbón, en kWh.

OCVH: Otros costos variables hidráulicos, en kWh.

OCVT: Otros costos variables térmicos, en kWh.

TCAP: Valor de la TRM utilizada para el cálculo del CAP (Costo de Arranque y Parada), en $/USD.

IPCA: Valor del IPC base para la actualización del COM de carbón.

IPGA: Valor del IPC base para la actualización del COM de gas.

IPOT: Valor del IPC base para la actualización del COM de otros combustibles.

IPCO: Valor del IPC del mes en curso para el cálculo del COM.

CERD: CERE mensual empleado para liquidación diaria, en $/kWh.

2.1.23 TDIA_PLTMMDD.TXn


Información diaria de aquellos recursos de generación que pagan (penalización) y reciben (repartición), en $ por el servicio de regulación primaria de frecuencia.






PLANTA: Nombre del recurso de generación que paga o recibe, en $ por concepto de regulación primaria de frecuencia.

VALOR: Valor a pagar o recibir por concepto de regulación primaria de frecuencia, en $.


VPFR: Valor a pagar por regulación primaria de frecuencia, en $. (Penalización).

VRFR: Valor a recibir por regulación primaria de frecuencia, en $. (Repartición).

2.1.24 AFINCUMMDD.TXn


Información de fronteras que incumplen código de medida.

CODIGO

DESCRIPCION

FRONTERA

TIPO FRONTERA

AGENTE

TIPO DEMANDA

... HORA 24


CODIGO: Código de Penalización para los contadores que no cumplen resoluciones CREG.

DESCRIPCION: Descripción que indica que los contadores no cumplen resoluciones CREG.

FRONTERA: Código SIC del contador de la Frontera.

TIPO FRONTERA: Tipo de frontera (G para generadores, F para fronteras entre agentes, N para usuarios no regulados, R para usuarios regulados, A para consumos auxiliares, E para especiales).


AGENTE: Código SIC del agente que contiene fronteras que incumplen código de medida.

TIPO DEMANDA: Tipo Demanda (R para usuarios regulados, T para Térmicas, H para hidráulicas, X para Exportaciones).

HORA 01 ... HORA 24 : Valor de la Penalización, en kWh.

2.1.25 CBITMMDD.TXn


Bitácora de contadores.

CODIGO

DESCRIPCION

COD_CONTAD

OR

CR NOMBRECR

... FECHA_TRAB

AJO


CODIGO: Código del mensaje en bitácora.

DESCRIPCION: Descripción del mensaje en bitácora.

COD_CONTADOR: Código SIC del contador.

CR: Código SIC del Centro de Recolección de Información.

NOMBRECR: Nombre del Centro de Recolección de Información.

HORA: Hora en la cual se produjo el mensaje en bitácora.

FECHA_TRABAJO: Fecha en la cual se produjo el mensaje en bitácora.


2.1.26 APERGEMMDD.TXn


Pérdidas asignadas a generadores por incumplimiento código de medida.

PLANTA

TIPO HORA 01

HORA 02

HORA 03

HORA 04

... HORA 24


PLANTA: Código SIC de la planta que incumple código de medida.

TIPO: IP son las pérdidas asignadas a generadores por incumplimiento del código de medida.

HORA 01 ... HORA 24 : Valor en kWh, de las pérdidas asignadas al generador que incumple código de medida.

2.1.27 CAPAINSMMDD.TXn


Muestra los códigos de los agentes en el ASIC con sus respectivos recursos de generación e información de tecnología, capacidad instalada, etc.

AGENTE

PLANTA

NOMBRE

CAPACIDA

D INSTALADA

DESPACHO CENTRAL

TIPO ... SUBMERCADOS DE

CONSUMO

ASOCIADOS



AGENTE: Código SIC del Agente.

PLANTA: Código SIC de la planta perteneciente al agente respectivo.

NOMBRE: Nombre largo de la planta perteneciente al agente respectivo.

CAPACIDAD INSTALADA: Capacidad Instalada en kWh, de la planta o recurso de generación.

DESPACHO CENTRAL: Muestra ND para las plantas No Despachadas Centralmente y DC para las plantas Despachadas Centralmente.

TIPO: P para cogenerador con garantía de Potencia, O para cogenerador sin garantía de potencia, F para generador Filo de Agua, H para generador Hidraúlico, T para generador Térmico, PM para Plantas Menores.

TIPO TECNOLOGIA: Define el tipo de tecnología usada para la producción de energía (Agua, gas, carbón y otros).

EXPLOTACION COMERCIAL: Aparece una S, si está en operación comercial.

SUBMERCADOS DE CONSUMO ASOCIADOS: Código SIC del submercado de consumos auxiliares asociados al submercado de generación (se puede buscar por este código en el GRIP).

2.1.28 VRESGMMDD.TXn


Información de submercados de generación que cubrieron restricciones nacionales y por el enlace de las TIES, pagada por los agentes Comercializadores (incluye CENACE comercializador).

AGENTE SUBMERCADO ... RESTRICCIONES ENLACE



AGENTE: Código asignado por el ASIC a cada uno de los agentes comercializadores.

SUBMERCADO: Código del submercado generador.

RESTRICCIONES NACIONALES: Valor recibido por el submercado de generación, por concepto de reconciliación positiva nacional.

RESTRICCIONES ENLACE: Valor recibido por el submercado de generación, por concepto de reconciliación positiva asignadas al ENLACE de las TIES.

2.1.29 OEFSBMDMMDD.TXn


Contiene la Obligación de Energía Firme por submercado anual, mensual y diaria incluyendo la Energía Firme para el cargo por confiabilidad (ENFICC), la remuneración real individual diaria, la disponibilidad comercial teniendo en cuenta contratos, el precio promedio ponderado del Cargo por Confiabilidad y la TRM del primer día hábil.

SUBMERCADO

ENFICC

KWH-DIA

OEFA KWH-AÑO

OEFM KWH-MES

OEFD KWH-DIA

PCC USD/K

WH

... NO CUMPLE P

D



ENFICC KWH-DIA: Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad en kWh-día.

OEFA KWH-AÑO: Obligación de Energía Firme anual en kWh-año.


OEFM KWH-MES: Obligación de Energía Firme mensual en kWh-mes.

OEFD KWH-DIA: Obligación de Energía Firme diaria. Para la versión tx2 se utiliza la Demanda comercial para el tipo de día en el mes m - 1 y la demanda comercial del mes m - 1. Para las versiones TXR en adelante se utiliza la demanda comercial del día a liquidar y la demanda comercial del mes a liquidar en kWh-día.

PCC USD/KWH: Precio promedio ponderado del cargo por confiabilidad de la Energía Firme en USD/kWh.

TRM $/USD: Valor de la TRM utilizada para el cálculo del Precio promedio ponderado del cargo por confiabilidad en $/USD.

DC KWH-DIA: Disponibilidad comercial del recurso en kWh-día.

DCR KWH-DIA: Disponibilidad comercial del recurso respaldada por contratos o declaraciones de respaldo en kWh-día.

DCC KW: Disponibilidad comercial del recurso considerando los contratos de respaldo en kWh-día (DC KWH-DIA + DCR KWH-DIA).

RRID MAXIMO $: Remuneración Real Individual Máxima Diaria en $.

RRID CON CONTRATOS $: Remuneración Real Individual Diaria del recurso teniendo en cuenta los contratos de compra en el mercado secundario en $ (Con DCR KWH-DIA).

RRID SIN CONTRATOS $: Remuneración Real Individual Diaria del recurso sin tener en cuenta los contratos de compra en el mercado secundario en $ (Sin DCR KWH-DIA).

RRID A RECIBIR $: Remuneración Real Individual Diaria en $.

NDCSU: Liquidación de plantas NDC, que se realiza si PB>PE de una hora del día, y, tengan contratos de venta de energía y la GR de la planta del día sea menor que la ENFICC. La fórmula de liquidación es: ENFICC de la planta - GR de la planta * CERE(del mes a liquidar).Las unidades de este concepto son en $.

MIN(1Y(DCC/OEF+VC)): Expresión dada por el mínimo entre 1 y DC/(OEF+VC)). Puede ser un valor entre cero y uno. Denota el porcentaje de


ingresos de Cargo por Confiabilidad en un día liquidado para un recurso determinado.

NO CUMPLE P D: Bandera de no cumplimiento de las Pruebas de Disponibilidad. Bandera FT indica que la retención se hace a Futuro y bandera PS indica que la retención se realiza hacia el Pasado. Cuando exista bandera de no cumplimiento de prueba (FT ó PS), el RRID a Recibir será RRID con Contratos menos RRID sin Contratos. Cuando no (caso normal), el RRID a recibir será igual al RRID con Contratos.

2.1.30 DOCFACTYYYYMM.TXn


Muestra los movimientos cargados de facturación SIC

2.1.31 TRANMSECMMDD.TXn


Transacciones Mercado Secundario de Energía Firme.

TIPO FECHA INICIAL

FECHA FINAL

kWh_día ... UNIDADES


TIPO: CONTRATOS y DECLARACIÓN de respaldo de energía firme.

FECHA INICIAL: Fecha Inicial.

FECHA FINAL: Fecha Final.

kWh_día: Cantidad.


PRECIO: Tarifa del kWh del contrato.

UNIDADES: Unidad.

2.1.32 ERMSECMMDD.TXn


Energía de Referencia para el Mercado Secundario de Energía Firme.

FECHA AGENTE VENDED

OR

RECURSO

VENDEDOR

CONCEPTO

... CANTIDAD


FECHA: Fecha inicial del contrato

AGENTE VENDEDOR: Código SIC del agente Generador que representa comercialmente el recurso de generación que vende.

RECURSO VENDEDOR: Código SIC del recurso de generación que vende.

CONCEPTO: Contiene Ventas en Contratos y Declaraciones de Respaldo de Energía Firme, Obligaciones de Energía Firme, ENFICC y ENFICC Adicional.

UNIDADES: Unidades en las que se expresa la CANTIDAD. Para los conceptos OEF y ENFICC_ADICIONAL, las unidades están expresadas en kWh-mes. Para los conceptos ENFICC, CONTRATOS y DECLARACIÓN de respaldo de energía firme, las unidades están expresadas en kWh-día.

CANTIDAD: Para los CONTRATOS y DECLARACIONES, corresponde a la suma de las cantidades registradas como vendedor.



DECLARA: Declaración de respaldo.

CONTRATO: Registro de Contrato.

OEF: Obligación de Energía Firme.

ENFICC: Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad en kWh-día.

ENADI: Enficc Adicional.

2.1.33 DELSBMMDD.TXn


Contiene las variables diarias para el cálculo de los Deltas de Incremento Nacional e Internacional: Estimación de Ingresos (Ingresos por Bolsa), y Estimación del Valor de la Operación (Ingresos Operativos).

SUBMERCADO

IBOLNAL $

IBOLINTE $

IBOLNAIN $

TRM $/USD

IOPNAL $

... RESN+I $



IBOLNAL $: Estimación de Ingresos (Ingreso por Bolsa) diario (I_N de la resolución) (Colombia + Ecuador). (Generación Ideal Nacional del submercado por MPO Nacional) por submercado en $.

IBOLINTE $: Estimación de Ingresos (Ingreso por Bolsa) diario (Venezuela). (Generación Ideal Internacional del submercado por MPO Internacional) por submercado en $.

IBOLNAIN $: Estimación de Ingresos (Ingreso por Bolsa) diario (I_N+I) de la resolución) (Colombia + Ecuador + Venezuela). (Generación Ideal Nacional del


Submercado por MPO Nacional más Generación Ideal Internacional del submercado por MPO Internacional) por submercado en $.

TRM $/USD: TRM del día anterior al día de ejecución del Despacho (día de operación menos 2).

IOPNAL $: Estimación del valor de la Operación (Ingreso Operativo) diario (P_N de la resolución) (Colombia + Ecuador). (Generación Ideal Nacional del Submercado por el Precio de Oferta más el total de arranques en el día, sí la Generación Ideal del submercado atiende exclusivamente Demanda Total (Colombia + Ecuador)) por submercado en $.

IOPINTE $: Estimación del valor de la Operación (Ingreso Operativo) diario (Venezuela). (Generación Ideal Internacional del Submercado por el Precio de Oferta más el total de arranques en el día, sí la Generación Ideal del submercado atiende Demanda no Domestica (Venezuela)) por submercado en $.

IOPNAIN $: Estimación del valor de la Operación (Ingreso Operativo) (P_N+I de la resolución) (Colombia + Ecuador + Venezuela). (Generación Ideal Nacional e Internacional del Submercado por el Precio de Oferta más el total de arranques en el día, sí la Generación Ideal del submercado atiende Demanda no Domestica (Venezuela)) por submercado en $.

RESN $: Diferencia de (P_N-I_N) diario por Submercado (Colombia + Ecuador) en $. (Variables IOPNAL $ - IBOLNAL $).

RESN+I $: Diferencia de (P_N+I-I_N+I) diario por Submercado (Colombia + Ecuador + Venezuela) en $. (Variables IOPNAIN $ - IBOLNAIN $).

2.1.34 TDIASIS_3MMMDD.TXn


Información total diaria del sistema (Ley 99, CERE, COM, OCV, CR1, CUAGC, IPC, PRTMB, PRTMC, TRM para el CAP, Regulación Primaria de Frecuencia, Fazni, etc).

CODIGO ... VALOR





VALOR: Valor del concepto.


PRPC: Precio reconciliación planta más costosa, en kWh.

PRPB: Precio reconciliación térmica más barata, en kWh.

2.1.35 ARESMMDD.TXn


Agente responsable del pago de generación de seguridad.

PLANTA

TIPO HORA 01

HORA 02

HORA 03

HORA 04

... HORA 24


PLANTA: Código SIC de la planta que el CND le asignó generación de seguridad.

TIPO: Causa por la cual se programó la generación de seguridad, según Resolución CREG 063 de 2000 y 014 de 2004.

HORA 01 ... HORA 24 : Código SIC del agente que paga la generación de seguridad.



GS01: Generación de Seguridad que haya sido solicitada por un OR, por Restricciones Eléctricas, soporte de tensión, seguridad y calidad en la infraestructura de los STR's y/o SDL's con tensión de operación inferior al Nivel IV.

GS02: Generación de Seguridad, asociada con Restricciones Eléctricas y/o requerimientos de soporte de reactivos en la infraestructura de los STR´s y/o SDL´s en el Nivel IV de tensión.

GS03: Generación de Seguridad, asociada con Restricciones Eléctricas y/o soporte de voltaje del STN.

GS04: Generación de Seguridad, asociada con indisponibilidades de Activos de Conexión al STN que están cumpliendo con las metas.

GS05: Generación de Seguridad, asociada con indisponibilidades de Activos de Conexión al STN que están incumpliendo con las metas: Propietario OR y sirve OR.

GS06: Generación de Seguridad, asociada con indisponibilidades de Activos de Conexión al STN que están incumpliendo con las metas: Propietario OR y sirve OR - Generadores.

GS07: Generación de Seguridad, asociada con indisponibilidades de Activos de Conexión al STN que están incumpliendo con las metas: Propietario OR y sirve OR - Generadores. Generadores con vinculación económica con el generador propietario. Propietario del activo un generador o generadores.

GS08: Generación de Seguridad, asociada con indisponibilidades de Activos de Conexión al STN que están incumpliendo con las metas: Propietario OR y sirve OR - Generadores. Generadores no tiene vinculación económica con el generador propietario.

GS09: Generación de Seguridad, asociada con indisponibilidades de Activos de Conexión al STN que están incumpliendo con las metas: Propietario OR - Generador y sirve OR - Generadores.

GS10: Generación de Seguridad, asociada con indisponibilidades de Activos de Conexión al STN que están incumpliendo con las metas: Propietario Tercero y sirve OR.


GS11: Generación de Seguridad, asociada con indisponibilidades de Activos de Conexión al STN que están incumpliendo con las metas: Propietario Tercero y sirve OR - Generadores.

GS12: Generación de Seguridad, asociada con el cumplimiento del criterio de confiabilidad (VERPC).

GS13: Generación de Seguridad atribuible a consideraciones de estabilidad del STN.

GS14: Generación de Seguridad, originada en Restricciones cuya eliminación o reducción esté asociada con una Importación de energía.

GS15: Generación de seguridad asociada con restricciones originadas en exportaciones de energía con los países que no se tiene integración de mercados.

GS16: Generación de seguridad asociados con situaciones declaradas de Condiciones Anormales de Orden Público (CAOP).

GS17: Generación de seguridad originadas en modificaciones al programa de generación solicitadas por el CND durante la operación, por razones diferentes a salidas forzadas de activos de los STR´s y/o SDL´s.

GS18: Generación de seguridad originadas en modificaciones al programa de generación solicitadas por el CND durante la operación, que tiene su origen en salidas forzadas de activos de los STR´s y/o SDL´s.

GS19: Generación de seguridad solicitada por el Transportador de gas.

GS20: Delta GP - Generación de seguridad solicitada por el Transportador de gas.

GS21: Generación de seguridad asociadas con desviaciones positivas del programa de generación según la reglamentación vigente.

GS27: Generación de seguridad originadas en atrasos en la entrada en operación comercial de un proyecto, atribuible al ejecutor del mismo, y no haya sido posible la eliminación prevista de una Restricción, o se presenten Restricciones cuya eliminación hubiera sido posible con la entrada en operación.


GS15A: Generación de seguridad asociada con restricciones originadas en exportaciones de energía por un enlace TIE.

GS30: Generación de pruebas con combustible alterno exitosas.

GS31: Generación de pruebas con combustible alterno no exitosas.

2.1.36 ARRPASMMDD.TXn


Contiene las variables para el cálculo del Valor a Recaudar, Distribuir y Neto del Arranque y Parada por submercado diario.

SUBMERCADO

DELN $/KW

H

DELI $/KW

H

VRAN $

VRAI $

VRA $ ... FA $



DELN $/KWH: Delta Incremento Nacional (Colombia + Ecuador) en $/kWh.

DELI $/KWH: Delta Incremento Internacional (Venezuela) en $/kWh.

VRAN $: Valor a Cargo del Submercado (Valor Recaudado) por concepto de Arranque y Parada Nacional (Colombia + Ecuador) en $.

VRAI $: Valor a Cargo del Submercado (Valor Recaudado) por concepto de Arranque y Parada Internacional (Venezuela) en $.

VRA $: Valor a Cargo Total del Submercado (Valor Total Recaudado) por concepto de Arranque y Parada en $. (Suma de variables VRAN $ + VRAI $).

IOPNAIN $: Estimación del valor de la Operación (Ingreso Operativo) (P_N+I de la resolución) (Colombia + Ecuador + Venezuela). (Generación Ideal


Nacional e Internacional del Submercado por el Precio de Oferta más el total de arranques en el día, sí la Generación Ideal del submercado atiende Demanda no Domestica (Venezuela)) por submercado en $.

IBOLNAIN $: Estimación de Ingresos (Ingreso por Bolsa) diario (I_N+I) de la resolución) (Colombia + Ecuador + Venezuela). (Generación Ideal Nacional del Submercado por MPO Nacional más Generación Ideal Internacional del submercado por MPO Internacional) por submercado en $.

RESN+I $: Diferencia de (P_N+I-I_N+I) diario por Submercado (Colombia + Ecuador + Venezuela) en $. (Variables IOPNAIN $ - IBOLNAIN $). Valores a Favor del recurso de Generación.

IOPNAL $: Estimación del valor de la Operación (Ingreso Operativo) diario (P_N de la resolución) (Colombia + Ecuador). (Generación Ideal Nacional del Submercado por el Precio de Oferta más el total de arranques en el día, sí la Generación Ideal del submercado atiende exclusivamente Demanda Total (Colombia + Ecuador)) por submercado en $.

IBOLNAL $: Estimación de Ingresos (Ingreso por Bolsa) diario (I_N de la resolución) (Colombia + Ecuador). (Generación Ideal Nacional del submercado por MPO Nacional) por submercado en $.

RESN $: Diferencia de (P_N-I_N) diario por Submercado (Colombia + Ecuador) en $. (Variables IOPNAL $ - IBOLNAL $). Valores a Favor del recurso de Generación.

VDAN $: Valor a Favor del recurso de Generación (Valor a Distribuir) de Arranque y Parada cuando no hay Demanda no Domestica (Venezuela) por Submercado en $.

VDAI $: Valor a Favor del recurso de Generación (Valor a Distribuir) de Arranque y Parada cuando hay Demanda no Domestica (Venezuela) por Submercado en $.

VDA $: Valor a Favor del recurso de Generación (Valor a Distribuir) de Arranque y Parada utilizado para el cálculo del Valor Neto (FA $) por Submercado en $.

FA $: Valor Neto de Arranque y Parada (FA) por submercado en $.


2.1.37 ENERGIAORIMMDD.TXn


Energías originales reportadas por el agente de las fronteras de generación y consumos auxiliares.

NOMBRE

CONTADOR

TIPO DE

CONTADOR

AGENTE

HORA 01

HORA 02

HORA 03

... HORA 24


NOMBRE CONTADOR: Nombre del contador reportado en el ASIC.

TIPO DE CONTADOR: Tipo de Contador (G si es un Generador y A si es servicios Auxiliares).

AGENTE: Código del agente reportado en el ASIC.

HORA 01 ... HORA 24 : Información de las energías en kWh de las fronteras de generación y consumos auxiliares.

2.1.38 DELSISDMMDD.TXn


Contiene los valores totales diarios requeridos para el cálculo de los Deltas de Incremento Nacional e Internacional.

CONCEPTO ... VALOR







SUMN $: Sumatoria de Deltas positivos día (Colombia + Ecuador) en $.

DCNAL KWH: Demanda Comercial Total (Colombia + Ecuador) del día en kWh.

DCIN KWH: Demanda Comercial No Domestica (Venezuela) del día en kWh.

SUMT $: Sumatoria de Deltas positivos día (Colombia + Ecuador + Venezuela) en $.

DCOM KWH: Demanda Comercial Total más No Domestica del día (Colombia + Ecuador + Venezuela) en kWh.

DIFDEL $: Diferencia entre la Sumatoria de Deltas positivos día (Colombia + Ecuador + Venezuela) y la Sumatoria de Deltas positivos día (Colombia + Ecuador) para cálculo de Delta Internacional en $. (Variables SUMT $ - SUMTN $).



SUMTN $: Sumatoria de Deltas positivos día (Colombia + Ecuador) para cálculo de Delta Internacional en $.

3 Información Fin de Mes


3.1 Fin de Mes Privado

3.1.1 TENERGIAMM.TXn


Total de energía de un mes.

CODIGO AGENTE

CODIGO SIC

CODIGO PROPIO

... TOTAL ENERGIA


CODIGO AGENTE: Código asignado por el ASIC al agente que participa en la distribución de la reconciliación positiva.

CODIGO SIC: Código del contador, asignado por el ASIC.

CODIGO PROPIO: Código del contador, asignado por el agente.

NOMBRE FRONTERA: Descripción de la frontera.

TOTAL ENERGIA: Valor en kWh, de la energía del mes.

3.1.2 TFRODMM.TXn


Información Base de las Fronteras por Distribuidor.

FECHA

CODIGO

FRONTERA

NIVEL DE

TENSION

FACTOR DE PERDIDAS

FACTOR DE PULSOS

FACTOR DE DISPL

AY

... AGENTE

DISTRIBUID


OR QUE IMPORTA



CODIGO FRONTERA: Código SIC de la Frontera.

NIVEL DE TENSION: Nivel de Tensión de la frontera en kV.

FACTOR DE PERDIDAS: Factor establecido en la reglamentación vigente, que se aplica a la lectura cruda del medidor para referir la medida al nivel de tensión del STN.

FACTOR DE PULSOS : Factor que se aplica a la lectura cruda de los medidores de pulsos.


AGENTE COMERCIAL QUE EXPORTA: Código asignado por el ASIC para identificar al agente comercializador exportador asociado con el código del contador.

AGENTE COMERCIAL QUE IMPORTA: Código asignado por el ASIC para identificar al agente comercializador importador asociado con el código del contador.

AGENTE DISTRIBUIDOR QUE EXPORTA: Código asignado por el ASIC para identificar al agente distribuidor exportador asociado con el código del contador.

AGENTE DISTRIBUIDOR QUE IMPORTA: Código asignado por el ASIC para identificar al agente distribuidor importador asociado con el código del contador.


3.1.3 MITIEMM.TXn


Liquidación mensual de las importaciones TIE cuando Colombia resulta como importador.

FECHA

AGENTE

ENLACE

CODIGO

HORA 01

HORA 02

... HORA 24






















PBON: Precio de Bolsa Nacional, en cts USD/kWh.



VREP: Reconciliación positiva, en USD.

TRMD: Tasa de cambio representativa del mercado, en $/USD para el día de operación.






3.2 Fin de Mes Público

3.2.1 PESCAMMM.TXn


Contiene todas las variables necesarias para el cálculo del precio de escasez vigente en el mes a facturar.

CONCEPTO ... VALOR















CEE_O_CERE: Costo Equivalente de la Energía (CEE) o Costo Equivalente Real de la Energía (CERE) usado para el cálculo de la variable OCV del mes a facturar menos uno, con el fin de determinar el Precio de Escasez vigente para el mes a liquidar, en $/kWh.









3.2.2 RESUMENMESMM.TXn



Contiene información referente a los servicios adicionales prestados por el CND y el ASIC.



CODIGO: Código ASIC asignado al concepto del cual se presenta información.


AGENTE: Código de cuatro caracteres asignado por el ASIC al (los) agente(s) que paga(n) o recibe(n).

VALOR: Cantidad en $, a pagar ó recibir por parte de cada uno de los agentes.


AUME: Auditoria de medidas.

AVPR: Avisos de prensa.

ALRT: Servicio supervisión operativa res 080/99.

VERT: Venta equipo terminal remoto.

CCAU: Cobro realizado al agente por concepto de Auditoría Cargo por Confiabilidad.

TCAU: Total a cobrar por concepto de Auditoría Cargo por Confiabilidad a todos los Agentes.

DEJU: Honorarios por defensa judicial.

3.2.3 PESCAPREMMM.TXn



Contiene todas las variables necesarias para el cálculo del precio de escasez versión preeliminar (TX0) vigente en el mes a facturar.

CONCEPTO ... VALOR















CEE_O_CERE: Costo Equivalente de la Energía (CEE) o Costo Equivalente Real de la Energía (CERE) usado para el cálculo de la variable OCV del mes a facturar menos uno, con el fin de determinar el Precio de Escasez vigente para el mes a liquidar, en $/kWh.









3.2.4 LDTIEMM.TXn


Detalle horario soporte a la factura de las exportaciones TIE, con la información desagregada (día y hora), cuando Colombia resulta como exportador.

FECHA

AGENTE

ENLACE

CODIGO

HORA 01

HORA 02

... HORA 24





ENLACE: Corresponde al código asignado por el ASIC para representar los diferentes puntos de interconexión que participan en las TIE, asociados con cada Administrador de mercado.







CSTR: Costo Unitario de Cargos por uso STR, en cts USD/kWh.

CM: Costo marginal de Ecuador, en cts USD/kWh.

CMPR: Costo marginal + potencia remunerable disponible, en cts USD/kWh.


LCRU: Lectura cruda en kWh (energía medida directamente por el contador).

PR: Potencia remunerable puesta a disposición, en cts USD/kWh.

PBON: Precio de bolsa nacional, en cts USD/kWh.

TRMD: Tasa representativa del mercado en $/USD, del día de operación.






CSTN: Cargos por Uso del STN, en cts USD/kWh.

PONE: Precio de exportación en el nodo frontera en cts USD/kWh (o precio nodal). Este es el precio de oferta en el nodo sin pérdidas.

RAAG: Restricciones asignadas al agente, en USD.


REDOL: Valor de las rentas de congestión en dólares para cada submercado TIE.

3.2.5 SNTIEMM.TXn


Ajuste final de transacciones TIE, denominados Saldos Netos TIE, que se calcula a partir de la diferencia, de los precios informados por el Administrador del Mercado Exportador en la liquidación final, respecto a los valores obtenidos en la segunda liquidación.

FECHA

AGENTE

CONCEPTO

BANDERA

HORA 01

HORA 02

... HORA 24


FECHA: Formato de la fecha yyyy-mm-dd en la cual se genera el valor de la distribución del Saldo Neto TIE.

AGENTE: Código ante el ASIC del agente que participa en el Saldo Neto TIE.


CONCEPTO: Se despliegan los conceptos PSNTIE y DSNTIE (% de Participación en el Saldo Neto TIE y su Valor en $).

BANDERA: S: Si el valor presenta mérito y N: Si el valor no presenta mérito.

HORA 01 ... HORA 24 : Corresponde a los valores horarios en pesos de la distribución del Saldo Neto TIE entre los agentes.

3.2.6 TRSMMM.TXn


Contiene información de indicadores económicos, energéticos y financieros.

FECHA CODIGO ... VALOR


FECHA: Fecha en formato YYYY-MM-DD correspondiente al primer día del mes a publicar.

CODIGO: Código ASIC asignado al concepto del que se presenta información.




APROP: Valor de cubrimiento de pagos anticipados, en $.

CRPC: Cargo por Confiabilidad, en $.

DESV: Desviación, en $.

DMRE: Demanda real, en kWh.


DTFE: DTF Efectiva Anual.

DTFN: DTF Nominal en %.

FESO: Artículo 118 plan nacional de desarrollo donde el ASIC debe determinar el valor de las rentas de congestión que serán destinadas al Fondo de Energía Social (FOES).

IPDC: Índice de precio del consumidor.

IPDP: Índice de precio del productor.

MRCL: Responsabilidad comercial de AGC, en kWh.

PPBO: Precio promedio de bolsa, en $/kWh.

PREA: Pérdida real, en kWh.

RECCPICAS: Reconciliación, en $.

RPCA: Remuneración por confiabilidad, en USD/kWh.

TRBO: Transacciones en bolsa, en kWh.

TRBP: Transacciones en bolsa, en $.

TRMD: Tasa representativa del mercado, en USD.

TRMH: Valor dólar ultimo día hábil del mes, en $/USD.

VAGC: Servicios de AGC en $.

VCPA: Valor cubrimiento de pagos anticipados, en $.

VFAZ: Valor FAZNI, en $.

VRCL: Responsabilidad comercial de AGC, en $.

VRFP: Valor a pagar por regulación primaria de frecuencia, en $.

VRRT: Valor restricciones transportadores, en $.


VRSP: Valor de rentas de congestión descontando el valor de cubrimiento de pagos anticipados, en $.

FIMP: Factor impositivo aplicable al GMF.

VTRC: Valor total rentas de congestión, en $.

REIMP: Rentas por importaciones asignadas a otros mercados, en $.

REINT: Rentas asignadas a los enlaces internacionales, en $.

ERFI: Valor rendimientos financieros por exportaciones TIE para el sistema, en $.

MCND: Magnitud capacidad efectiva del sistema para servicios de CND, en kWh.

MSIC: Magnitud capacidad efectiva del sistema para servicios del SIC, en kWh.

VCND: Valor facturado por coordinación y despacho CND, en $.

VSIC: Valor facturado por servicios de administración SIC, en $.

CEEE: Costo equivalente de energía, en $/kWh.

OEFMP: Total en $ de las Obligaciones de Energía Firme mensual por submercado multiplicada por precio de la subasta utilizado para el cálculo del CEE.

CERE: Costo equivalente real en energía, en $/kWh.

MC: Precio promedio ponderado por energía, en $/kWh, de todos los contratos bilaterales liquidados en el Mercado de Energía Mayorista, con destino al mercado regulado

IMRA_GOP: Gasto operativo para el mes m Res 081/2007.

IMRA_RFP: Factor de productividad mensual Res 081/2007.

IMRA_AÑO: Año de Inicio de aplicación de la resolución 081 - 2007.

IMRA_AMES: Mes de Inicio de aplicación de la resolución 081 - 2007.


IMRA_IPC: Índice de precios al consumidor para la fecha base Res 081/2007.

IMRA_TGOPm: Total Gastos Operativos para el mes m.

IMRB_INV: Costo de inversiones reconocido para el mes m del año t Res 081/2007.

IMRB_TRINV: Total Remuneración de Inversiones correspondiente al programa quinquenal.

IMRC_TAJU: Total Ajustes anuales al Ingreso Máximo Regulado.

IMRD_IDS: Indicadores Satisfactorios Res 081/2007.

IMRD_MQM: Q del mes anterior en MWh Res 081/2007.

IMRD_TRREP: Total Remuneración de la Rentabilidad del Patrimonio.

IMRE_TIMR: Ingreso Máximo Regulado.

IMRF_SICT: Total de Ingresos SIC (30% de IMR).

IMRF_CNDT: Total de Ingresos CND (60% de IMR).

IMRA_A: Número de meses transcurridos desde la aplicación de la Resolución 081 del 2007

IMRA_IPCM: Índice de Precios al Consumidor reportado por el DANE para el mes m-1. Res 081/2007

IMRA_CB: Total de Compras de Energía en Bolsa para el mes m. Res 081/2007.

IMRA_CC: Total Compras de Contratos de Largo Plazo para el mes m. Res 081/2007.

CERE_ETDR: ETDR para Cargo por Confiabilidad, en kWh (Resolución CREG 071 de 2006).

CERE_VEBO: Ventas en bolsa de los recursos de generación no despachados centralmente, en kWh.

CEE_ETDP: Energía total demandada proyectada en el SIN en kWh.


VDLCC: Alivio Restricciones por devolución de dineros de la liquidación del cargo por confiabilidad (RRID), por incumplimientos en las pruebas de disponibilidad por Sistema, en $.

CERE_GRDC: Generación real de los recursos de generación despachados centralmente, en kWh.

IMRC_DB: Gastos de defensa judicial

IMRC_DC: Impuesto de renta

IMRC_DD: Proyecto análisis de oscilaciones

IMRC_DE: Gastos permanentes Resolución 097

IMRC_DF: Inversión Resolución 097

IMRC_DSA: Superávit delta m a devolver en 11 meses desde julio/2009

IMRC_DTT: Ajuste determinado de la fecha base Res 071/

IMRB_INVSA: Superávit programa quinquenal de Inversiones a devolver en 11 meses desde julio/2009

3.2.7 TSERVMM.TXn


Contiene el soporte a la liquidación de servicios CND, SIC y FAZNI.

FECHA

AGENTE

BENEFICIARIO

CONCEPTO

TIPOPAGO

VALOR

... MAGNITUD



FECHA: Fecha en formato YYYY-MM-DD correspondiente a la fecha del primer día del mes a publicar.

AGENTE: Código de cuatro caracteres asignado por el ASIC al agente o agentes que paga(n) o recibe(n).

BENEFICIARIO: Es quien recibe los valores liquidados por los conceptos que se informan en este archivo.

CONCEPTO: Código ASIC asignado al concepto del que se presenta información (Para resolución CREG 081 - 2007, el Valor SIC sin GMF se muestra en la variable CSV y el Valor SIC con GMF se muestra en la variable SIC).

TIPOPAGO: Es el código de la información base utilizado para la asignación del concepto liquidado.

VALOR: Valor a pagar o recibir por concepto liquidado.

MAGNITUD: Cantidad base utilizada para la asignación del concepto liquidado. Para el concepto B la cantidad es 0.

3.2.8 CRTHMM.TXn


Contiene información de los valores con los que se calcularon las proporciones de CRT por Planta.

AGENTE SUBMERCADO

FECHA ... HORAS


AGENTE: Código de cuatro caracteres asignado por el ASIC al agente del que se presenta información.


SUBMERCADO: Código asignado por el ASIC a la unidad o planta de generación de la que se presenta información.

FECHA: Fecha para la cual se está suministrando información.

CRT: Capacidad Remunerable Teórica asignada al recurso, en kWh.

HORAS: Cantidad de horas de la estación en las que estuvo en operación comercial el recurso de generación.

3.2.9 AFACMM.TXn


Muestra para cada uno de los agentes, todos los conceptos de la liquidación del Mercado Colombiano, con los cuales se pueden consolidar las Compras y Ventas Totales del Agente para un proceso de liquidación o ajuste mensual.

AGENTE

PERDIDA

REAL

DEMANDA REAL

COMPRAS EN

BOLSA

(KWH)

COMPRAS EN

BOLSA ($)

VENTAS EN BOLS

A (KWH

)

... VENTAS

ARRANQUE

Y PARA

DA ($)


AGENTE: Código SIC del respectivo agente.

PERDIDA REAL: Pérdida real, en kWh.

DEMANDA REAL: Demanda real, en kWh.

COMPRAS EN BOLSA (KWH): Compras en bolsa, en kWh.


COMPRAS EN BOLSA ($): Compras en bolsa, en $.

VENTAS EN BOLSA (KWH): Ventas en bolsa, en kWh.

VENTAS EN BOLSA ($): Ventas en bolsa, en $.

COMPRAS EN DESVIACION (KWH): Compras en desviación, en kWh.

COMPRAS EN DESVIACION ($): Compras en desviación, en $.

VENTAS EN DESVIACION (KWH): Ventas en desviación, en kWh.

VENTAS EN DESVIACION ($): Ventas en desviación, en $.

COMPRAS EN RECONCILIACION (KWH): Compras en reconciliación, en kWh.

COMPRAS EN RECONCILIACION ($): Compras en reconciliación, en $.

VENTAS EN RECONCILIACION (KWH): Ventas en reconciliación, en kWh.

VENTAS EN RECONCILIACION ($): Ventas en reconciliación, en $.

COMPRAS EN CONTRATOS: Compras en contratos, en kWh.

VENTAS EN CONTRATOS: Ventas en contratos, en kWh.

COMPRAS ENERGIA EN BOLSA (KWH): Compras energía en bolsa en kWh, incluye reconciliaciones.

COMPRAS ENERGIA EN BOLSA ($): Compras energía en bolsa en $, incluye reconciliaciones.

VENTAS ENERGIA EN BOLSA (KWH): Ventas energía en bolsa en kWh, incluye reconciliaciones.

VENTAS ENERGIA EN BOLSA ($): Ventas energía en bolsa en $, incluye reconciliaciones.

VR CARGO POR CONFIABILIDAD ($): Valor recaudado del Cargo por Confiabilidad, en $.

VD CARGO POR CONFIABILIDAD ($): Valor distribuido del Cargo por Confiabilidad, en $.


NETO CXC ($): Valor Neto, en ($).

COMPRAS CARGO POR CONFIABILIDAD ($): Compras Cargo por Confiabilidad, en ($).

VENTAS CARGO POR CONFIABILIDAD ($): Ventas Cargo por Confiabilidad, en ($).

COMPRAS EN BOLSA NACIONAL (KWH): Compras en bolsa nacional, en kWh.

COMPRAS EN BOLSA NACIONAL ($): Compras en bolsa nacional, en $.

VENTAS EN BOLSA NACIONAL (KWH): Ventas en bolsa nacional, en kWh.

VENTAS EN BOLSA NACIONAL ($): Ventas en bolsa nacional, en $.

COMPRAS EN BOLSA INTERNACIONAL (KWH): Compras en bolsa internacional, en kWh.

COMPRAS EN BOLSA INTERNACIONAL ($): Compras en bolsa internacional, en $.

VENTAS EN BOLSA INTERNACIONAL (KWH): Ventas en bolsa internacional, en kWh.

VENTAS EN BOLSA INTERNACIONAL ($): Ventas en bolsa internacional, en $.

SERVICIOS AGC ($): Servicios AGC, en $.

RESPONSABILIDAD COMERCIAL AGC (KWH): Responsabilidad comercial AGC, en kWh.

RESPONSABILIDAD COMERCIAL AGC ($): Responsabilidad comercial AGC, en $.

TOTAL COMPRAS ($): Total compras, en $.

TOTAL VENTAS ($): Total ventas, en $.

VALOR A PAGAR POR SRPF ($): Valor a pagar por servicio de regulación primaria de frecuencia, en $.


VALOR A RECIBIR POR SRPF ($): Valor a recibir por servicio de regulación primaria de frecuencia, en $.

TOTAL RESTRICCIONES ($): Total restricciones, en $.

RENTAS DE CONGESTION ($): Rentas de congestión, en $.

RESTRICCIONES ALIVIADAS ($): Restricciones aliviadas, en $.

VEBO (KWH): Ventas en bolsa de los recursos de generación no despachados centralmente, en kWh.

RENTAS DE CONGESTIÓN POR IMPORTACIÓN: Rentas de congestión por importación, en $.

DISTRIBUCIÓN SALDO NETO TIE EN MÉRITO ($): Distribución Saldo Neto TIE en mérito, en $.

DISTRIBUCIÓN SALDO NETO TIE FUERA DE MÉRITO ($): Distribución Saldo Neto TIE fuera de mérito, en $.

COMPRAS BOLSA CON SALDO NETO TIE MÉRITO ($): Compras bolsa con Saldo Neto TIE mérito, en $.

RENDIMIENTOS FINANCIEROS POR EXPORTACIONES TIE($): Valor rendimientos financieros por exportaciones TIE por agente comercializador total del mes, en $.

DEVOLUCION DINEROS DEL CARGO POR CONFIABILIDAD ($): Devolución de dineros de la Liquidación del Cargo por Confiabilidad(RRID) por incumplimientos en las pruebas de disponibilidad($).

COBRO DINERO CARGO POR CONFIABILIDAD ($): Devolución de dinero de la Liquidación del Cargo por Confiabilidad (RRID), por incumplimiento en Pruebas de Disponibilidad ($).

VR ARRANQUE Y PARADA ($): Valor a Cargo Total del Agente (Valor Recaudado) por Concepto de Arranque y Parada en $.

VD ARRANQUE Y PARADA ($): Valor a Favor Total del Agente (Valor a Distribuir) por Concepto de Arranque y Parada en $.


NETO ARRANQUE Y PARADA ($): Valor Neto a Cargo o a Favor del Agente por Concepto de Arranque y Parada (FA) en $.

COMPRAS ARRANQUE Y PARADA ($): Compras de Arranque y Parada en $.

VENTAS ARRANQUE Y PARADA ($): Ventas Arranque y Parada, en ($).

3.2.10 ACTUMM.TXn


Contiene los valores utilizados para obtener el valor de actualización, en la emisión de la liquidación de un ajuste de un mes anterior.

FECHA INICIAL

FECHA PROCES

O

DIAS PROCES

O

DIAS ANO

... TASA


FECHA INICIAL: Fecha del primer día del mes del ajuste.

FECHA PROCESO: Fecha del primer día hábil del mes siguiente al vencimiento original hasta llegar a la fecha del vencimiento actual.

DIAS PROCESO: Días que transcurren en cada mes hasta el vencimiento.

DIAS ANO: Número de días del año.

VALOR DTF: Valor de la DTF del mes respectivo.

TASA: Tasa de actualización de cada mes hasta llegar a la fecha del vencimiento actual.


3.2.11 LDCBMRMM.TXn


Detalle horario de todas las transacciones en contratos bilaterales liquidados en el Mercado de Energía Mayorista, con destino al mercado regulado.

FECHA

CODIGO

HORA 01

HORA 02

HORA 03

HORA 04

... HORA 24






VHDC: Valor real horario, en $, de todos los contratos bilaterales liquidados en el Mercado de Energía Mayorista, con destino al mercado regulado.

CHDC: Cantidad real horaria, en kWh, de todos los contratos bilaterales liquidados en el Mercado de Energía Mayorista, con destino al mercado regulado.

3.2.12 TSERV081MM.TXn


Contiene información para el Gravamen de Movimientos Financieros por Agente.


AGENTE RFIN ... GSIC


AGENTE: Código SIC del respectivo agente.

RFIN: Rendimientos Financieros, en $ (para cálculo del valor del servicio ASIC) por Agente.

GORI: Gravamen a Movimiento Financiero (GMF) original en $, sin la aplicación del factor impositivo y sin los rendimientos financieros por Agente.

GSIC: Gravamen a Movimiento Financiero (GMF) Final en $, con la aplicación del factor impositivo y los rendimientos financieros por Agente.

3.2.13 PARTIEMM.TXn


Participación de los agentes en la liquidación de transacciones de Energía en Bolsa por TIE.

AGENTE NOMBRE DEL

AGENTE

VENTAS DE

ENERGÍA EN BOLSA

($)

... RESTRICCIONES

INTERNACIONALES

($)


AGENTE: Código de cuatro caracteres asignado por el ASIC al agente o agentes participantes.

NOMBRE DEL AGENTE: Nombre largo del respectivo agente.


VENTAS DE ENERGÍA EN BOLSA ($): Ventas de Energía en Bolsa del Agente en pesos.

RESTRICCIONES NACIONALES ($): Restricciones Nacionales del Agente en pesos.

RESTRICCIONES INTERNACIONALES ($): Restricciones Internacionales del Agente en pesos.

3.2.14 CXCSBMM.TXn


Contiene la información mensual relacionada con el cálculo del cargo por confiabilidad es decir el VR (Valor a recaudar), el VD (Valor a distribuir) y el F (Diferencia entre el VD-VR). Este archivo se publicará a partir de la versión TXR.

SUBMERCADO

RRIM $

VENBONDC KWH/MES

CERE $/KW

H

VR $ VD $ ... F $



RRIM $: Remuneración real individual del mes en $.

VENBONDC KWH/MES: Ventas en Bolsa de las Unidades no despachadas centralmente en kWh.

CERE $/KWH: Costo equivalente real de energía en $/kWh.

VR $: Valor a recaudar en $.

VD $: Valor a distribuir en $.


F $: Es la diferencia entre Valor a distribuir y el valor a recaudar en $.

3.2.15 MITIE_3MMM.TXn


Liquidación mensual de las importaciones TIE cuando Colombia resulta como importador.

FECHA

AGENTE

ENLACE

CODIGO

HORA 01

HORA 02

... HORA 24






















PBON: Precio de Bolsa Nacional, en $/kWh.



VREP: Reconciliación positiva en USD.

TRMD: Tasa de cambio representativa del mercado (TRM), en $/USD para el día de operación.






4 Información General

4.1 BITACORAMMDD La bitácora es el medio utilizado por el SIC para informar a los agentes sobre los cambios y actualizaciones de la información y en el formato BITACOMMDD.TXT, donde DD es el día en que se desea informar a los agentes.

Estos archivos se localizan en el directorio PUBLICOK\SIC\COMERCIA\BITACORA\YYYY-MM y se crean cada vez que se genere nueva información, o se desea informar a los agentes sobe algún evento que afecta la liquidación y facturación de la Bolsa. La información contenida en este archivo es la siguiente:

La información contenida en este archivo es la siguiente:

FECHA : Fecha del día correspondiente a la actualización, es decir, fecha en que se actualizó la información en el servidor.

DESCRIPCIÓN : Identifica el archivo modificado y la causa de la modificación.

Información complementaria que resulta de las facturaciones de la Bolsa de Energía.

4.2 Deuda del Sector Eléctrico Bajo esta carpeta (PUBLICOK\SIC\COMERCIA\DEUDA), se ubica en forma mensual los informes de deuda del sector eléctrico.

Los informes que se pueden encontrar en este directorio son:

Estado de deuda vencida de empresas del sector: Deudmmaa.ppt


Evolución de deuda vencida del sector: Evdemmaa.ppt

Informe de recaudo de transacciones en bolsa: Recammaa.xls

Estado de cartera vencida de empresas del sector (Comparación de deuda vencida): Deudmmaa.xls. Donde mmaa corresponde a los dígitos del mes y año.


Documents

Información Generada por el Sistema de … · Web viewLos Expertos en Mercados Actualizado Saturday, 10 de October de 2009 TABLA DE CONTENIDO Información Privada 12 1.1 Distribuidor