RESOLUCIÓN 111 DE 2000 

(Diciembre 26)

“Por la cual se modifican algunas disposiciones contenidas en la Resolución CREG-116 de 1996”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial de las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994 y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO:

Que la Ley 143 de 1994, artículo 20, definió como objetivo fundamental de la regulación en el sector eléctrico, asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio;

Que para el cumplimiento del objetivo señalado, la Ley 143 de 1994, artículo 23, le atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, entre otras, las siguientes funciones:

• Crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la competencia, para lo cual la oferta eficiente, en el sector eléctrico, debe tener en cuenta la capacidad de generación de respaldo.

• Establecer el reglamento de operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del sistema interconectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía.

• Definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía.

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

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en desarrollo de los objetivos y funciones señaladas mediante la Resolución CREG-001 de 1996 creó un cargo por capacidad en el mercado mayorista;

Que mediante la Resolución CREG-116 de 1996, se adoptaron las normas de carácter general, impersonal y abstracto sobre el método de cálculo del cargo por capacidad en el mercado mayorista de electricidad, las cuales han sido precisadas y aclaradas por las resoluciones CREG-113 de 1998 y CREG-47 y CREG-59 de 1999;

Que el cargo por capacidad busca garantizar la disponibilidad de una oferta eficiente de energía eléctrica capaz de abastecer la demanda en el sistema interconectado nacional, mediante la remuneración parcial de la inversión por kilovatio instalado de los generadores que contribuyen a la confiabilidad del sistema, bajo criterios de eficiencia y de hidrología crítica;

Que tal como se anunció mediante la Resolución CREG-29 de 2000, la Comisión de Regulación de Energía y Gas ha analizado la experiencia de los primeros años de vigencia del cargo por capacidad, especialmente las cuatro asignaciones que se han hecho del mismo, así como la experiencia del último período de fenómeno del niño (1997-1998), y ha encontrado que, con el fin de lograr de una mejor forma el cumplimiento de los objetivos legales previstos con el establecimiento del mencionado cargo, se deben introducir modificaciones para mejorar su cálculo y aplicación;

Que mediante la Resolución CREG-72 de 2000, corregida y aclarada por la Resolución CREG-77 de 2000, se introdujeron ajustes al método de cálculo del cargo por capacidad, con el objetivo fundamental de reflejar señales necesarias para la sostenibilidad del sistema interconectado nacional a largo plazo, y por ende, para la confiabilidad y la prestación eficiente del servicio público domiciliario de electricidad, consistentes en evaluar la firmeza específica de cada planta y/o unidad de generación y dar una mayor estabilidad al cargo en su variación anual, lo cual resulta acorde con su objetivo de mediano plazo;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas consideró que, igualmente, las señales antes mencionadas permitirían en un futuro cercano una posible transición hacia un esquema de mercado para la asignación del cargo por capacidad;

Que la CREG consideró conveniente establecer de manera explícita el método de cálculo de la hidrología crítica de que trata la Resolución CREG-77 de 2000 para cada uno de los ríos que conforman el sistema interconectado nacional, dada la importancia de dicha hidrología para la protección del sistema;

Que la CREG llevará a cabo un estudio de consolidación y homogenización de las series hidrológicas históricas, y mientras tanto, se considera que la información base para el cálculo de dichas series deberá ser la reportada por las empresas y aprobada por el CNO mediante el procedimiento definido por este organismo;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en cumplimiento del literal i), del artículo 23 de la Ley 143 de 1994, oyó el concepto del consejo nacional de operación sobre las normas contenidas en esta resolución;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión número 141 del 26 de diciembre de 2000, acordó expedir la presente resolución,

RESUELVE:

ART. 1º—Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:

Factor serie menor. Coeficiente numérico por el cual se multiplica el valor de una serie hidrológica principal para obtener el valor de una serie menor.

Información hidrológica operativa del SIN. Información diaria reportada al CND, correspondiente a lo establecido en el numeral 6.2 (declaración de datos hidrológicos) de la Resolución CREG-25 de 1995 (código de operación) y demás normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan y la cual se publica como informe de operación de ISA o de la empresa donde opere el CND.

Información hidrológica oficial del SIN. Información hidrológica de los aportes de los ríos del SIN evaluada y aprobada por el procedimiento para verificación de parámetros establecido por el CNO en el acta de reunión 74 del 16 de julio de 1998 y los acuerdos que la modifiquen o sustituyan. Para las series hidrológicas que hasta la fecha no se han sometido a este procedimiento la información hidrológica oficial del SIN es la información hidrológica con que contaba el CND antes del 16 de julio de 1998. Para las series hidrológicas de proyectos nuevos la información hidrológica oficial del SIN será, mientras se someten al procedimiento de aprobación del CNO, aquella reportada en los respectivos comités o subcomités técnicos del consejo nacional de operación, o en su defecto la reportada para el cargo por capacidad del año 1999.

Serie hidrológica única del SIN. Serie hidrológica obtenida después de ejecutar el siguiente procedimiento:

(1) Información hidrológica oficial del SIN.

(2) La serie del numeral (1) actualizada con la información hidrológica operativa del SIN hasta el mes de diciembre del año T-2 para el cual se calcula la CRT.

(3) En caso de presentarse faltantes en la serie del numeral (2), éstos se reemplazarán con la información hidrológica operativa del SIN.

(4) En caso de presentarse faltantes para un mes dado en la serie del numeral (3), éstos se reemplazarán por el valor promedio para este mes de toda la serie del numeral (3).

(5) En caso de existir números negativos en la serie del numeral (4), éstos se reemplazarán por el valor 0.01.

(6) Para los ríos secundarios se usará el factor serie menor utilizado para el cálculo de la CRT del cargo por capacidad correspondiente al verano 1996-1997.

Una vez que la CREG obtenga los resultados del estudio que llevará a cabo sobre consolidación y homogenización de las series hidrológicas históricas, decidirá sobre la adopción de una serie hidrológica única del SIN con base en los análisis de dichos resultados.

ART. 2º—El anexo número 1 de la Resolución CREG-116 de 1996, modificado por los artículos 5º y 7º de la Resolución CREG-113 de 1998, por el artículo 3º de la Resolución CREG-47 de 1999 y por el artículo 1º de la Resolución CREG-59 de 1999, quedará así:

“Anexo numero 1

Parámetros básicos del modelo de largo plazo

El modelo de largo plazo del CND se correrá utilizando los siguientes parámetros básicos en las corridas que son objeto de la presente resolución, con la información remitida por la CREG, correspondiente a la suministrada por los agentes en el formato establecido en el anexo número 4 de la presente resolución, y con la información de la UPME y del CND, a más tardar el 15 de noviembre de cada año:

a) Para el cálculo de la CRT de la estación de verano que se inicia en diciembre del año T, se partirá de los niveles de los embalses al 1º de diciembre del año T-1, y se usará para los veinticuatro meses siguientes a partir de esa fecha, una única serie hidrológica que se determinará de la siguiente manera:

 

= Caudales del río i en el mes m.

= Caudales para el río i en el mes m correspondiente al bienio n.

n = Bienios que comienzan en diciembre de 1950, diciembre de 1952, diciembre de 1956, diciembre de 1964, diciembre de 1967, diciembre de 1971, diciembre de 1975, diciembre de 1978, diciembre de 1981, diciembre de 1985, diciembre de 1990 y en diciembre de 1996. La CREG podrá incluir períodos críticos adicionales a medida que estos se presenten.

i 1,…, I; son los ríos que conforman el SIN para los cuales existan series históricas para alguno de los bienios n.

El resto del horizonte será corrido con las series hidrológicas corrientes del modelo.

La información base para la aplicación de este literal corresponde a la serie hidrológica única del SIN;

b) Para el cálculo de la CRT de cada estación de verano, se tendrán en cuenta los niveles mínimos operativos de los embalses;

c) Para las plantas hidráulicas que hayan entrado a operar en el mercado mayorista en fechas posteriores al primero de diciembre del año T-1 su nivel de embalse será el correspondiente al que haya tenido al entrar en operación comercial, o el que prevea tener en el evento en que se trate de plantas cuya entrada en operación comercial sea en fecha posterior al 15 de noviembre del año T;

d) El modelo reflejará para todo su horizonte los índices de indisponibilidad de largo plazo (IH), calculados por los agentes de acuerdo con la metodología vigente. La indisponibilidad correspondiente a los mantenimientos programados no será considerada para el cálculo de la CRT de verano;

e) Para las plantas y/o unidades de generación nuevas, el IH será el establecido en el anexo CO-1 de la Resolución CREG-25 de 1995;

f) Para el cálculo de la CRT no se considerará la entrada de nuevos proyectos de generación con fecha de entrada posterior al 30 de abril del año T+1 para el cual se calcula la CRT del cargo por capacidad. Los parámetros de crecimiento de la demanda, de vulnerabilidad, de confiabilidad, de suministro, de costo de racionamiento y las fechas más probables de futuros proyectos de generación en el horizonte del modelo serán suministrados por la Unidad de Planeamiento Minero Energético, UPME. El modelo usará el escenario de demanda alta neta, y ajustará la capacidad remunerable teórica total de forma que cubra el 105% del escenario de demanda alta neta en cada mes del verano, descontando la generación de las plantas no despachadas centralmente, con el fin de reflejar condiciones críticas y cubrir un margen de contingencias. Ver anexo número 3 de esta resolución;

g) Costos de combustible de gas natural. Los costos de combustible por concepto de suministro de gas natural serán los correspondientes al precio máximo regulado establecido en la Resolución CREG-23 de 2000, o aquellas que la modifiquen o complementen, de los campos productores donde el generador manifieste, a más tardar el 10 de noviembre, que compra su gas. Para el gas proveniente de campos que a la entrada en vigencia de la presente resolución, tengan régimen de precio libre, los costos serán los que declare cada generador ante la CREG, lo cual deberán hacer a más tardar el 10 de noviembre.

Los costos por concepto de transporte corresponderán al cargo variable que remunere el 50% de la inversión en la pareja de cargos regulados correspondiente al gasoducto o gasoductos utilizados, aprobada por la CREG en desarrollo de la Resolución CREG-1 de 2000. En caso de no contar con estos cargos al momento del cálculo de la CRT del cargo por capacidad, se utilizará como costo de transporte el correspondiente a los cargos variables establecidos en las resoluciones CREG-19 de 1994 y CREG-57 de 1996.

En caso que el generador compre su gas de más de un campo productor, deberá declarar a la CREG qué proporción del total de gas utilizado proviene de cada uno de ellos, para poder calcular el costo variable ponderado de suministro y transporte.

Los costos de transporte y de suministro se expresan como $/unidad de combustible, utilizando la tasa representativa del mercado certificada por la Superintendencia Bancaria al 31 de octubre del año T para el cual se calcula la CRT del cargo por capacidad, cuando fuere del caso, y un poder calorífico único de 1 Mbtu/Kpc;

h) Para las plantas y/o unidades de generación que se hayan retirado del SIN durante el año en el cual se calcula el cargo por capacidad, se utilizará la información reportada que se haya utilizado para calcular el cargo por capacidad del año inmediatamente anterior, e

i) Costos de combustible diferentes al gas natural. Los costos de combustible por concepto de suministro y transporte para las plantas que generen con combustibles diferentes al gas natural, serán los que reporte la UPME expresado como $/unidad de combustible.

Cada año, la CREG actualizará con el CND el conjunto de parámetros técnicos y económicos del modelo y le dará su visto bueno antes de las corridas que son objeto de la presente resolución”.

ART. 3º—La presente resolución rige a partir de su fecha de publicación en el Diario Oficial, e incorpora, modifica y sustituye la Resolución CREG-77 de 2000 y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 26 de diciembre de 2000.