Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 116 DE 2012

(Octubre 8)

“Por la cual se modifica la Resolución CREG 4 de 2003 que establece la regulación aplicable a las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo, TIE”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

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

CONSIDERANDO QUE:

Es deber del Estado, en relación con el servicio de electricidad, abastecer la demanda de energía nacional bajo criterios económicos y viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país, de acuerdo con lo establecido en el artículo 4º de la Ley 143 de 1994.

Para el cumplimiento del objetivo definido en el artículo 20 de la Ley 143 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en relación con el servicio de electricidad, tiene dentro de sus funciones generales, la de asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, y promover y preservar la competencia.

La Ley 142 de 1994, en su artículo 23, inciso 3º, fijó la siguiente política en cuanto al intercambio internacional de electricidad “La obtención en el exterior de agua, gas combustible, energía o acceso a redes, para beneficio de usuarios en Colombia, no estará sujeta a restricciones ni a contribución alguna arancelaria o de otra naturaleza, ni a permisos administrativos distintos de los que se apliquen a actividades internas de la misma clase, pero sí a las normas cambiarias y fiscales comunes. Las comisiones de regulación, sin embargo, podrán prohibir que se facilite a usuarios en el exterior el agua, el gas combustible, la energía, o el acceso a redes, cuando haya usuarios en Colombia a quienes exista la posibilidad física y financiera de atender, pero cuya demanda no hubiese sido satisfecha a las tarifas que resulten de las fórmulas aprobadas por las comisiones”.

La Ley 143 de 1994, en su artículo 34, asignó al Centro Nacional de Despacho (CND) las siguientes funciones:

“b) Ejercer la coordinación, supervisión, control y análisis de la operación de los recursos de generación, interconexión y transmisión incluyendo las interconexiones internacionales.

“c) Determinar el valor de los intercambios resultantes de la operación de los recursos energéticos del sistema interconectado nacional.

“d) Coordinar la programación del mantenimiento de las centrales de generación y de las líneas de interconexión y transmisión de la red eléctrica nacional”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene la facultad legal de establecer el reglamento de operación, el cual incluye los principios, criterios y procedimientos para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía eléctrica, de conformidad con lo señalado en las leyes 142 y 143 de 1994.

La Comisión de la Comunidad Andina, en reunión ampliada con los ministros de energía, adoptó el 19 de diciembre de 2002 la Decisión CAN 536 “Marco general para la interconexión subregional de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario de electricidad”.

Mediante la Resolución CREG 4 de 2003 y en cumplimiento de lo señalado en la Decisión CAN 536, la Comisión de Regulación de Energía y Gas estableció la regulación aplicable a las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo, TIE, la cual hace parte del reglamento de operación.

La Resolución CREG 4 de 2003 establece disposiciones sobre el cálculo de las garantías que se deben constituir para efectos de las TIE y sobre el manejo de los pagos anticipados. Estas disposiciones fueron modificadas por las resoluciones 14 de 2004 y 96 de 2008.

La Comisión de la Comunidad Andina adoptó el 4 de noviembre de 2009 la Decisión CAN 720 Sobre la vigencia de la Decisión 536 “Marco general para la interconexión subregional de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario de electricidad”.

Así mismo, el 22 de agosto de 2011, la Comisión de la Comunidad Andina aprobó la Decisión 757 Sobre la vigencia de la Decisión 536 “Marco general para la interconexión subregional de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario de electricidad”.

Las resoluciones CREG 157 de 2011 y 43 de 2012 modificaron los plazos de liquidación y facturación de las transacciones en el mercado mayorista.

De acuerdo con las modificaciones en los plazos para la liquidación y facturación en el mercado de electricidad mayorista, la Comisión de Regulación de Energía y Gas encuentra necesario ajustar la Resolución CREG 4 de 2003, estableciendo medidas para la asignación de los costos de cubrimiento de los riesgos cambiarios, con el objetivo de evitar incumplimientos en las transacciones internacionales de electricidad.

En consecuencia la Comisión publicó para comentarios la Resolución CREG 96 de 2012 en la cual se plantea una modificación a la Resolución CREG 4 de 2003 que establece la regulación aplicable a las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo, TIE. Las razones que fundamentan la propuesta se presentaron en el documento CREG 053 de 2012.

Se recibieron comentarios a la Resolución 96 de 2012 de XM S.A. ESP, Isagén S.A. ESP y EPM S.A. ESP, los cuales se analizan y responden en el documento CREG 065 de 2012, en el cual se fundamenta esta decisión.

Conforme a lo establecido en la Ley 1340 de 2009 y el Decreto 2897 de 2010, esta resolución no se informó a la Superintendencia de Industria y Comercio por cuanto no contiene medidas que planteen una restricción indebida a la libre competencia.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 537 del 8 de octubre de 2012, acordó expedir esta resolución.

RESUELVE:

ART. 1º—Garantías. El artículo 23 de la Resolución CREG 4 de 2003 quedará así:

“ART. 23.—Garantías. Con el fin de cubrir el monto esperado de las obligaciones económicas derivadas de las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo, TIE, todos los agentes que realicen compras horarias de energía en la Bolsa deberán pagar anticipadamente, el valor estimado de las importaciones semanales que se realicen desde los mercados de los países de la Comunidad Andina o países con los que se tenga una integración regulatoria de mercados eléctricos en las condiciones de la presente resolución.

Para el efecto, semanalmente, el ASIC deberá:

i) Estimar las cantidades de electricidad a importar de los otros sistemas, según las condiciones de operación establecidas por los operadores de los sistemas en relación con la máxima capacidad de los enlaces internacionales. Esta estimación tendrá una actualización semanal y contará con un balance neto cada mes. Este ajuste mensual final, al monto de las garantías semanales estimadas, se hará a partir de los resultados de la segunda liquidación, para efectos de facturación.

ii) Estimar el monto total semanal de garantías a asignar a los agentes del mercado colombiano, para respaldar las importaciones de electricidad, a través de los enlaces internacionales, teniendo en cuenta el valor del literal anterior, el Precio promedio ponderado horario de bolsa menos el costo equivalente de energía, según el parágrafo uno del presente artículo, y el costo de cobertura por riesgo cambiario, el cual debe reflejar las condiciones reales del mercado internacional de divisas y estar definido por una entidad bancaria acreditada ante la Superintendencia Financiera de Colombia.

iii) Determinar la participación de cada uno de los agentes en las compras horarias de energía en la bolsa, según lo definido en el parágrafo 6 del presente artículo. Con estos valores, el ASIC asignará a los agentes el valor de las garantías estimadas, a prorrata de su participación.

iv) Realizar los ajustes al monto semanal de garantías que debe realizar cada agente de acuerdo con los resultados reales de la semana de operación, obtenidos de las lecturas de los medidores y los precios reales disponibles según la regulación vigente.

v) El valor en dólares del pago anticipado será calculado por el ASIC con la tasa de cambio para compra de divisas que sea acordada, por este y el intermediario del mercado cambiario, para el día en el que se intercambie la información con el Administrador del mercado exportador.

PAR. 1º—Para el cálculo del monto semanal de garantías (MSG), para respaldar importaciones a realizar a través de un enlace i, el ASIC aplicará la siguiente fórmula:

 

ecu1 r116.bmp
 

 

Donde:

MSGs+2,i: monto semanal de garantías para respaldar importaciones de electricidad a través del enlace i, para la semana s+2.

i: Enlace a través del cual se harán las importaciones de electricidad a garantizar.

PMs-1,h: Precio promedio ponderado horario de bolsa de la semana s-1.

CEEs-1: último valor calculado del costo equivalente en energía para la semana s-1.

s: semana en que se realiza la estimación de las garantías.

MXTi,h.s+2: máxima transferencia horaria por el enlace i estimada para la semana s+2, según las condiciones de operación establecidas por los operadores de los sistemas en relación con la máxima capacidad de los enlaces internacionales.

h: hora.

CCs+2,i: costo de la cobertura por el riesgo cambiario en los intercambios de energía por el enlace i para la semana s+2, según las condiciones reales del mercado internacional de divisas y definido por una entidad financiera acreditada.

El monto total a garantizar corresponde a la sumatoria de los MSG de todos los enlaces internacionales.

PAR. 2º—El ASIC para llevar a cabo la actualización semanal hará ajustes al cálculo del monto semanal de garantías, MSG; para cada enlace i, procederá así:

Primer ajuste semanal. El primer ajuste semanal se debe realizar el día viernes de la semana s+2 considerando las transacciones TIE reales efectuadas durante los primeros seis (6) días de operación de la semana 31-2 utilizando la siguiente expresión.

 

ecu2 r116.bmp
 

 

Donde:

 

ecu3 r116.bmp
 

 

Primer ajuste a la semana s+2 de operación, para el enlace i.

Sum(RTh,i): suma de las transferencias reales horarias de energía por el enlace i, resultado de las lecturas de los medidores reportados conforme a las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 6 de 2003 o las normas que la modifiquen o sustituyan, para los primeros seis (6) días de operación de la semana s+2, y para el séptimo día se utilizarán los valores estimados para la MXT.

Ph,s+2: precio horario de bolsa para los primeros cinco (5) días de la semana s+2, para los días seis (6) y siete (7) de esta semana, el P corresponderá al máximo precio horario liquidado para este tipo de día calendario, durante los primeros cinco (5) días de operación de dicha semana.

CEEs+2: último valor calculado del costo equivalente en energía para la semana s+2.

 

ecu4 r116.bmp
 

 

Ajuste por tasa de cambio no cubiertos por el mecanismo de cobertura a que hace referencia el parágrafo 1.

Segundo ajuste semanal. El segundo ajuste semanal se deberá realizar el día viernes de la semana (s+3), considerando el procedimiento establecido para el primer ajuste semanal descrito anteriormente y utilizando la suma de las transferencias reales horarios de energía por el enlace i, los precias horarios de Bolsa de las transacciones TIE reales para la semana s+2 resultantes de la segunda liquidación para dicha semana y el último valor calculado del costo equivalente en energía para la semana s+2.

PAR. 3º—La sumatoria de los ajustes semanales al MSG para cada uno de los enlaces, serán considerados como faltantes o excedentes netos para la determinación del MSG de la nueva semana de operación.

PAR. 4º—Para cada agente, el ASIC conciliará las diferencias asignadas a cada uno, presentadas entre las transacciones TIE reales, ya sean en mérito o fuera de mérito, y los pagos por garantías efectuados por el agente durante el mes.

Una vez realizado el ajuste final mensual este deberá ser informado a cada uno de los agentes, antes de la fecha de vencimiento, con independencia de la fecha de pago de las diferencias que existan a favor o en contra de los mismos, o del cruce de cuentas autorizado por los agentes.

El ASIC podrá reaplicar pagos para cubrir obligaciones resultantes de la aplicación de la Resolución CREG 7 de 2003 u otras obligaciones a cargo del mismo en el MEM, con previa autorización del agente, para lo cual podrá utilizar los recursos disponibles correspondientes a los excedentes de las garantías asignadas por concepto de TIE.

PAR. 5º—Para efectos del pago anticipado de las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo —TIE— las semanas iniciarán el día sábado y terminarán el día viernes.

PAR. 6º—El ASIC determinará el porcentaje de participación de cada uno de los agentes en las compras horarias de energía en bolsa, que servirá para asignar la participación en el monto de garantías de las TIE, así.

%Agentej,s+2 = (VOBs+2/Σ VOBs+2) x 100

%Agentej,s+2: porcentaje de participación en garantías de los TIE para la semana s+2 del agente j

VOBs+2: valor en pesos de las compras horarias de energía en bolsa para cada agente, estimado utilizando la información de fronteras y contratos registradas por el agente para la semana s+2 y el precio de bolsa liquidado para la semana s-1, sin incluir las de los sistemas de los países con los cuales se tiene una integración regulatoria de mercados.

ΣVOBs+2: sumatoria de los valores en pesos de las compras horarias de energía en bolsa de todos los agentes, estimados utilizando la información de fronteras y contratos registradas por todos agentes para la semana s+2 y el precio de bolsa liquidado para la semana s-1, sin incluir las de los sistemas de los países con los cuales se tiene una integración regulatoria de mercados.

PAR. 7º—El ASIC informará a los agentes el viernes de cada semana, a más tardar a las 15:00 horas, el monto del pago anticipado que deben efectuar para garantizar las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo TIE, de la semana s+2.

PAR. 8º—El ASIC, en los acuerdos comerciales que suscriba con los otros administradores de los mercados de electricidad de los otros países, tendrá en cuenta el procedimiento previsto en este artículo para el cálculo de los pagos anticipados semanales que depositarán los agentes en una cuenta independiente mediante cheque o mediante transferencia electrónica”.

(Nota: Véase Resolución 210 de 2015 artículo 2º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Véase Resolución 140 de 2017 artículo 9º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 2º—Manejo de los recursos del pago anticipado y asignación de costos. El artículo 24 de la Resolución CREG 4 de 2003 quedará así:

“ART. 24.—Manejo de los recursos del pago anticipado y asignación de costos. En el caso de importaciones del mercado Colombiano, el ASIC girará a la cuenta que señale el administrador del mercado exportador, el valor semanal correspondiente al pago anticipado estimado de dichas importaciones, de acuerdo con el procedimiento de cálculo de garantías previsto en artículo 23 de esta resolución y el cual deberá incluirse en el contenido en los acuerdos comerciales.

En el caso de las exportaciones efectuadas por el mercado colombiano hacia otros mercados, el ASIC abrirá una cuenta en dólares en la que el administrador del mercado importador depositará el valor semanal correspondiente al pago anticipado de las importaciones previstas, de acuerdo con el procedimiento de cálculo de garantías previsto en artículo 23 de esta resolución, sin considerar el costo de cobertura, y el cual deberá incluirse en el contenido en los acuerdos comerciales.

PAR. 1º—Los costos se asignarán de la siguiente manera:

En el caso de importaciones, los costos financieros, impuestos y costos de cobertura, serán asignados semanalmente a prorrata de la participación de los agentes en el monto total de garantías.

En el caso de exportaciones, los costos financieros, de impuestos y los costos de cobertura se asignarán semanalmente a la cuenta de restricciones. Se recaudarán en efectivo a través de las garantías del mercado, teniendo en cuenta los mismos plazos de las garantías TIE.

Los costos que puedan causar ajustes a las facturaciones TIE de exportación e importación debido a la monetización o compra/venta de divisas a través del intermediario bancada, así como el gravamen a los movimientos financieros e impuestos, se recaudarán en la siguiente estimación del monto semanal de garantías. En el caso de exportaciones, se recaudarán en efectivo a través de las garantías del mercado por concepto de restricciones, teniendo en cuenta los mismos plazos de las garantías TIE. En el caso de importaciones, se recaudarán a prorrata de la participación de los agentes en el monto total de garantías.

PAR. 2º—Los rendimientos financieros derivados de:

Los pagos anticipados efectuados al mercado colombiano por concepto de exportaciones TIE realizadas hacia los sistemas de los otros países regulatoriamente integrados, desde el día diez (10) calendario de cada mes, hasta el día del vencimiento de las transacciones en el mercado mayorista de conformidad con la regulación vigente en Colombia, serán asignados anualmente a la demanda doméstica para el cubrimiento de los costos asociados a la cuenta de exportación y disminución del costo de restricciones.

Los pagos anticipados efectuados por el mercado colombiano, por concepto de las importaciones TIE realizadas desde los sistemas de los otros países regulatoriamente integrados, desde el día del depósito de los recursos hasta el día diez (10) calendario del mes correspondiente, serán asignados anualmente a prorrata de la participación de los agentes en el monto total de garantías, con independencia de la fecha de depósito de las mismas.

PAR. 3º—Para cubrir costos que no se paguen por eventuales incumplimientos a causa de agentes retirados del mercado mayorista de electricidad (MEM) con los mercados regulatoriamente integrados, por concepto de ajustes semanales de los montos semanales de garantías, se dejará un monto de 10.000.000 de pesos en la cuenta de importación administrada por el ASIC. Este valor será indexado anualmente con el índice de precios al productor (IPP) para lo cual se utilizarán los rendimientos generados durante el período. Si llegasen a existir faltantes estos se recaudarán en la siguiente estimación del monto semanal de garantías a prorrata de la participación de cada agente.

El monto de que trata el inciso anterior, será recaudado durante un mes a prorrata de la participación de los agentes en el monto semanal de garantías.

En caso de hacer uso de éste monto, se recaudará nuevamente durante el mes siguiente a prorrata de la participación de los agentes que participen en el monto semanal de garantías”.

ART. 3º—Vigencia. La presente resolución rige a partir a su el Diario Oficial y deroga las normas que le sean contrarias.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 8 de octubre de 2012.