RESOLUCIÓN 18 DE 1998 

(Febrero 18)

“Por la cual se modifica el numeral 3.4 del código de operación contenido en la Resolución CREG - 025 de 1995 y se deroga la Resolución CREG -215 de 1997”.

(Nota: Véase Resolución 71 de 2006 artículo 89 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas) 

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 143 de 1994, y el Decreto 1524 de 1994, y

CONSIDERANDO:

Que el literal i) del artículo 22 de la Ley 143 otorga como función a la CREG la de establecer el reglamento de operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del sistema interconectado nacional, después de haber oído los conceptos del consejo nacional de operación;

Que la CREG expidió la Resolución CREG-215 de 1997 mediante la cual se estableció el mecanismo para determinar el POR (precio de oferta de referencia), que a su vez sirve de base para establecer los precios de intervención aplicables a los embalses del sistema;

Que en la medida en que aumenta el número de embalses con precio de oferta intervenido, se empieza a configurar una situación de posición dominante en el mercado mayorista de electricidad, de aquellos agentes generadores que están en capacidad de fijar el precio de oferta de referencia, establecido en la citada resolución;

Que de acuerdo con el artículo 73 de la ley de servicios públicos domiciliarios (L. 142/94), es función y facultad de las comisiones de regulación establecer reglas que regulen los monopolios cuando la competencia no sea, de hecho, posible y, en los demás casos, promover la competencia para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes y no impliquen abuso de la posición dominante;

Que el literal a) del artículo 74.1 de la misma ley establece de manera particular que la CREG debe adoptar las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante, en desarrollo de lo cual, la CREG puede aplicar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado;

Que el Consejo de Estado, en sentencia de fecha doce (12) de febrero de 1998, ratificó las funciones de la CREG para implementar las medidas necesarias para prevenir el abuso de posición dominante;

Que la posición de las empresas en el mercado mayorista de electricidad puede experimentar modificaciones en el tiempo, motivo por el cual las reglas deben ajustarse si se establece la existencia de cambios objetivos y estos cambios así lo ameritan;

Que el consejo nacional de operación en reunión del día 12 de febrero del presente año, emitió concepto a la CREG sobre las modificaciones y las disposiciones que se adoptan en la presente resolución;

Que el CNO manifestó en su concepto que “la situación actual que vive el sistema no están dadas las condiciones necesarias para el funcionamiento del mercado, en momentos en que más del 70% de los recursos de generación se encuentran intervenidos” y estima que es necesario que se expidan normas que limiten la posición dominante de que puedan gozar algunos agentes”,

RESUELVE:

ART. 1º—La intervención de los precios de oferta de que trata el numeral 3.4 del código de operación contenido en la Resolución CREG-025 de 1995 quedará así:

“Cuando al recibir la información correspondiente al día anterior, hasta antes de las 06:00 a.m., se detecta que el nivel de un embalse se encuentra por debajo de su nivel mínimo operativo superior correspondiente al día de despacho o redespacho respectivo, dicho nivel y las hidrologías asociadas permanecerán confidenciales, hasta que se ponga a disposición de todos los agentes del mercado la información relativa a la oferta de precios. El precio de oferta de la planta que se encuentre en esta situación, será reemplazado por el valor que resulte de aplicar las siguientes reglas:

Se determinan los precios resultantes de interceptar, en la curva que relaciona precios y cantidades, los siguientes porcentajes de demanda a abastecer:

• (100% de demanda a abastecer - % de racionamiento declarado). El costo así establecido se denominará costo de racionamiento 1.

• (100% de demanda a abastecer - % de racionamiento declarado - 5%). El costo así establecido se denominará costo de racionamiento 2.

donde:

Eje horizontalPorcentaje de la demanda a abastecer eje vertical costos (US$/MWh)
Costo = “X” US$/MWhPrecio umbral
Costo = “Y” US$/MWhCosto del segmento 4 de la curva de costos de racionamiento estimada por UPME.

Corresponde a un racionamiento del 90%.

Los costos que determinan la curva de demanda a abastecer y la metodología de actualización mensual en pesos de tales costos, serán revisados por la UPME anualmente. Los resultados de dichas revisiones serán publicados a más tardar el 30 de noviembre de cada año.

b) Paso 1: Se ordenan los precios de oferta inferiores al costo de racionamiento 1, efectuados para cada planta y/o unidad del mercado mayorista de electricidad, de mayor a menor, agrupándolos por empresa de generación.

Paso 2: (Modificado).* Se excluyen del ordenamiento anterior, los precios de oferta de las siguientes plantas y/o unidades: precios ofertados por plantas cuyo precio de oferta se va a intervenir, precios ofertados por plantas con disponibilidad igual a cero y precios de oferta efectuados por agentes que declaren para el despacho inflexibilidad técnica de la totalidad de la disponibilidad de la planta y/o unidad y precios de oferta de plantas y/o unidades de generación que hayan ofertado por debajo del CEE. En el caso de que solicite redespacho por inflexibilidad técnica o variación de la inflexibilidad reportada para el despacho, no se considerará el precio de oferta de esta planta y/o unidad para el cálculo de los precios de intervención.

(Nota: Modificado por la Resolución 112 de 1998 artículo 21 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas).  

Paso 3: Del ordenamiento descrito en los pasos 1 y 2, se seleccionan el precio de oferta más alto de cada empresa. Estos precios se reordenan nuevamente de mayor a menor. Para dicho ordenamiento, los empates que se presenten se considerarán como datos independientes.

Paso 4: Para cada empresa de generación que posea embalses cuyo precio de oferta se va a intervenir, se determina un precio de oferta de referencia preliminar, igual al tercer precio de mayor a menor del conjunto de precios descrito en el paso 3, excluyendo previamente el precio de oferta seleccionado para dicha empresa.

Paso 5: De los precios de oferta de referencia preliminares determinados en el paso anterior se excluyen los valores repetidos y se calcula el promedio aritmético de los restantes. El precio así establecido se denomina precio de oferta de referencia y se constituye en la base única para calcular los precios de intervención de los embalses que sean sujetos a esta norma.

Finalizado el proceso descrito en el literal anterior, para niveles de embalse inferiores al mínimo operativo superior, pero superiores al mínimo operativo inferior, se determina el precio de intervención, el cual reemplazará el precio de oferta correspondiente, mediante la siguiente expresión:

 

 

PI: Precio de Intervención

CR1: Costo de racionamiento 1

MOI: Nivel mínimo operativo inferior

NE: Nivel del embalse

MOS: Nivel mínimo operativo superior

POR: Precio de oferta de referencia

Para niveles de embalse inferiores al mínimo operativo inferior, se determina el precio de intervención mediante la interpolación lineal entre los siguientes precios asociados con el nivel del embalse:

donde:

CR1: Costo de racionamiento 1

CR2: Costo de racionamiento 2

MOI: Nivel mínimo operativo inferior

MT: Nivel mínimo técnico

La intervención se efectúa por un período de 38 horas, comprendido entre el despacho instruido para las 10:00 a.m. del día en el cual se detecta que el nivel de un embalse es inferior al nivel mínimo operativo superior y hasta el despacho del día siguiente; la intervención de las primeras 14 horas se efectúa en el redespacho y las 24 horas restantes con los precios de oferta reportados para el día siguiente en el despacho económico.

Para el caso de aquellas plantas que poseen medición en tiempo real de su nivel de embalse, y cuyo nivel reportado esté por debajo de su nivel mínimo operativo superior, se realiza la intervención del precio de oferta a partir del redespacho siguiente.

Las empresas con medición en tiempo real de los niveles de embalse, deben reportar la medida al final de cada hora con un retraso máximo de treinta minutos”.

ART. 2º—La presente resolución rige a partir de su fecha de publicación en el Diario Oficial y deroga la Resolución CREG-215 de 1997 y las demás disposiciones que le sean contrarias. Por lo tanto, deberá ser tenida en cuenta para la intervención de las ofertas de precio realizadas un día después de su entrada en vigencia.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Santafé de Bogotá, D.C., 17 de febrero de 1998.

(Nota: Véase Resolución 71 de 2006 artículo 89 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)