Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 254 DE 2016

(Diciembre 26)

“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 constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524, 2253 de 1994 y 1260 de 2013,

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.

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 funciones de 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; valorar la capacidad de generación de respaldo de la oferta eficiente; definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía; y determinar las condiciones para la liberación gradual del mercado hacia la libre competencia.

De acuerdo con lo establecido en el literal c) del artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994 y el literal i) del artículo 23 de la Ley 143 del mismo año, le corresponde a la CREG establecer el reglamento de operación, para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista.

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”.

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 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”, la cual se encuentra suspendida hasta el 28 de febrero de 2017.

La Decisión CAN 757 establece el régimen transitorio aplicable a las transacciones internacionales de electricidad entre Colombia y Ecuador.

La CREG mediante la Resolución 4 de 2003 estableció la regulación aplicable a las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo (TIE), como parte del reglamento de operación. En dicha resolución se determina, como parte de los acuerdos comerciales entre Colombia y Ecuador, que las garantías aceptadas para las TIE serían el prepago de la energía transada.

La CREG expidió de forma transitoria la Resolución CREG 210 de 2015 con el fin de ajustar el monto de las garantías que se exigen en el Mercado de Energía Mayorista para la importación de energía bajo el esquema de las TIE, en condición crítica. El ajuste propuesto se motivó en el hecho de que el cálculo de las garantías de la Resolución CREG 4 de 2003 se realiza contemplando el precio máximo trasladable a la demanda, que en condición crítica corresponde al precio de escasez. La situación anterior, implica que no se recauda el suficiente dinero para importar energía en condición crítica.

En la medida que energía correspondiente a las desviaciones negativas de las obligaciones de energía firme (OEF) y la demanda no cubierta, sería cubierta con la energía proveniente de las importaciones, la diferencia entre el precio de bolsa y el precio de escasez que es necesario recaudar en garantías para viabilizar las importaciones bajo el esquema de TIE, debería ser asumida por los generadores desviados de sus OEF y la demanda no cubierta.

El mecanismo actual de ajuste de las TIE no contempla actualizaciones de las cantidades necesarias a importar, lo que imposibilita recalcular las garantías utilizando mejor información disponible y/o hacer frente a alguna contingencia no prevista. Por lo anterior, se considera pertinente que se permitan ajustes en el monto de las garantías, si se identifica que lo recaudado es insuficiente para las importaciones que se podrían realizar en el resto de la semana en curso.

La CREG considera que es pertinente establecer definitivamente el esquema de cálculo de garantías para las importaciones en condición crítica, así como definir un mecanismo de ajuste en el corto plazo, que permita cubrir cantidades de importación que no fueron previstas en la estimación que se realiza dos semanas antes del intercambio.

La CREG expidió para comentarios la Resolución CREG 138 de 2016, en la que se proponen los cambios anteriormente expuestos. Finalizado el período de consulta se recibieron los siguientes comentarios: XM radicados CREG E-2016-010987, E-2016-011660, Empresas Públicas de Medellín EPM radicado CREG E-2016-011653 e Isagen radicado CREG E-2016-011654. El análisis de estos comentarios, así como el que sustenta las medidas adoptadas en esta resolución se encuentra en el Documento CREG 158 de 2016.

Según lo señalado en el Decreto 1074 de 2015, no se informó de esta resolución a la Superintendencia de Industria y Comercio por cuanto se evaluó que no tiene incidencia sobre la libre competencia.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 754 del 26 de diciembre de 2016, acordó expedir la presente resolución.

RESUELVE:

ART. 1º—Modifíquese el artículo 23 de la Resolución CREG 4 de 2003. El artículo 23 de la Resolución CREG 4 de 2003, modificado por el artículo 1º de la Resolución CREG 116 de 2012, 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.

Para el efecto, semanalmente, el ASIC deberá:

PAR. 1º—Realizar el cálculo del monto semanal de garantías (MSG), para respaldar importaciones a través de un enlace i, el ASIC procederá así:

R254-1
 

Donde:

MSGs+2,i: Monto Semanal de Garantías para respaldar importaciones de electricidad a través del enlace i, para la semana s+2.

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.

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

PE: Último valor calculado del precio de escasez.

CEEs-1: Último valor calculado del Costo Equivalente en Energía para la semana s-1.

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.

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

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

h: Hora.

Para los casos en los que el PMs-1,h sea superior al precio de escasez, el ASIC calculará un monto adicional utilizando la siguiente expresión:

R254-2
 

Donde:

MSGOEF,S+2,i: Monto Semanal de Garantías por desviaciones negativas de OEF y demanda no cubierta para respaldar importaciones de electricidad a través del enlace i, para la semana s+2.

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.

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

PE: Último valor calculado del precio de escasez.

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.

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

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

h: Hora.

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. El procedimiento de ajustes será el siguiente:

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 S+2 de la siguiente manera:

R254-3
 

Donde:

δ1,s+2,i: Primer ajuste a la semana s+2 de operación, para el enlace i.

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

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.

δxTs+2,i: Ajuste por tasa de cambio no cubiertos por el mecanismo de cobertura a que hace referencia el Parágrafo 1º.

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

Adicionalmente, en los casos en los que el PMs-1,h sea superior al Precio de Escasez, el ASIC calculará un monto adicional de la siguiente manera:

R254-4
R254-4
 

Donde:

δ1,OEF, s+2,i: Primer ajuste a la semana s+2 de operación para desviaciones negativas de OEF y demanda no cubierta, 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.

δxTs+2,i: Ajuste por tasa de cambio no cubiertos por el mecanismo de cobertura a que hace referencia el Parágrafo 1º.

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 horarias de energía por el enlace i, los precios 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, después de la aplicación de lo dispuesto en el artículo 4º de la Resolución CREG 7 de 2013.

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, que servirá para asignar la participación en el monto de garantías de las TIE, así:

R254-5
 

Donde:

%Agentej,s+2: Porcentaje de participación en garantías de las TIE para agentes compradores de energía en bolsa para la semana s+2 del agente j.

VOBj,s+2: Valor en pesos de las compras horarias de energía en Bolsa para el agente j, 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.

Adicionalmente, cuando se haya calculado MSGOEF,s+2,i o δ1,OEF,s+2,i, el ASIC calculará un porcentaje de participación para los agentes con demanda no cubierta utilizando la fórmula anterior y para los agentes con desviaciones negativas de OEF así:

Para cada día de la última semana para la que se tenga información en versión TX2 o TXF se debe realizar el siguiente cálculo:

R254-6
 

Donde:

%Agente_OEFj,d: Porcentaje de participación del agente j, en las desviaciones negativas de OEF y la demanda no cubierta, en el día d.

DesvOEFj,d: Valor en pesos de las desviaciones negativas de OEF para el agente j, en el día d.

ΣDesvOEFd: Sumatoria de los valores en pesos de las desviaciones negativas de OEF, en el día d.

El porcentaje de cada agente para asignar la participación en el monto de garantías de las TIE para desviaciones negativas de OEF corresponderá al promedio de participación en las desviaciones de cada día de la última semana para la que se tenga información en versión TX2 o TXF más un medio de la desviación estándar de las mismas, y se calculará así:

R254-7
 

%Agente_OEFj,s+2: Porcentaje de participación en garantías de las TIE para desviaciones negativas de para la semana s+2 del agente j.

Σd%Agente_OEFj,d: Sumatoria en los días de la semana del porcentaje de participación del agente j, en las desviaciones negativas de OEF en el día d de la última semana para la que se tenga información en versión TX2 o TXF.

#d: Número de días de la semana.

desv.est(%AgenteOEFj,d: Desviación estándar de los porcentajes de participación del agente j en el día d de la última semana para la que se tenga información en versión TX2 o TXF.

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”.

PAR. 9º—Ante la activación de la TIE de importación, y en caso de que el CND, con la mejor información disponible, evidencie que el monto de las garantías constituidas no es suficiente para respaldar las importaciones, este informará al ASIC, antes de las 12 del día, las cantidades necesarias y el precio de oferta para que este último realice ajustes extraordinarios a las garantías, que deberán ser pagados como máximo un (1) día hábil después de ser solicitados. En caso de que algún agente no pague la totalidad del ajuste extraordinario, y de ser necesario se recalculará la cantidad a importar.

PAR. 10.—En caso de que el ASIC, con la mejor información disponible, evidencie que a algún agente se le incremente el valor en pesos de desviaciones negativas, este realizará ajustes extraordinarios a las garantías que deberán ser pagados 2 días hábiles después de ser solicitados. En caso de que algún agente no pague la totalidad del ajuste extraordinario, y en caso de ser necesario se recalculará la cantidad a importar.

ART. 2º—Adiciónese el siguiente parágrafo al artículo 33 de la Resolución CREG 4 de 2003. Al artículo 33 de la Resolución CREG 4 de 2003 se le adicionará el siguiente parágrafo:

PAR.—Cuando se originen deudas en el mercado por el no pago de uno o varios agentes con desviaciones negativas de OEF o demanda no cubierta de las TIE, estas serán asumidas por los demás agentes con desviaciones negativas de OEF o demanda no cubierta. El cierre de las cuentas solo podrá realizarse en el vencimiento del mes siguiente al de operación y no se reconocerán intereses sobre este dinero.

ART. 3º—Vigencia. Esta resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 26 de diciembre de 2016