Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 44 DE 2016 

(Abril 1º)

“Por la cual se modifica transitoriamente la declaración de la disponibilidad por los agentes generadores en el mercado de energía mayorista”.

(Nota: Derogada por la Resolución 53 de 2016 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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:

Según la Ley 143 de 1994, artículo 4º, el Estado, en relación con el servicio de electricidad, tendrá como objetivos en el cumplimiento de sus funciones, los de abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país; asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector; y mantener los niveles de calidad y seguridad establecidos.

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 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.

— 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.

— 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.

Según la Ley 142 de 1994, artículo 74, son funciones y facultades especiales de la CREG, entre otras, las de regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente; propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia; y establecer criterios para la fijación de compromisos de ventas garantizadas de energía y potencia entre las empresas eléctricas y entre estas y los grandes usuarios.

La Ley 142 de 1994, artículo 74, también le asignó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la función de expedir el Reglamento de operación para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía.

La CREG expidió la Resolución CREG 51 de 2009 “por la cual se modifica el esquema de ofertas de precios, el despacho ideal y las reglas para determinar el precio de la bolsa en el mercado de energía mayorista”.

Mediante la Resolución CREG 172 de 2015 la CREG definió el procedimiento de desempate de las plantas de generación que oferten por encima del precio techo.

En la Resolución CREG 173 de 2015 se publicó para consulta, el proyecto de resolución que incluyó una nueva restricción en el programa de despacho, cantidad máxima a generar declarada por el agente, para permitir administrar el desembalsamiento.

La CREG expidió la Resolución CREG 226 de 2015 mediante la cual se ajustó el procedimiento de desempate de la Resolución CREG 172 de 2015.

En el país persisten las condiciones de caudales bajos en los ríos a causa de la presencia del Fenómeno de El Niño, los embalses están en niveles bajos, la condición se ha agravado por la contingencia que sacó de servicio el embalse del Peñol que alimenta la cadena de generación Guatapé, Playas, San Carlos, y se requiere una administración fina del embalse para lo que falta de la condición crítica, con el fin de asegurar el abastecimiento de la demanda.

Dado lo anterior, se ha encontrado conveniente permitir que los agentes declaren la disponibilidad necesaria para administrar las descargas de los embalses, teniendo una cantidad máxima diaria a generar determinada de acuerdo con la situación energética.

Para la aplicación de estas reglas, se requiere definir el horizonte hasta el cual la situación energética es crítica, lo cual se mantendría hasta la entrada de la planta Guatapé, según los análisis energéticos. Razón por la que se considera que el horizonte para el cálculo de la cantidad máxima diaria a generar debe ser hasta el 1º mayo de 2016, fecha informada por EPM ESP a la opinión pública como momento de entrada de las primeras dos (2) unidades de la planta Guatapé.

El Decreto 2108 del 2015 faculta a la CREG para tomar las medidas que garanticen la continuidad y calidad en la prestación del servicio de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional (SIN), en forma oportuna y permanente ante situaciones extraordinarias, transitorias y críticas, que pueden presentarse en un momento determinado y afectar la atención de la demanda eléctrica, y el suministro oportuno y regular a los usuarios finales.

De conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.13.3.3.2 del Decreto 1078 de 2015 “por la cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector Tecnologías de la Información y las Comunicaciones” y los numerales 4º y 3º de los artículo 1º y 2º respectivamente de la Resolución CREG 97 de 2004, la comisión decidió por unanimidad no someter la presente resolución a las disposiciones sobre publicidad de proyectos de regulación prevista en el citado decreto, debido a la existencia de razones de orden económico, de conveniencia general y de oportunidad, toda vez que se requiere corregir a la mayor brevedad los desembalsamientos acelerados, dado que estos pueden poner en riesgo la atención de la demanda durante la fase final de la condición crítica que se está presentando.

Adicionalmente la comisión antes de la expedición de la decisión definitiva, consideró pertinente publicar por un término corto para comentarios el proyecto de Resolución CREG 40 de 2016.

Una vez transcurrido el plazo comentarios se recibieron de: Termobarranquilla S.A. ESP, Radicado número E-2016-003086, Isagén S.A. ESP, Radicado número E-2016-003090, Celsia S.A. ESP, Radicado número E-2016-003108, Emgesa S.A. ESP, Radicado número E-2016-003109, EPM ESP, Radicado número E-2016-003111, Acolgen, Radicado número E-2016-003115, Condensa S.A. ESP, Radicado número E-2016-003118, y XM S.A. ESP, Radicado número E-2016-003143.

La CREG solicitó concepto al proyecto de resolución CREG 40 de 2016 al Consejo Nacional de Operación (CNO) mediante Comunicación número S-2016-001452 y dicha entidad remitió sus comentarios con comunicación con Radicado número E-2016-003126.

El análisis de los comentarios, sugerencias y modificaciones se tiene en el Documento CREG 21 del 1º de abril de 2016.

Según lo señalado en el Decreto 1074 de 2015, “por el cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector de Industria y Comercio”, no se informa de esta resolución a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) por cuanto, el presente acto administrativo se expide en aras a garantizar la seguridad en el suministro del servicio de energía eléctrica durante la fase final de la condición crítica por la que se está atravesando, circunstancia que se encuentra como causal de exoneración de consulta a la SIC conforme al artículo 2.2.2.30.4 numeral 1.2 del precitado decreto.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión número 711 del 1º de abril de 2016, acordó expedir la presente resolución,

RESUELVE:

ART. 1º—Determinación de la cantidad máxima diaria (Qmax). La cantidad máxima diaria a generar para plantas hidráulicas con embalse se determinará con la siguiente ecuación:

F1R.44-16
 

Donde:

Qmaxr,d+1:Cantidad máxima diaria a generar para el recurso r en el día d+1, en MWh truncado a cero (0) decimales.
VUDr,d-1:Volumen útil de los embalses asociados del recurso r al final del día d-1 reportado a las 6:00 a.m. del día d, en MWh. Siendo d el día en donde se hace el despacho.
VUmr:Volumen útil mínimo de los embalses asociados del recurso r, en MWh. El CND hace los análisis eléctricos para cada área y los publica. Con esta información cada agente determina el VUm para cada recurso r que representa y lo debe declarar al CND, sino lo declara el CND podrá asumir el VUD. El VUm será el volumen necesario para cumplir las condiciones ambientales, eléctricas y energéticas para lo que resta del período crítico.
Aportes:Aportes diarios en MWh definidos por el CNO para cada recurso de generación actualizado semanalmente.
F22R.44-16
Cantidad de descarga de la planta aguas arriba r a la planta aguas abajo ra en el día d+1, en MWh truncado a cero (0) decimales. La planta ra podrá considerar el Qmax de la planta r. En caso de no contar con el Qmax se puede utilizar el promedio día que se obtiene del análisis energético recomendado por el CNO. Para las plantas sin encadenamiento el valor es cero (0).
#días:20 días calendario

(Nota: Derogada por la Resolución 53 de 2016 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 2º—Establézcase un procedimiento transitorio para la declaración de disponibilidad de plantas de generación hidráulicas. El procedimiento transitorio para la declaración de disponibilidad diaria al CND de plantas hidráulicas con embalse considerará las siguientes declaraciones de disponibilidad:

i) Disponibilidad Resolución CREG 25 de 1995 (DR025). Declaración de disponibilidad horaria por unidad del recurso de acuerdo con lo definido en la numeral 3.1 del Código de Operación, Resolución CREG 25 de 1995, siendo que la disponibilidad horaria de la planta será la sumatoria de la disponibilidad de las unidades;

ii) Disponibilidad cantidad máxima (DCM). Declaración de disponibilidad horaria por recurso, la cual deberá estar limitada a la cantidad máxima diaria por recurso a generar definida en el artículo 1º de la presente resolución. La DCM en cada periodo horario no podrá exceder la DR025.

En caso que el agente no reporte el DCM se considerará el DCMajustado como sigue:

F3R.44-16
 

PAR. 1º—El despacho de las unidades en pruebas se realizará con el valor de la DR025.

PAR. 2º—El CND hará las adecuaciones a su sistema de información que sean necesarias para recibir las declaraciones de disponibilidad señaladas en el presente artículo.

(Nota: Derogada por la Resolución 53 de 2016 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 3º—Modificación del numeral ii del artículo 1º de la Resolución CREG 172 de 2015, modificado por el artículo 1º de la Resolución CREG 28 de 2016. El factor de reserva (ΔE) del numeral ii del artículo 1º de la Resolución CREG 172 de 2015, será igual al Qmax definido en el artículo 1º de la presente resolución.

(Nota: Derogada por la Resolución 53 de 2016 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 4º—Precio de oferta a partir del inicio de aplicación de la cantidad máxima. El precio de oferta de plantas hidráulicas con embalse a partir del inicio de aplicación de la cantidad máxima y hasta que finalice, no podrán ser iguales o inferiores al precio de oferta de la térmica más costosa, adicionando el costo de arranque-parada dividido por 24. En caso que la oferta sea inferior a dicho valor, el CND la modificará por el precio límite de que trata la Resolución CREG 172 de 2015.

(Nota: Derogada por la Resolución 53 de 2016 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART.5º—Establézcase un procedimiento transitorio para el predespacho ideal definido en el Anexo 2 de la Resolución CREG 62 del 2000. El procedimiento transitorio para el predespacho ideal considerará que la disponibilidad horaria de cada recurso DCM será valorada al precio de oferta del recurso, y el excedente de disponibilidad horaria hasta la disponibilidad DR025 de la planta será valorada al 99% del primer escalón de racionamiento (CRO1) publicado por la UPME.

En caso de presentarse empates al 99% del CRO1 se aplicará la regla de desempate definida en la Resolución CREG 172 de 2015.

La activación de la respuesta de la demanda (RD) de que trata el anexo 1 de la Resolución CREG 25 de 2016 se hará con el predepacho ideal que utiliza la disponibilidad DCM.

PAR. 1º—El precio del presdespacho ideal que informe no podrá ser superior al precio límite de que trata la Resolución CREG 172 de 2015.

PAR. 2º—El CND hará los ajustes al modelo del predespacho ideal para reflejar la regla definida en el presente artículo.

(Nota: Derogada por la Resolución 53 de 2016 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 6º—Establézcase un procedimiento transitorio para el despacho programado definido en el Anexo 2 de la Resolución CREG 62 del 2000. El procedimiento transitorio para el despacho programado considerará que la disponibilidad horaria de cada recurso DCM será valorada al precio de oferta del recurso y el excedente de disponibilidad horaria hasta la disponibilidad DR025 de la planta será valorada al 99% del primer escalón de racionamiento (CRO1) publicado por la UPME.

En caso de presentarse empates al 99% del CRO1 se aplicará la regla de desempate definida en la Resolución CREG 172 de 2015.

PAR.—El CND hará los ajustes modelo de despacho programado para reflejar la regla definida en el presente artículo.

(Nota: Derogada por la Resolución 53 de 2016 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 7º—Establézcase un procedimiento transitorio para cálculo de la disponibilidad comercial definida en la Resolución CREG 24 del 1995. El procedimiento transitorio considerará que la disponibilidad declarada utilizada o disponibilidad programada para el cálculo de la disponibilidad comercial de las plantas hidráulicas con embalse para el despacho ideal será:

Disponibilidad programadar,h,do = max(DCMr,h,do, min(generación realr,h,do, DR025r,h,do))

Donde:

r: recurso de generación

h: período horario

do: día de operación

(Nota: Derogada por la Resolución 53 de 2016 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 8º—Información del precio de oferta de la planta térmica más costosa. Durante la aplicación de la cantidad máxima de que trata la presente resolución, el CND informará el precio de oferta de la planta térmica más costosa, adicionando el costo de arranque-parada dividido por 24.

(Nota: Derogada por la Resolución 53 de 2016 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 9º—Adiciónese al numeral 4.1 Causas del resdespacho del código de operación, establecido en la Resolución CREG 25 de 1995. Se adiciona la siguiente causal de redespacho al numeral 4.1 Causas del redespacho del código de operación, Resolución CREG 25 de 1995:

Aumento en disponibilidad de una planta de generación hidráulica de forma parcial en alguna unidad o en todas sus unidades de generación, declarada por un agente generador, sin que se limite a requerimientos de seguridad eléctrica del SIN. En estos casos también se considerará aumento de disponibilidad de una unidad o todas sus unidades de generación sí estas hubieran estado indisponibles y se considerará el precio de oferta declarado inicialmente al despacho económico por el respectivo agente. El agente deberá informar al CND si modifica la rampa declarada inicialmente al despacho económico.

Para el caso en que un agente haya informado como causal de redespacho la indisponibilidad total de alguna unidad o de varias unidades de generación de la planta hidráulica, podrá aumentar parcialmente la disponibilidad de dichas unidades de acuerdo con esta causal.

(Nota: Derogada por la Resolución 53 de 2016 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 10Plazo máximo para implementar los ajustes por el CND. El CND tendrá un plazo máximo de siete (7) días calendario después de la entrada en vigencia de la presente resolución para implementar los ajustes señalados en ella.

(Nota: Derogada por la Resolución 53 de 2016 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 11.—Vigencia. Esta resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y su aplicación iniciará para el despacho del día siguiente de cumplirse la condición que define el criterio operativo definido por el CNO según el artículo 6º de esta resolución. Si la condición del CNO se cumple antes de que el CND haya terminado los ajustes, la aplicación iniciará el día siguiente de que el CND haya terminado los ajustes.

De conformidad con el Decreto 2108 de 2015 la presente resolución tendrá una vigencia de seis (6) meses, prorrogables, o hasta cuando se superen las circunstancias que originaron su adopción, lo cual será determinado por la CREG mediante acto administrativo.

PAR.—El CNO definirá, en un plazo de tres (3) días calendario después de la entrada en vigencia de la presente resolución, un criterio operativo a partir del cual se debe dar inicio y finalización a la aplicación de lo definido en la presente resolución.

El criterio operativo con su documento soporte deberá ser informado al Ministerio de Minas y Energía y la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 1º de abril de 2016.

(Nota: Derogada por la Resolución 53 de 2016 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)