Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 63 DE 2018

(Mayo 18)

“Por la cual se modifica la Resolución CREG 49 de 2018”.

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 (CREG), 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 denominada “Marco general para la interconexión subregional de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario de electricidad”.

La Comisión de la Comunidad Andina expidió la Decisión 757 “Sobre la vigencia de la Decisión 536 - Marco general para la interconexión subregional de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario de electricidad”, la cual establece los lineamientos generales para viabilizar las transacciones de electricidad entre Colombia, Ecuador y Perú; y estableció en sus anexos el régimen transitorio entre Colombia y Ecuador (Anexo I) y entre Ecuador y Perú (Anexo II).

La CREG mediante la Resolución CREG 4 de 2003 estableció la regulación aplicable a las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo (TIE), como parte del reglamento de operación.

La CREG y la Agencia de Regulación y Control de Electricidad de Ecuador (Arconel) han llevado a cabo reuniones bilaterales, enmarcadas dentro de los compromisos definidos en la declaración presidencial del V Gabinete binacional Colombia - Ecuador, en donde se estableció la voluntad de las partes en avanzar desde el punto de vista normativo y regulatorio en los esquemas de contratación a mediano y largo plazo, para la compra-venta de energía entre agentes de ambos países.

En las reuniones de trabajo CREG - Arconel se estableció que, con el fin de lograr el compromiso mencionado, y como primer paso, se requería hacer ajustes al esquema de transacciones de corto plazo para optimizar el uso del enlace internacional, logrando un mayor volumen de transacciones de corto plazo y una mayor integración entre los mercados de los países.

En este contexto Arconel y la CREG identificaron una serie de elementos susceptibles de mejora en el esquema TIE, que permitirían un mayor volumen de transacciones entre los países. En este sentido, se acordó adoptar un criterio uniforme para determinar los componentes del precio de oferta en cada nodo exportación (PONE), así como en la regla de activación de la TIE. Adicionalmente, se diseñó un nuevo criterio para la determinación del umbral de activación.

La CREG expidió la Resolución CREG 49 de 2018 y de forma análoga Arconel expidió la Resolución Arconel 17 de 2018, en donde se establecen los cambios al esquema de TIE acordados. En el proceso de implementación de los ajustes definidos en las regulaciones, el intercambio de información entre los operadores de los mercados permitió identificar una diferencia regulatoria en la definición de los precios con los que se debería calcular el umbral de activación, razón por la que en los procedimientos de verificación se encontraron diferencias en los cálculos del umbral aplicable. Por lo anterior, los ajustes dispuestos en dicha resolución no pudieron ser aplicados en la fecha prevista y fue preciso realizar un trabajo conjunto con Arconel con el fin de armonizar la definición de los precios mencionados.

Como parte del ejercicio de armonización se expidió la Resolución CREG 60 de 2018, en donde se presentó para comentarios la metodología definida por Arconel para cálculo del umbral de activación.

En el período de consulta no se recibieron comentarios al proyecto.

Continuando con el esfuerzo de armonización entre los representantes de los reguladores se acordó adoptar las definiciones que se plantearon en el artículo 6º de la Resolución CREG 49 de 2018 para el cálculo del umbral de activación. Adicionalmente, dado que se identificó que es posible la aplicación simultánea de las dos metodologías vigentes hasta la fecha, en tanto que las diferencias en los cálculos no son de gran impacto, se acordó que Cenace utilizará la metodología definida en la Resolución Arconel 17 de 2018 para el cálculo del umbral, hasta tanto Arconel surta el proceso regulatorio necesario para realizar los ajustes respectivos.

Por otra parte, se identificó que no es necesaria la inclusión del margen de desviación del 1% en la liquidación de la TIE con el precio presentado para el despacho económico coordinado.

Igualmente, se acordó que la aplicación de los cambios introducidos por la Resolución CREG 49 de 2018, con los ajustes que se adoptan en esta resolución, serán aplicables para definir las transacciones que se realicen a partir del 30 de mayo de 2018.

Conforme a lo previsto en el artículo 2.2.2.30.4 numeral 2º no se requiere informar a la Superintendencia de Industria y Comercio sobre este proyecto de regulación por tratarse de una aclaración a una conducta previamente adoptada.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 853 del 18 de mayo de 2018, acordó expedir la presente resolución,

RESUELVE:

ART. 1º—Modificación del artículo 5º de la Resolución CREG 49 de 2018. El artículo 5º de la Resolución CREG 49 de 2018, con el que se modifica el artículo 28 de la Resolución CREG 4 de 2003, quedará así:

“ART. 28.—Liquidación de las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo.

Las liquidaciones de las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo (TIE), se realizarán por los administradores de los mercados utilizando los precios de la curva PONE, los precios reales de exportación e importación y demás variables necesarias.

Las variables correspondientes al mercado colombiano utilizarán los valores resultantes de la segunda liquidación, de conformidad con la reglamentación vigente para las transacciones del mercado mayorista.

Las variables correspondientes al mercado ecuatoriano utilizarán el precio ofertado en la curva PONE por el operador ecuatoriano entregado para determinar el despacho económico coordinado para liquidar las importaciones programadas y las demás variables de acuerdo con los resultados de la segunda liquidación para la energía adicional importada por redespachos, generación de seguridad e intercambios inadvertidos.

PAR. 1º—Para efectos de la liquidación de las TIE, el ASIC no considerará transacciones por fracciones de hora, es decir, la liquidación se hará con el resultado neto de exportaciones e importaciones de electricidad realizadas a través de cada uno de los enlaces internacionales en periodos horarios con las lecturas de los medidores ubicados en los nodos de frontera de exportación.

PAR. 2º—En el caso de una importación del mercado colombiano, el ASIC recibirá del administrador del mercado exportador, los valores del precio de oferta en cada nodo frontera para exportación (PONEQXEi) correspondientes a la información entregada para el despacho económico coordinado el día anterior a la operación, así como los valores reales resultado de la segunda liquidación. Estos precios serán utilizados para obtener el precio de bolsa colombiano, aplicando las disposiciones contenidas en el artículo 43 de esta resolución.

Una vez obtenido el precio de bolsa colombiano, el ASIC aplicará el mayor valor entre el precio de importación para liquidación de TIE, definido en el artículo 3 de esta resolución, descontando los CargosG liquidados; y el de la curva PONE, informados por el administrador del mercado exportador del otro país.

Para la liquidación de las importaciones programadas se utilizará el precio de oferta en el nodo frontera para exportación correspondiente a la información entregada para el despacho económico coordinado el día anterior a la operación. Para determinar la cantidad de energía que es liquidada a este precio, el ASIC deberá utilizar la siguiente expresión:

Fórmula 1
 

Donde:

Imagen 1
Cantidad de energía importada que será liquidada a precio de oferta en el nodo frontera para exportación correspondiente a la información entregada para el despacho económico coordinado el día anterior a la operación, para la hora h.
Imagen 2
Cantidad de energía programada en el despacho programado en la hora h

Para la liquidación de las importaciones adicionales por redespachos, se utilizará el precio de oferta en nodo frontera para exportación correspondiente a los valores reales resultado de la segunda liquidación. Para determinar la cantidad de energía que se debe liquidar con este precio, el ASIC deberá utilizar la siguiente expresión:

Fórmula 2
 

Donde:

Imagen 3
Cantidad de energía importada que será liquidada a los valores reales resultado de la segunda liquidación, en la hora h.

En el caso de una exportación del mercado colombiano, el ASIC enviará al administrador del mercado importador, el valor del PONEQXique deberá considerar tanto la forma de asignación prevista en la regulación vigente, como los valores reales de cada uno de los componentes del precio de oferta en cada nodo frontera para exportación establecidos en el artículo 5º de esta resolución. El valor del PONEQXi, será informado al administrador del país importador para que este obtenga su precio de importación para liquidación.

PAR. 3º—En el caso de una importación del mercado colombiano que se haya producido para suplir generación de seguridad fuera de mérito esta será remunerada al país exportador, utilizando el precio de oferta en cada nodo frontera para exportación, informado por el administrador del país exportador resultante de su segunda liquidación.

En este caso, el precio de reconciliación positiva aplicado a este recurso será el precio de oferta en el nodo frontera para exportación, informado por el administrador del país exportador, resultante de su segunda liquidación, adicionado con el costo equivalente real en energía del cargo por confiabilidad y con los cargos propios de los generadores en el mercado colombiano, todos resultantes de la segunda liquidación.

En el caso de una exportación de electricidad del mercado colombiano que se haya producido para suplir generación de seguridad en el país importador, el ASIC liquidará y facturará dicha exportación, al precio horario que será el máximo valor entre el precio de exportación y el precio marginal del mercado de corto plazo del mercado importador más la totalidad de los costos reconocidos regulatoriamente a los generadores en dicho mercado.

El precio de exportación deberá considerar los valores reales de: i) el precio de generación para exportación que suple generación de seguridad del país importador sin incluir el costo equivalente de energía (CEE) y ii) los costos y cargos siguientes: cargos uso STN, cargos CND-ASIC, cargos uso STR, costo restricciones del enlace, cargos conexión, costo pérdidas STN y costos pérdidas STR, según lo establecido en el artículo 5 de esta resolución. Todos estos valores deberán ser los resultantes de la segunda liquidación.

PAR. 4º—Para efectos del cálculo del costo equivalente real de energía y del valor a recaudar del cargo por confiabilidad, se incluirán las importaciones de electricidad y no se incluirán las exportaciones de electricidad, realizadas a través de transacciones internacionales de electricidad de corto plazo.

PAR. 5º—Para efectos de la liquidación de los cargos asociados con la generación CargosG, que se distribuyen con base en la capacidad efectiva registrada ante el ASIC, se considerará que los enlaces internacionales tendrán una capacidad efectiva equivalente al promedio de la importación del respectivo mes, que se hubiera realizado utilizando el despacho económico coordinado.

PAR. 6º—En caso de no programarse una TIE a través de un enlace internacional, la máxima desviación admisible en el flujo horario por el enlace estará limitado al 1% de la capacidad máxima de transferencia del mismo, determinada por los operadores de los mercados regulatoriamente integrados. Esta desviación será remunerada al precio de oferta en cada nodo frontera para exportación del país que exporte.

PAR. 7º—En caso de importaciones de electricidad por parte del sistema eléctrico colombiano, el ASIC al finalizar cada mes de operación efectuará un ajuste final de transacciones TIE, denominados saldos netos TIE, a partir de la diferencia entre la liquidación final con la cual se realiza la factura, ajustada con los precios informados por el administrador del mercado exportador para facturación y los valores obtenidos de la segunda liquidación.

Los saldos netos TIES, valores netos deficitarios o superavitarios resultantes del ajuste final de transacciones TIE definidos en este parágrafo, se asignarán de la siguiente manera:

i) Para cada período horario, por la cantidad de las importaciones que se destinen a cubrir generación cuyo precio resultante de la segunda liquidación esté fuera de mérito en la liquidación de facturación, se asignarán de acuerdo con lo establecido en el artículo 45 de esta resolución.

ii) Para cada período horario cuyo precio de la energía de importación que se obtiene de la segunda liquidación resulte en mérito en la liquidación de facturación, serán aplicados a los agentes comercializadores y generadores a prorrata de su participación en las compras horarias de energía en bolsa”.

ART. 2º—Modificación del artículo 6º de la Resolución CREG 49 de 2018. Se deroga el parágrafo del artículo 6º de la Resolución CREG 49 de 2018.

ART. 3º—Las reglas contenidas en la Resolución CREG 49 de 2018, serán aplicables para efectos de determinar la activación de las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo, TIES, a realizarse a partir del día 30 de mayo de 2018.

ART. 4º—Esta resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 18 de mayo de 2018.