Comisión de Regulación de Energía y Gas

 

Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 76 DE 2012 

(Julio 27)

“Por la cual se ordena hacer públicos dos proyectos de resolución”.

(Nota: Véase Resolución 112 de 2012 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 y 2253 de 1994,

CONSIDERANDO QUE:

Conforme a lo dispuesto por el artículo 8º del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo y el artículo 9º del Decreto 2696 de 2004, la Comisión debe hacer público en su página web todos los proyectos de resolución de carácter general que pretenda adoptar.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión 528 del 27 de julio de 2012, aprobó hacer públicos los siguientes proyectos de resolución:

1. Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general “Por la cual se establece el Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento en el Mercado Mayorista de Energía como parte del Reglamento de Operación”.

2. Por la cual se modifican las normas de las pruebas de disponibilidad contenidas en la Resolución CREG 085 de 2007 y se dictan otras disposiciones.

RESUELVE:

ART. 1º—Háganse públicos los siguientes proyectos de resolución: (i) “Por la cual se establece el Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento en el Mercado Mayorista de Energía como parte del Reglamento de Operación” y (ii) “Por la cual se modifican las normas de las pruebas de disponibilidad contenidas en la Resolución CREG 085 de 2007 y se dictan otras disposiciones”.

ART. 2º—Se invita a los agentes, a los usuarios, a las autoridades locales municipales y departamentales competentes, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Superintendencia de Industria y Comercio, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la publicación de la presente resolución en la página web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

ART. 3º—Infórmese en la página web la identificación de la dependencia administrativa y de las personas a quienes se podrá solicitar información sobre el proyecto y hacer llegar las observaciones, reparos o sugerencias, y los demás aspectos previstos en el artículo 10 del Decreto 2696 de 2004.

ART. 4º—La presente resolución no deroga disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 27 de julio de 2012.

 

Comisión de Regulación de Energía y Gas

PROYECTO DE RESOLUCIÓN 1 DE 2012

(...).

“Por la cual se establece el Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento en el Mercado Mayorista de Energía como parte del Reglamento de Operación”.

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 y 2253 de 1994.

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.

El artículo 88 de la Ley 143 de 1994 señala que corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas adoptar el estatuto de racionamiento.

Con la Resolución CREG 217 de 1997 la Comisión adoptó el Estatuto de Racionamiento, el cual fue modificado y complementado por la Resolución CREG 119 de 1998.

Teniendo en cuenta la experiencia adquirida durante el período del Fenómeno de El Niño 2009-2010 la Comisión de Regulación de Energía y Gas considera necesario adoptar reglas claras sobre la operación del sistema interconectado nacional y el funcionamiento del mercado mayorista de energía ante condiciones de riesgo de desabastecimiento.

Mediante Circular CREG 080 de 2010 la Comisión publicó un documento de trabajo sobre una propuesta de estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento y racionamiento en el mercado mayorista de energía, al cual los agentes remitieron comentarios.

Mediante la Resolución CREG 146 de 2011 la Comisión publicó un proyecto de resolución para implementar el estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento y racionamiento en el mercado mayorista de energía, al cual los agentes remitieron comentarios.

RESUELVE:

I. Definiciones y declaración del periodo de riesgo de desabastecimiento

ART. 1º—Definiciones. Para efectos de la presente resolución se usarán las siguientes definiciones generales:

Cobertura del déficit mediante asignaciones, CODEA: Cantidad de EDICO que recibe una planta mediante asignaciones de EDICO para cubrir su déficit. Como compensación por recibir la cobertura el agente tendrá que pagar los costos asociados conforme a lo establecido en esta resolución. En kWh/día.

Energía disponible de corto plazo, EDICO: Energía disponible de la planta en el corto plazo calculada para cada día del período de riesgo de desabastecimiento. En kWh/día.

IHF día: Índice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas de una planta calculado, en cada día, conforme a la metodología vigente para el cálculo del IHF con la información disponible en el CND hasta dos días antes del día para el cual se está calculando.****

IH día: Índice de Indisponibilidad Histórica de una planta calculado, en cada día, con la información disponible en el CND hasta dos días antes del día para el cual se está calculando. Se calcula con la metodología vigente de cálculo del IHF, pero incluyendo las indisponibilidades que cubren los respaldos con los anillos de seguridad del cargo por confiabilidad.

Nivel de embalse de racionamiento: Para un día y mes del año, es el nivel de embalse útil agregado de todos los embalses del sistema, por debajo del cual el sistema presenta déficit en algún momento en los siguientes 12 meses.

Nivel de embalse útil agregado del sistema: Nivel útil agregado de todos los embalses del SIN, calculado en energía.

Nivel de seguridad del sistema: Para un día y mes del año, es el nivel útil agregado de todos los embalses del SIN para el cual se tiene un nivel de confiabilidad en el suministro igual al contratado por la demanda mediante el mecanismo del cargo por confiabilidad durante los siguientes 12 meses.

Nivel de seguridad de un embalse: Para un día y mes del año, es el nivel útil agregado de los embalses asociados a una planta tal que su excedente de EDICO sea igual a cero. Este nivel será como máximo en nivel de probabilidad de vertimiento de los embalses asociados a la planta.

Nivel útil agregado de los embalses asociados a una planta: Es la suma de los niveles útiles, calculados en energía, de todos los embalses que alimentan la planta y que fueron considerados en la simulación para calcular la ENFICC de la planta.

Período de riesgo de desabastecimiento: Período de tiempo en el cual existe riesgo de desatención de la demanda de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional.

Promedio de la OEF PE_OEF: Valor del promedio diario de la OEF de una planta en los próximos 12 meses. Es calculado por el CND al inicio de cada mes.

Respaldo con excedentes mediante asignaciones, RESEA: Cantidad de EDICO excedente de una planta comprometida para cubrir a otras mediante asignaciones de EDICO. La remuneración por efecto de la cobertura que recibe el agente se calcula conforme a lo establecido en esta resolución. En kWh / día.

ART. 2ºFecha de Inicio y Finalización del Período de Riesgo de Desabastecimiento. El inicio del período de riesgo de desabastecimiento se producirá cuando el indicador “Oceanic Niño Index”, publicado por la “National Oceanic and Atmospheric Administration” de los Estados Unidos, sea superior a 0.5 durante tres períodos consecutivos. Adicionalmente, la CREG podrá declarar el inicio de un período cuando considere que existe un riesgo de desabastecimiento en el sistema en los 12 meses siguientes.

La finalización del período de riesgo de desabastecimiento será declarada por la CREG.

II. Pruebas de calentamiento

ART. 3º—Pruebas de calentamiento. Se realizarán pruebas de calentamiento a las plantas térmicas con obligaciones de energía firme en las siguientes situaciones:

a) Al inicio de un periodo de riesgo de desabastecimiento. Dentro de los tres días posteriores a la declaración del período de riesgo de desabastecimiento el CND programará la realización de las pruebas de calentamiento y la comunicará al Ministro de Minas y Energía y a la CREG. Estas pruebas se deberán realizar a partir de la cuarta semana posterior a la declaración del período de riesgo de desabastecimiento.

b) Cuando trascurran 5 años sin que se hagan pruebas de calentamiento. Cuando trascurran 5 años calendario consecutivos sin que se haya realizado una prueba de calentamiento, el CND programará pruebas de calentamiento en el mes de febrero o marzo siguiente. La fecha de inicio para este plazo será la fecha de entrada en vigencia de esta resolución.

PAR. 1º—Cuando por requerimientos de seguridad y confiabilidad del SIN no se puedan realizar las pruebas de calentamiento, se procederá por parte del CND a cancelar la prueba y reprogramarla lo más pronto posible.

PAR. 2º—El CND no programará pruebas de calentamiento a las plantas durante mantenimientos que hayan sido programados con antelación a la declaración del periodo de riesgo de desabastecimiento.

PAR. 3º—Las plantas que hayan respaldado obligaciones de energía firme con varios tipos de combustibles, deberán realizar las pruebas de calentamiento correspondientes al combustible con el que estén respaldando la mayor cantidad de energía firme.

ART. 4º—Características de las pruebas de calentamiento. Las pruebas de calentamiento cumplirán las siguientes reglas:

a) Período: La prueba tendrá una duración de tres (3) días consecutivos y se realizará al mismo tiempo para todas las plantas que operen con el mismo tipo de combustible (gas natural, carbón y combustibles líquidos).

b) Generación programada: La generación programada por el CND para las plantas durante la prueba será igual a su declaración de disponibilidad. Sin embargo, el CND podrá modificar este valor para cumplir con las rampas de subida y bajada de las plantas y las condiciones de seguridad y confiabilidad del SIN.

c) Desviaciones: Los recursos de generación a los cuales se les programe la prueba no prestarán el servicio de regulación secundaria de frecuencia definido en la Resolución CREG 198 de 1997 o aquella que la modifique, complemente o sustituya.

d) Combustible utilizado: Las plantas en pruebas de calentamiento deben utilizar el combustible declarado para respaldar sus obligaciones de energía firme. Se considerará que la prueba fue no exitosa si no se cumple con esta condición.

e) Plantas con tanques de almacenamiento: Las plantas que respaldan obligaciones de energía firme con combustibles líquidos deben terminar la prueba con, al menos, el mismo nivel de reservas, al inicio de la prueba, en los tanques de combustible asociados a la planta. Para constatar lo anterior, el agente deberá contratar a una empresa especializada que audite el nivel al inicio y al final de la prueba, y entregar los respectivos informes al CND en un período de dos (2) días después de finalizada la prueba. Si no se cumple con esta condición se considerará que la prueba fue no exitosa.

El CNO publicará una lista de los auditores especializados que podrán ser contratados para realizar la auditoría del nivel de los tanques.

f) Calificación de exitosa: Una prueba de calentamiento será considerada como exitosa cuando se cumpla la siguiente condición:

 

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Donde:

 

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OEFp,d Obligación de energía firme de la planta p el día d.

Gp,h Generación real de la planta p en la hora h.

NH Número de horas de la prueba. No incluye las horas en que la planta tenga programadas rampas de subida ni de bajada.

h Contador de horas de la prueba. No incluye horas en que la planta tenga programadas rampas de subida ni de bajada.

ND Número de días de duración de la prueba de calentamiento.

d Contador de días de la prueba de calentamiento.

Rp,h Cantidad de energía que no puede ser inyectada a la red por la planta p en la hora h por efecto de restricciones de red de transporte.

PAR.—La prueba deberá ser declarada ante el CND, según corresponda, como exitosa o no, por el generador que representa la planta que fue seleccionada para prueba de calentamiento. Esta declaración deberá realizarse a más tardar en la hora siguiente a la finalización de la prueba. En caso de no realizarse la declaración en el tiempo señalado, el CND considerará que la prueba no fue exitosa.

ART. 5º—Implicaciones de una prueba de calentamiento no exitosa. Cuando una prueba de calentamiento sea declarada como no exitosa, la EDICO de la planta se calculará con el IH día de la planta en lugar del IHF día de la planta.

ART. 6º—Disponibilidad comercial durante el período de prueba de calentamiento. Para todos los efectos, durante el período de ejecución de las Pruebas de Calentamiento la Disponibilidad Comercial será igual a la generación real.

ART. 7º—Índices de indisponibilidad durante el período de pruebas de calentamiento. Para el cálculo de los Índices de Indisponibilidad establecidos en la regulación vigente, serán consideradas las horas indisponibles así como las horas de operación, en la forma como lo establece la norma, durante el período de la prueba de calentamiento.

III. Indicadores de la confiabilidad del sistema

ART. 8º—EDICO de las plantas hidráulicas. La EDICO de las plantas hidráulicas se determinará aplicando las siguientes reglas:

1. La EDICO de una planta es la máxima generación diaria que puede entregar constantemente durante un año, para todas las series de aportes históricos, iniciando con un nivel de embalse igual al real del día de cálculo.

2. Se calcula para cada día utilizando el nivel del embalse declarado por la planta. En el caso de plantas con varios embalses asociados, se utiliza el Nivel Útil Agregado de los Embalses Asociados a la planta.

3. Estos valores serán calculados por el CND utilizando el modelo publicado para tal fin por la Dirección Ejecutiva de la CREG mediante circular. Los datos de aportes hídricos históricos y parámetros de las plantas que se utilicen serán los declarados por los agentes en el último proceso de asignación de OEF.

PAR.—La EDICO de las plantas que no tengan embalses asociados o las plantas que tengan un nivel de embalse igual o superior a su nivel de probabilidad de vertimiento, se considerará igual a su ENFICC.

ART. 9º—EDICO de plantas térmicas. La EDICO de las plantas térmicas se determinará aplicando la metodología vigente para calcular la ENFICC. Se emplearán las variables utilizadas en la última asignación de obligaciones de energía firme en que haya participado la planta, pero sustituyendo la variable IHF por:

a) El IHF día, en caso de que la última prueba de calentamiento de la planta haya sido declarada como exitosa o a la planta no se le haya realizado ninguna prueba de calentamiento.

b) El IH día, en caso de que la última prueba de calentamiento de la planta haya sido declarada como no exitosa.

ART. 10.—Excedente de EDICO. Para un determinado día, el valor del excedente de EDICO se calculará conforme a la siguiente expresión:

 

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Donde:

EEDp,i Excedente de EDICO de la planta p en el día i.

EDICOp,i Valor calculado de la EDICO de la planta p con la información disponible al inicio del día i expresado en kWh/día.

PE_OEFp,d Promedio estimado de la OEF durante el período de Riesgo de Desabastecimiento de la planta p en el mes del día d expresado en kWh/día.

VECp,i Cantidad de Energía Firme comprometida por la planta p para respaldar otras plantas mediante Contratos o Declaraciones de Respaldo de Energía Firme en el día i expresado en kWh/día.

COCp,i Cantidad de Energía Firme que respalda a la planta p en el día i mediante los Anillos de Seguridad del Cargo por Confiabilidad expresado en kWh día.

RESEAp,i RESEA de la planta p en el día i expresado en kWh día.

CODEAp,i CODEA de la planta p en el día i expresado en kWh día.

ART. 11.Nivel de seguridad del sistema. Durante el período de riesgo de desabastecimiento el CND calculará diariamente el nivel de seguridad del sistema conforme a la siguiente ecuación:

 

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Donde:

NSd,m Nivel de Seguridad del Sistema del día d del mes m.

NS_OEFd,m Nivel OEF del sistema para el día d del mes m, expresado en GWh.

FA Energía diaria faltante en el balance, expresado en GWh-día.

PD Demanda diaria promedio proyectada para los siguientes 12 meses. Dicha proyección tendrá en cuenta el escenario alto de la última proyección de la UPME

PE_OEFS Promedio de la OEF total en los siguientes 12 meses.

EDICOj EDICO de la planta j calculada para el día d.

NT Número de plantas térmicas del sistema.

j Índice de plantas térmicas.

PE_OEFj Promedio de la OEF de la planta j en los siguientes 12 meses.

PE_OEFH Promedio de la OEF de todas las plantas hidráulicas en los siguientes 12 meses.

N_OEFd,m,p Mínimo Nivel Útil Agregado de los Embalses Asociados a la planta p en el día d del mes m, tal que su Excedente de EDICO sea igual a cero, suponiendo igual a cero RESEA, CODEA, y las coberturas mediante los anillos de seguridad del cargo por confiabilidad. Expresado en términos de porcentaje del volumen útil total.

FEp Máximo nivel útil agregado de los embalses asociados a la planta p, expresado en GWh.

EM Energía firme de las plantas menores.

NP Número de plantas hidráulicas del sistema.

p Índice de plantas hidráulicas

 

ART. 12.Cálculo del nivel de embalse de racionamiento. El CNO definirá la metodología para calcular el nivel de embalse de racionamiento, el cual es un nivel inferior al nivel de seguridad del sistema, cuyo cálculo estará sujeto a las siguientes reglas:

1. Se calculará para el primer día de cada mes del año y para el resto de días se calculará mediante interpolación.

2. La proyección de demanda futura utilizada será el escenario medio de la última proyección de la UPME.

3. La generación de cada planta térmica durante todos los días será como máximo igual a su última EDICO calculada.

4. Se utilizará la racha de aportes históricos más crítica para todo el SIN, de la cual se disponga de información.

PAR.El nivel de embalse de racionamiento será calculado y publicado durante el periodo de riesgo de desabastecimiento por el CND.

IV. Mecanismos para garantizar la confiabilidad del sistema

ART. 13.—Contratos de respaldo con la EDICO. Los agentes con plantas o unidades de generación podrán celebrar contratos de respaldo utilizando la EDICO durante un período de riesgo de desabastecimiento. Estos contratos tendrán las siguientes condiciones:

1. El respaldo mediante estos contratos tendrá el mismo efecto de cubrimiento que los contratos de respaldo de energía firme.

2. Para todas las operaciones en el mercado mayorista, la vigencia terminará automáticamente al final de la semana t + 1 cuando, durante algún día de la semana t suceda alguno de los siguientes eventos: 1. Finalice el período de riesgo de desabastecimiento o 2. El excedente de EDICO de la planta que respalda el contrato sea negativo.

3. La energía firme que puede ser comprometida por una planta corresponde a la EDICO de la planta menos la ENFICC y menos la energía disponible adicional. Esta condición será validada por el ASIC como prerrequisito para el registro del contrato, utilizando el valor de la EDICO correspondiente al último día de la semana anterior a la fecha de la solicitud de registro.

4. Adicionalmente, como prerrequisito del registro del Contrato de Respaldo con la EDICO, el ASIC validará que, incluyendo el nuevo contrato, la planta que esté otorgando el respaldo no resulte con un excedente de EDICO negativo.

5. Al momento de registro se debe indicar al ASIC, en la forma en que este disponga, que se trata de un contrato de respaldo con la EDICO.

ART. 14.—Ajuste del precio de oferta del recurso hídrico. Cuando el nivel útil agregado del sistema sea inferior al nivel de seguridad del sistema, el precio de oferta de las plantas hidráulicas será ajustado por el CND conforme a la siguiente ecuación:

 

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Donde:

PAa Precio de oferta ajustado de la planta a, expresado en $/kWh.

POa Precio de oferta de la planta a, expresado en $/kWh.

P_MINa Precio mínimo de oferta de la planta a, expresado en $/kWh.

NEa Nivel útil agregado de los embalses asociados a la planta a, expresado en porcentaje.

NSa Nivel de seguridad del embalse asociado a la planta a, expresado en porcentaje del volumen útil agregado.

T Máximo entre la parte variable del precio de reconciliación positiva de la planta térmica más costosa del sistema y el precio de escasez, expresado en $/kWh.

R Costo por kWh del segundo escalón de racionamiento expresado en $/kWh.

 

ART. 15.—Cobertura del déficit mediante asignaciones, CODEA. Cuando el nivel del embalse útil agregado del sistema sea inferior al nivel de seguridad del sistema, el ASIC modificará la obligación de cobertura del déficit mediante asignaciones a un agente aplicando las siguientes reglas:

1. Incremento de CODEA: Cuando la planta complete 3 días acumulados, desde la última variación de la CODEA a su cargo, un valor negativo de excedente de EDICO. El valor del incremento será igual al valor absoluto del excedente de EDICO del último día.

2. Reducción de CODEA: Cuando la planta complete 3 días consecutivos con un valor positivo de excedente de EDICO, desde la última variación de la CODEA a su cargo. El valor de la reducción será igual al valor del excedente de EDICO del último día.

La CODEA a cargo de un agente cubrirá al agente de la misma forma los anillos de seguridad del cargo por confiabilidad.

PAR.—En caso de que el PE_OEFs sea inferior al promedio diario del escenario alto de la proyección de la demanda, realizada por la UPME para los próximos 12 meses, el ASIC generará una CODEA a cargo de la demanda del SIN por la diferencia. Los pagos correspondientes serán incluidos en la cuenta de restricciones.

ART. 16.—Respaldo con excedentes mediante asignaciones RESEA. El ASIC reflejará los cambios en el valor agregado de CODEA en el sistema modificando el valor de las RESEA de las plantas, conforme a lo siguiente:

i) Incrementos de CODEA: Los incrementos de CODEA se distribuirán entre las plantas hidráulicas con excedentes de EDICO positivos, mediante incrementos de RESEA, a prorrata su excedente de EDICO.

ii) Reducciones de CODEA: Las reducciones de CODEA se distribuirán entre las plantas hidráulicas con RESEA, mediante reducciones de RESEA a prorrata de la cantidad de RESEA.

ART. 17.—Pagos por CODEA y RESEA. Los diferentes pagos por concepto de CODEA y RESEA se realizarán conforme a las siguientes reglas:

1. Energía almacenada o energía entregada: La cantidad de energía almacenada y la energía entregada en el embalse por concepto de RESEA se calcularán conforme a la siguiente fórmula:

 

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Donde:

QAd,p Cantidad almacenada en el embalse asociado a la planta p en el día d para asumir la obligación de RESEA, expresada en kWh.

QEd,p Cantidad generada por la planta p para cumplir con la obligación de RESEA en el día d en kWh. Una vez finalizado el período de riesgo de desabastecimiento y se haya entregado toda la energía acumulada por la planta, su valor será igual a cero.

NSAd,p Nivel del embalse asociado a la planta p en el día d menos la energía almacenada en el embalse por efecto de RESEA, en kWh. El primer día del período de riesgo de desabastecimiento será igual a NEd,p.

NEd,p Nivel útil agregado de los embalses asociados a la planta p en el día d expresado en kWh.

NSd,p Nivel de seguridad del embalse asociado a la planta p en el día d expresado en kWh.

NCd,p nivel útil agregado de los embalses asociados a la planta p tal que su excedente de EDICO, calculada para el día d y sin incluir RESEA, sea igual a cero. En kWh.

Gmaxd,p Máxima cantidad de energía que podría ser generada por la planta p en el día d conforme a su disponibilidad real, expresada en kWh.

Greald,p Generación real de la planta p en el día d expresada en kWh.

INTd Variable binaria igual a 1 si el día d el nivel útil agregado de los embalses del sistema es inferior al nivel de seguridad del sistema, y 0 en caso contrario. A finalizar el período de riesgo de desabastecimiento esta variable será igual a cero.

2. Pago por energía almacenada: Las plantas con CODEA deberán pagar cada día, por concepto del respaldo, el monto resultante de la siguiente fórmula:

 

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Donde:

PRAd,p Pago por concepto de obligación de CODEA de la planta p en el día d.

QPd,p Cantidad de energía almacenada para cumplir la CODEA de la planta p en el día d.

Pbd Precio de bolsa nacional promedio ponderado en el día d.

CODEAp,i CODEA de la planta p en el día d, expresado en kWh día.

NCd Número de plantas con CODEA en el día d.

QAd,k Cantidad almacenada en el embalse asociado a la planta k para asumir la obligación de las RESEA en el día d expresado en kWh.

NKd Número de plantas que almacenaron energía para asumir la obligación de RESEA en el día d.

3. Remuneración por energía almacenada:

Los pagos de que trata el numeral 2 de este artículo se distribuirán entre las plantas que almacenen energía para asumir la obligación de RESEA conforme a la siguiente ecuación:

 

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Donde:

RAd,p Remuneración a la planta p en el día d por cumplir el RESEA.

QAd,p Cantidad almacenada en el embalse asociado a la planta p para asumir la obligación de RESEA en el día d. En kWh.

Pbd Precio de bolsa nacional promedio ponderado en el día d.

4. Pagos por efecto de energía entregada: Cuando una planta con energía almacenada para asumir la obligación de RESEA entregue dicha energía, pagará, a los agentes con CODEA, el valor calculado conforme a la siguiente ecuación:

 

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Donde:

PEAd,v Pago de la planta v en el día d por concepto de la entrega de energía almacenada para asumir la obligación de RESEA.

QEd,v Cantidad de energía generada por la planta v para cumplir la obligación de RESEA en el día d expresado en kWh. Se calcula conforme al numeral 1 de este artículo.

Pbd Precio de bolsa nacional promedio ponderado en el día d.

5. Distribución de pagos por efecto de la energía entregada: Los pagos por efecto de la energía entregada para cumplir la obligación de RESEA se distribuirán entre las plantas con energía almacenada para cumplir la CODEA, conforme a la siguiente fórmula:

 

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Donde

REd,p Remuneración por la entrega de energía almacenada para cumplir la obligación de RESEA a la planta p en el día d.

QTAd,p Cantidad total de energía almacenada para cumplir la CODEA correspondiente a la planta p en el día d.

NCd Número de plantas con energía almacenada para cumplir la CODEA.

QEd,x Cantidad de energía generada por la planta k para cumplir la obligación de RESEA en el día d. En kWh. Se calcula conforme al numeral 1 de este artículo.

NKd Número de plantas que entregaron energía almacenada para cumplir la obligación de RESEA.

Pbd Precio de bolsa nacional promedio ponderado en el día d.

V. Disposiciones finales

ART. 18.—Modificación del numeral 5.2 del anexo 5 de la Resolución CREG 071 de 2006. El numeral 5.2 del anexo 5 de la Resolución CREG 071 de 2006 quedará así:

“5.2. Formatos de reporte de la información para el cálculo de la ENFICC

Los siguientes formatos deberán ser diligenciados por los agentes, y remitidos a la CREG en comunicación firmada por el representante legal, en la oportunidad señalada en los plazos señalados en esta resolución.

En el caso de contratos verbales, deberán diligenciarse los mismos formatos referentes a la contratación de suministro y/o transporte de combustibles, adjuntando a ellos la información sobre fechas de celebración, de inicio y de terminación del contrato verbal. Estos formatos deben ser firmados por el Representante Legal de cada una de las partes que intervienen en el contrato.

Todas las cifras de estos formatos deberán reportarse con dos decimales de precisión. Los IHF, factores de conversión y eficiencias térmicas con cuatro (4) decimales. Los IHF serán calculados con la información disponible hasta el último día del segundo mes anterior a la fecha de la asignación de Obligaciones de Energía firme correspondiente.

Formato 1. Plantas o unidades hidráulicas

Plantas o unidades hidráulicas
Nombre Capacidad efectiva neta(1)
(MW)
Eficiencia planta o unidad
(MW/m3/s)
IHF
(%)

(1) En ningún caso, durante el Período de vigencia de la obligación, la capacidad efectiva neta registrada ante el mercado de energía mayorista podrá ser superior al valor aquí declarado”.

 

ART. 19.—Modificación del artículo 3º de la Resolución CREG 119 de 1998. El artículo 3º de la Resolución CREG 119 de 1998 quedará así:

“ART. 3º—Declaración de racionamiento programado. El proceso de Declaración de Racionamiento se realizará conforme a lo siguiente:

1. Declaración de racionamiento programado por parte del ministro de Minas y Energía:

Cuando el nivel útil agregado de los embalses del sistema sea inferior al nivel de racionamiento, el CND emitirá un concepto con recomendaciones específicas sobre la magnitud y la duración esperada del racionamiento. Estas recomendaciones tendrán en cuenta las disposiciones contenidas en el artículo 6º de la presente resolución.

El concepto será enviado inmediatamente al Ministro de Minas y Energía, a la CREG y al Presidente del CNO, quien citará a reunión extraordinaria de dicho organismo con el fin de evaluar y emitir concepto sobre la necesidad de declarar racionamiento programado.

El Ministro de Minas y Energía, una vez valorados los conceptos del CND y/o el CNO, tomará las decisiones a que hubiere lugar sobre la declaración de racionamiento, en los términos de la presente resolución, las cuales serán comunicadas al CNO y al CND para su aplicación.

2. Declaración de racionamiento programado por parte del CNO y el CND: Cuando se prevea que un racionamiento de emergencia, se prolongará por un período superior a quince (15) días, de acuerdo con el siguiente procedimiento de evaluación: cuando un racionamiento de emergencia supere los tres días continuos, el CNO junto con el CND, deberán evaluar la situación el cuarto día y establecer si la emergencia tendrá una duración superior a los quince (15) días continuos; si se establece que el racionamiento de emergencia sobrepasará los quince (15) días continuos, el CNO junto con el CND inmediatamente declararán el racionamiento programado, con base en las disposiciones de la presente resolución. El racionamiento de emergencia se seguirá aplicando hasta el día anterior en que entre en vigencia el racionamiento programado.

PAR. 1º—De tomarse la decisión por parte del Ministerio de Minas y Energía o por parte del CNO y del CND de realizar un racionamiento programado, este empezará a ejecutarse en la hora cero del quinto (5) día después de haberse tomado la decisión. Ver en el anexo-A los cronogramas de tiempos con los cuales se detallan y coordinan el proceso de un racionamiento programado”.

ART. 20.—Modificación del artículo 5º de la Resolución CREG 119 de 1998. El artículo 5º de la Resolución CREG 119 de 1998 quedará así:

“ART. 5º—Suspensión del racionamiento programado. El Ministro de Minas y Energía tomará la decisión de suspender un racionamiento programado después de valorar los conceptos del CND y/o el CNO, cuando se trate de un racionamiento declarado por el Ministro de Minas y Energía. En caso contrario el CNO y el CND tomaran la decisión de suspender un racionamiento programado”.

ART. 21.—Derogatorias y vigencia. La presente resolución entrará a regir a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias.

Publíquese y cúmplase.

Firmas del proyecto,

El Presidente

Mauricio Cárdenas Santamaría 

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

Germán Castro Ferreira 

 

Comisión de Regulación de Energía y Gas

PROYECTO DE RESOLUCIÓN 2 DE 2012

(...)

“Por la cual se modifican las normas de las pruebas de disponibilidad contenidas en la Resolución CREG 085 de 2007 y se dictan otras disposiciones”.

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 y 2253 de 1994.

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.

Teniendo en cuenta la experiencia adquirida durante el período del Fenómeno de El Niño 2009-2010 la Comisión de Regulación de Energía y Gas considera necesario adoptar reglas claras sobre la operación del sistema interconectado nacional y el funcionamiento del mercado mayorista de energía ante condiciones de riesgo de desabastecimiento.

Mediante Circular CREG 080 de 2010 la Comisión publicó un documento de trabajo sobre una propuesta de estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento y racionamiento en el mercado mayorista de energía, al cual los agentes remitieron comentarios. Donde se propone pruebas de calentamiento y modificación de las pruebas.

Mediante la Resolución CREG 146 de 2011 la Comisión publicó un proyecto de resolución para implementar el estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento y racionamiento en el mercado mayorista de energía, al cual los agentes remitieron comentarios.

Mediante resolución CREG 071 de 2006 la Comisión adoptó la metodología para la remuneración del cargo por confiabilidad en el mercado mayorista de energía.

En la Resolución CREG 085 de 2007 se modificó la Resolución CREG 071 de 2006 y se establecieron pruebas de disponibilidad para las plantas o unidades de generación.

Con la Resolución CREG 140 de 2009 la CREG adoptó normas sobre las variaciones a la disponibilidad declarada por los agentes generadores.

Como parte de la propuesta para la adopción de normas del estatuto de riesgo de abastecimiento se identificó la necesidad de reformar las pruebas de disponibilidad que actualmente se realizan a las plantas operan en el SIN, conforme a lo señalado en la Resolución CREG 085 de 2007.

RESUELVE:

ART. 1º—Modificación del artículo 15 de la Resolución CREG 085 de 2007. El artículo 15 de la Resolución CREG 085 de 2007 quedará así:

“ART. 15.—Pruebas de disponibilidad de plantas o unidades de generación. Todos los días, y para cada planta o unidad de generación declarada disponible y que no salga en mérito para generar en el despacho pre-ideal, el CND ejecutará un proceso aleatorio que determinará si la planta es o no llamada a prueba de disponibilidad para el día respectivo. La probabilidad de que la planta sea llamada a prueba se calculará conforme a la siguiente fórmula:

 

R76CREG IMAGEN K.JPG
 

 

Donde:

Pg Probabilidad de que la planta o unidad de generación g sea llamada a prueba de disponibilidad.

Mg Número de meses calendario continuos y anteriores a la fecha de cálculo en los cuales la planta no ha tenido generación real durante 4 horas.

El CND al momento de informar el despacho económico, informará a los agentes las plantas o unidades de generación elegidas para la realización de las pruebas de disponibilidad, y publicará los resultados una vez estas hayan concluido.

PAR. 1º—Cuando la planta o unidad de generación seleccionada para la realización de la prueba se encuentre aislada del SIN, o cuando por requerimientos de seguridad y confiabilidad del SIN, o por aplicación del Decreto 880 de 2007, no pueda ser despachada en ningún período, el CND cancelará la prueba.

PAR. 2º—Esta prueba solamente aplica para las plantas con obligaciones de energía firme en el día respectivo.

PAR. 3º—Esta prueba no se podrá realizar:

a) Desde tres (3) días antes de realización de la prueba de calentamiento definida por la regulación y hasta la finalización de la misma.

b) Tres (3) días antes o menos de la finalización de las obligaciones de energía firme”.

ART. 2º—Modificación del artículo 16 de la Resolución CREG 085 de 2007. El artículo 16 de la Resolución CREG 085 de 2007 quedará así:

“ART. 16.—Características de las pruebas de disponibilidad. Las pruebas de disponibilidad tendrán las siguientes características:

a) Período: La prueba tendrá una duración de 4 horas consecutivas, sin considerar rampas de entrada y salida. El inicio y la finalización de la prueba deberán ocurrir dentro del mismo día.

b) Generación objetivo: La generación objetivo será igual a la primera declaración de disponibilidad realizada por la planta para el período de la prueba. El CND programará el valor de la generación objetivo en el despacho económico y en los redespachos, sin embargo podrá modificar la generación objetivo para cumplir con las condiciones de seguridad y confiabilidad del SIN.

c) Desviaciones: Los recursos de generación a los cuales se les programe la prueba no podrán ser autorizados por el Centro Nacional de Despacho, CND, para desviarse horariamente en un margen mayor de +/- 5%. Adicionalmente tampoco prestarán el servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia definido en la Resolución CREG 198 de 1997, o aquella que la modifique, complemente o sustituya.

d) Combustible utilizado: Las plantas en pruebas de disponibilidad deberán realizar la prueba con el combustible declarado para el despacho.

e) Calificación de exitosa: Una prueba será considerada como exitosa cuando la planta tenga una generación total durante el período de la prueba, igual o superior a la generación objetivo considerando la máxima desviación permitida.

f) Implicaciones de una prueba de disponibilidad no exitosa: Cuando una prueba de disponibilidad sea declarada como no exitosa, el agente podrá solicitar que se repita la prueba dentro del mismo día o dentro de los tres (3) días siguientes. En caso de que la prueba no se repita, o la repetición no sea exitosa, se producirán las siguientes consecuencias:

1. El ASIC cesará los pagos correspondientes al cargo por confiabilidad de las obligaciones de energía firme respaldadas con dicha planta o unidad de generación, hasta el día en que la planta o unidad de generación no tenga generación real durante cuatro horas consecutivas, sin considerar rampas de entrada y salida.

2. El ASIC emitirá una cuenta por cobrar al agente respectivo por un monto igual a los pagos por concepto de cargo por confiabilidad asociados a las obligaciones de energía firme respaldadas con dicha planta o unidad de generación, realizados desde el día siguiente en que la planta o unidad de generación tuvo generación real durante cuatro horas consecutivas, sin considerar rampas de entrada y salida.

PAR. 1º—La prueba deberá ser declarada ante el CND, según corresponda, como exitosa o no, por el generador que representa la planta que fue seleccionada para prueba de disponibilidad. Esta declaración deberá realizarse a más tardar en la hora siguiente a la finalización de la prueba. En caso de no realizarse la declaración en el tiempo señalado, se considerará que la prueba no fue exitosa.

PAR. 2º—Los montos que se deben devolver por el incumplimiento de la prueba de disponibilidad corta tendrán en cuenta lo siguiente:

i) Se calcularán para días completos.

ii) Se descontarán los montos cubiertos con contratos de respaldo o declaraciones de respaldo.

iii) Los valores recibidos por concepto de cargo por confiabilidad se deberán devolver en un término máximo de tiempo equivalente al período durante el cual los estuvo recibiendo, adicionando a este monto los intereses correspondientes a la tasa de interés bancario corriente, certificada mensualmente por la Superintendencia Bancaria, sobre el saldo adeudado hasta el día en que la deuda sea completamente pagada.

iv) El agente acordará con el ASIC un cronograma de devolución de los valores recibidos, respetando el plazo máximo establecido. De no llegarse a un acuerdo, el ASIC descontará las sumas adeudadas por el agente, con los respectivos intereses, de las notas crédito que resulten a su favor, dentro del plazo máximo establecido.

Los montos de dinero que el ASIC reciba como resultado de la devolución por el incumplimiento de la prueba de disponibilidad y los rendimientos generados por la administración de este dinero, si los hubiere, serán asignados, hasta agotarlos, en la facturación de las transacciones en el mercado de energía mayorista a expedir en los meses calendario siguientes al mes de la ejecución y pago de la garantía, a cada uno de los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial, como un menor costo de restricciones que debe ser trasladado a los usuarios finales”.

ART. 3º—Vigencia y derogatorias. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficialy deroga la Resolución CREG 140 de 2009 y todas las disposiciones que le sean contrarias.

Publíquese y cúmplase.

Firmas del proyecto,

El Presidente,

Mauricio Cárdenas Santamaría, 

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

Germán Castro Ferreira. 

(Nota: Véase Resolución 112 de 2012 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)