Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 82 DE 2013 

(Julio 31)

“Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución “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:

Conforme a lo dispuesto por el artículo 8º del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo y el artículo 9º del Decreto número 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 566 del 31 de julio de 2013, aprobó hacer público el proyecto de resolución 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.

RESUELVE:

ART. 1º—Hágase público el siguiente proyecto de resolución 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.

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 treinta (30) días siguientes a la publicación del proyecto 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 31 de julio de 2013.

PROYECTO DE RESOLUCIÓN

“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 números 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.

Mediante la Resolución CREG 076 de 2012 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 la Resolución CREG 150 de 2012 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.

Una vez transcurrido el plazo de comentarios se recibieron de: Acolgen, radicados E-2012-011580 y E-2013-001246, Andesco, radicado E-2013-001304, Aes Chivor S.A. ESP, radicado E-2013-001305, XM S.A. ESP, radicado E-2013-001312, Gas Natural S.A. ESP, radicado E-2013-001312, Asocodis, radicado E-2013-001316, Termoemcali S.A. ESP, radicado E-2013-001321, Termovalle SCA ESP, radicado E-2013-001324, Gecelca S.A. ESP, E-2013-001325, EPM ESP, radicado E-2013-001326, Diceler S.A. ESP, radicado E-2013-001327, Enertotal S.A. ESP, radicado E-2013-001329, Andeg, radicado E-2013-001330, Cerrito Capital, radicado E-2013-001356, Termocandelaria SCA ESP, radicado E-2013-001371, Emgesa S.A. ESP, radicado E-2013-001402, Epsa S.A. ESP, radicado E-2013-001421, y Tebsa S.A. ESP, radicado E-2013-001442.

El Consejo Nacional de Operación emitió su concepto sobre el proyecto contenido en la Resolución CREG 150 de 2012, radicado CREG E-2013-001334.

Los comentarios, sugerencias, observaciones y demás aspectos que presentaron los agentes al proyecto contenido en la Resolución CREG 150 de 2012, fueron analizados en el documento CREG-057 del 31 de julio de 2013 y se incorporaron los respectivos cambios al proyecto de acuerdo con los comentarios y sugerencias que se consideraron pertinentes.

RESUELVE:

I. Definiciones

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

Análisis energético, AE: Análisis energético y de potencia adelantado por el Consejo Nacional de Operación.

Energía disponible de corto plazo, ED: Energía disponible de la planta de generación en el corto plazo, calculada para cada día del período de riesgo de desabastecimiento.

Hidrología del SIN, HSIN: Nivel agregado de los aportes promedio mes en energía (GWh) del sistema interconectado nacional.

Índice Oceánico del Niño, ONI: Indicador “Oceanic Niño Index” publicado por la “National Oceanic and Atmospheric Administration” de los Estados Unidos.

Índice de indisponibilidad histórica día, IHdía: Índice de indisponibilidad histórica de una planta, en cada día, con la información disponible hasta diez (10) días antes del día para el cual está calculando. Se calcula con la metodología vigente del cálculo del IHF, pero incluyendo las indisponibilidades cubiertas con los anillos de seguridad del cargo por confiabilidad.

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.

Precio de bolsa períodos punta, PBP: Precio de Bolsa Nacional del predespacho ideal calculado con las oferta remitidas por los agentes generadores para el día de operación para los períodos que comprende entre las 18 y 21 horas en $/kWh.

II. Inicio y finalización del periodo de riesgo de desabastecimiento

ART. 2°—Nivel de alerta para seguimiento del sistema. Los niveles de alerta para el seguimiento del sistema estarán compuestos por los índices que a continuación se detallan.

a) Índice ONI. Si el valor del ONI es mayor o igual a 0.5 el nivel de alerta es roja y si es menor que 0.5 el nivel de alerta es verde;

b) Índice HSIN. Si el valor del HSIN es menor o igual a 90% de los aportes promedio mes históricos del SIN el nivel de alerta es roja. Si HSIN es mayor al 90% de los aportes promedio mes históricos del SIN el nivel de alerta es verde;

c) Índice ED. Los niveles de alerta del índice ED se definen de acuerdo con la siguiente ecuación:

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Si ED ≤ DM, nivel de alerta roja.

Si ED > DM, nivel de alerta verde.

Donde:

n: Plantas hidráulicas con asignación de OEF.

m: Plantas térmicas con asignación de OEF.

EDH,i: Energía disponible de corto plazo de la planta hidráulica i con asignación de

OEF en kWh/día. Se calcula según lo definido en el anexo 1.

EDT,i : Energía disponible de corto plazo de la plantas térmica i con asignación de OEF en kWh/día. Se calcula según lo definido en el Anexo 1.

GsT,i : Generación real de la planta térmica i en kWh/día de los siete (7) días anteriores a la fecha de cálculo los índices de que trata el presente artículo.

DM: Demanda promedio día proyectada en kWh/día para el período septiembre del año t a agosto del año t+1. Se calculará con base en el escenario medio de las proyecciones más recientes de la UPME al momento del cálculo.

d) Índice PBP. Cuando el índice PBP es mayor o igual al precio diario ofertado de las plantas térmicas más costosa en los últimos siete (7) días el nivel de alerta es roja y si es menor que dicho precio diario ofertado el nivel de alerta es verde.

e) Índice AE. Si en el Análisis Energético el Valor Esperado de Racionamiento de Energía Condicionado (VEREC) es mayor a 0% el nivel de alerta es roja y si es igual a 0% el nivel de alerta es verde.

ART. 3º—Periodicidad de la evaluación de los niveles de alerta. Los niveles de alerta para el seguimiento del sistema los evaluará mensualmente el Centro Nacional de Despacho, CND, y los publicará en su página WEB dentro de los diez (10) primeros días de cada mes. Para estas evaluaciones se considerará la última información disponible.

En período de riesgo de desabastecimiento los niveles de alerta los evaluará el CND semanalmente y los publicará en su página web tan pronto le sea posible.

En los períodos en donde se esté en condición de vigilancia, es decir, cuando: i) los índices ED, PBP y AE están en rojo, o ii) dos de los índices ED, PBP y AE están en verde y el otro en rojo, o iii) dos de los índices ED, PBP y AE están en rojo y el otro en verde, con excepción de AE, el CND semanalmente y los publicará en su página web tan pronto le sea posible.

ART. 4º—Inicio del período de riesgo de desabastecimiento. El inicio del período de riesgo de desabastecimiento se dará cuando los índices ED y AE estén en rojo y el índice PBP esté en verde.

ART. 5º—Finalización del período de riesgo de desabastecimiento. La finalización del período de riesgo de desabastecimiento se dará cuando se está condición normal; es decir: i) cuando ED, PBP y AE estén en verde, o ii) cuando los índices ED y AE estén en verde; o en condición de vigilancia.

III. Mecanismo para sostenimiento de la confiabilidad

ART. 6º—Mecanismo para sostenimiento de la confiabilidad. Durante el período de riesgo de desabastecimiento se aplicarán las siguientes reglas para la venta y embalse de energía para garantizar la sostenibilidad de la confiabilidad:

a) Compromiso. La cantidad de generación hidráulica evitada en el despacho del día t por cumplimiento de la generación térmica requerida para cumplir la condición de generación térmica total o racionamiento programado se entenderá vendida al mercado, y será entregada posterior al día t.

Esta energía se entenderá vendida y embalsada (EVE) desde el día t y, por lo tanto, será ofertada para el despacho del día siguiente (t+1) a un precio igual al mayor precio ofertado para el día t+1 por las plantas térmicas más su costo de arranque-parada variabilizado ($/ MWh). El anterior costo se variabiliza dividiendo los costos de arranque-parada por la suma de disponibilidad horaria de la planta para los períodos de punta.

b) Garantía de entrega. La entrega de la energía vendida como se establece en el literal a., se garantizará físicamente manteniéndola embalsada desde la fecha de venta hasta la fecha de entrega.

c) Cantidad. La cantidad de energía vendida y embalsada se calculará aplicando las reglas establecidas en el artículo 7° de la presente resolución.

d) Contabilidad. El CND y/o ASIC harán la contabilidad de las cantidades de energía embalsada y precio para lo cual podrá establecer un valor equivalente para cada recurso con energía vendida y embalsada. También llevarán, día a día, la cuenta de la cantidad acumulada de energía embalsada objeto de compromiso.

Las cantidades de energía vendida y embalsada se acumularán y se descontarán del nivel del embalse real para efectos de la verificación del nivel ENFICC probabilístico.

Solo se podrá adquirir compromiso mediante las ventas de energía de que trata el literal a. de este artículo, por la energía remanente después de haber descontado del nivel real la energía vendida y embalsada y la correspondiente al nivel ENFICC probabilístico.

e) Precio del compromiso. El precio al que se le pagará al agente la energía que fue vendida y embalsada desde el día t será el precio horario de bolsa para ese día t, reconociendo el costo financiero desde la fecha de la venta y hasta la fecha de entrega o hasta un (1) mes después de la fecha de finalización del período de riesgo de desabastecimiento, lo primero que ocurra, a una tasa igual a la certificada por la Superintendencia Financiera, para la mo­dalidad de crédito de consumo y ordinarios, que esté vigente en la fecha de la liquidación.

f) Entrega de la energía vendida y embalsada. La energía del compromiso se entre­gará al mercado cuando haya sido generada en el día t+q, como resultado de la aplicación de las siguientes condiciones:

i) Durante el período de riesgo de desabastecimiento. Si el precio de oferta de la planta j que tiene compromisos EVE es superior al mayor precio ofertado de las plantas térmicas más el costo de arranque-parada variabilizado, el CND ajustará la oferta de la planta j y si es despachada en el despacho real se descontará del compromiso EVE la correspondiente generación real. Si la energía remanente a entregar es inferior a la esperada en el predespacho, no se modifica el precio de oferta del generador. Cuando la planta j tenga energía adicional a los compromisos EVE y su precio de oferta es inferior al mayor precio ofertado de las plantas térmicas más el costo de arranque-parada variabilizado, no se ajustará el precio de oferta, ni habrá entrega de energía vendida y embalsada.

ii) Fuera del período de riesgo de desabastecimiento. El precio de oferta de la energía vendida y embalsada de la planta j será el precio ofertado por el agente para esta planta y si es despachada en el despacho real se descontará del compromiso la correspondiente generación real, hasta cuando termine de entregar la totalidad de dicha energía.

g) Forma de pago. El ASIC liquidará, con las reglas vigentes, la energía vendida y embalsada en el momento de su entrega al mercado. Con el valor de la energía vendida y embalsada que se entregó al mercado se pagará al agente esta energía valorada al precio del compromiso y la diferencia se asignará a la demanda a través de las restricciones.

h) Finalización del embalsamiento de energía. La finalización de las ventas de energía y embalsamiento se dará cuando se haya finalizado el período de riesgo de desabastecimiento o se supera la cantidad máxima a embalsar.

PAR.—A más tardar durante los treinta (30) días calendario de publicada la presente resolución en el Diario Oficial, el ASIC deberá entregar a la CREG el procedimiento que utilizará para aceptar, contabilizar y liquidar la entrega, de la energía vendida y embalsada. Dicho procedimiento lo publicará el Director Ejecutivo mediante circular en la página web de la CREG.

ART. 7°—Energía vendida y embalsada, EVE. La energía vendida y embalsada por agentes con plantas hidráulicas se determinará por el CND aplicando las siguientes reglas:

a) El CND establecerá la cantidad de energía a vender y embalsar para cumplir con la generación térmica total o racionamiento programado que establezca el análisis energético con miras a recuperar la confiabilidad del SIN, para lo cual utilizará el predespacho ideal;

b) El CND seleccionará de entre las ofertas de precio y declaración de disponibilidad recibidas, las plantas hidráulicas cuyo precio de oferta sea el menor, su nivel de embalse no supere el nivel de probabilidad de vertimiento (NPV), evaluado en energía y tengan embalsada la energía que la planta generaría en los períodos del día en que salga en mérito, hasta igualar o superar la energía a vender y embalsar calculada en el punto anterior;

c) Las plantas hidráulicas seleccionadas serán aquellas que además de cumplir con los requisitos señalados en el literal b), tengan la capacidad de generar en un día de operación con las cantidades embalsadas en ese mismo período. Las plantas hidráulicas con embalses que no cumplan las anteriores características deberán entregar los análisis técnicos para demostrar dicha condición, de lo contrario se considera que pueden cumplir con la entrega en el mismo período;

d) La cantidad de energía vendida y embalsada por la planta j en el día t será considera como generación para el cumplimiento de las obligaciones de energía firme (OEF) de dicha planta. Si el valor sobrepasa las OEF, el excedente se puede utilizar para cubrir contratos del mercado secundario de energía firme que tenga la planta.

ART. 8°—Cantidad máxima a embalsar. La cantidad máxima a embalsar en cada período de riesgo de desabastecimiento será propuesta por el CND al Ministerio de Minas y Energía para que este defina el valor a aplicar.

La cantidad máxima a embalsar propuesta por CND deberá tener en cuenta los siguientes criterios:

i. Debe ser la cantidad menor requerida.

ii. Debe tener en cuenta las variables de estado del sistema.

iii. Las cantidades a embalsar se revisarán semanalmente, cuando menos.

PAR.—A más tardar durante los sesenta (60) días calendario de publicada la pre­sente resolución en el Diario Oficial, el CND deberá entregar a la CREG la metodología que utilizará para definir la cantidad máxima a embalsar para que la comisión la adopte mediante resolución.

ART. 9º—Exportaciones de energía durante el período de riesgo de desabastecimiento. Durante el período de riesgo de desabastecimiento, las exportaciones de energía definidas en las transacciones diarias de la bolsa se harán de acuerdo con las reglas definidas en el Anexo 2 de la presente resolución.

ART. 10.—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.

Firma del proyecto,

El Presidente,

Orlando Cabrales Segovia,

Viceministro de Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

Germán Castro Ferreira.

ANEXO 1

Determinación de la energía disponible de corto plazo (ED) de plantas de generación

La ED de las plantas de generación se determinará de acuerdo con las siguientes reglas:

1. ED de plantas hidráulicas (EDH)

1.1. ED plantas hidráulicas con embalse

La ED de las plantas hidráulicas con embalse se determinará aplicando las siguientes reglas:

i. La ED de una planta es la máxima generación diaria que puede entregar constante­mente durante el período comprendido entre el día uno (1) del mes de septiembre del año t al treinta (31) de agosto del año t+1, para todas las series de aportes históricos, e iniciando con diferentes niveles de embalse.

Los diferentes valores de ED para diferentes niveles de embalse 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 últimos valores declarados por los agentes.

ii. Se determina para el nivel del embalse declarado por el agente representante de la planta en el día de evaluación. En el caso de plantas con varios embalses asociados, se utiliza el nivel útil agregado de los embalses asociados a la planta contabilizados en energía.

1.2. ED de plantas filo de agua

La ED de las plantas filo de agua o las plantas que no tengan embalse asociado se considerará igual a su ENFICC.

2. ED de plantas térmicas (EDT)

La ED de las plantas térmicas se determinará diariamente aplicando la siguiente fórmula:

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Donde:

CEN: Capacidad efectiva neta en kW

IHdía: Índice de indisponibilidad histórica día en %

El Presidente,

Orlando Cabrales Segovia,

Viceministro de Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

Germán Castro Ferreira.

ANEXO 2

Reglas para las exportaciones de energía durante el período de riesgo de desabastecimiento

Durante el período de riesgo de desabastecimiento las exportaciones de energía que no tienen compromisos firmes de largo plazo y que son definidas en las transacciones diarias de la bolsa, se harán de acuerdo con las siguientes reglas:

1. Solo se podrá exportar energía eléctrica para suplir generación de seguridad en el país importador, haciendo uso de generación de plantas térmicas operando con combustibles líquidos que no se requieran en el despacho económico para cubrir demanda total doméstica o nacional.

2. El ASIC liquidará y facturará todos los costos en que incurra el mercado exportador, incluyendo costos adicionales causados por esta operación para la entrega de la energía eléctrica, según lo establecido en la regulación para las exportaciones.

3. El precio de generación de exportación por generación de seguridad en el país importador será el de la planta con mayor precio ofertado, incrementado con los precios de arranque – parada divididos por la generación real.

4. En el evento que se esté atendiendo con generación de seguridad las exportaciones a los países con que se realizan intercambios de energía, los precios de generación para cada exportación se estimarán con el recurso más costoso que atienda cada una de ellas, iniciando con el país con el cual se tienen acuerdos regulatorios.