Es deber del Estado, en relación con el servicio de electricidad, abastecer la demanda de energía nacional bajo criterios económicos y viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 4 de la ley 143 de 1994. Para el cumplimiento del objetivo definido en el Artículo 20 de la Ley 143 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas en relación con el servicio de electricidad, tiene dentro de sus funciones generales, la de asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, y promover y preservar la competencia. La ley 142 de 1994, en su Artículo 23, inciso 3, 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 Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene la facultad legal de establecer el Reglamento de Operación, el cual incluye los principios, criterios y procedimientos para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica, de conformidad con lo señalado en las Leyes 142 y 143 de 1994. La Comisión de la Comunidad Andina, en reunión ampliada con los Ministros de Energía, adoptó el 19 de diciembre de 2002 la Decisión CAN 536 por la cual se establece el “Marco General para la Interconexión Subregional de Sistemas Eléctricos e Intercambio Intracomunitario de Electricidad”. Con fundamento en los principios establecidos en la Decisión CAN 536 los Organismos Reguladores de Colombia y Ecuador adelantaron reuniones para armonizar los marcos regulatorios y llevar a cabo los intercambios de electricidad entre los dos países. En ejercicio de sus funciones y conforme a lo dispuesto en la Decisión CAN 536 la Comisión de Regulación de Energía y Gas expidió la Resolución CREG 004 de 2003 Por la cual se establece la regulación aplicable a las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo –TIE-, la cual será parte del Reglamento de Operación, y se adoptan otras disposiciones complementarias. La Resolución CREG 004 de 2003 ha sido modificada, aclarada y adicionada por resoluciones posteriores, y se han adoptado disposiciones adicionales que se aplican a los intercambios de electricidad entre Colombia y Ecuador. Desde el año 2003 se han realizado Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo entre Colombia y Ecuador. En la undécima reunión del Comité Andino de los Organismos Normativos y Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad, CANREL, se propuso la revisión integral de la Decisión 536 y para el efecto se determinó la suspensión de la aplicación de dicha norma por un período de dos años y la adopción de un régimen transitorio para continuar realizando sin interrupción las transacciones de energía entre Colombia y Ecuador. La Comisión de la Comunidad Andina, en reunión ampliada con los Ministros de Energía, adoptó el 4 de noviembre de 2009 la Decisión CAN 720 Sobre la vigencia de la Decisión 536 “Marco General para la interconexión subregional de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario de electricidad.” La Decisión CAN 720 establece: “Artículo 1.- Con excepción del artículo 20, se suspende la aplicación de la Decisión CAN 536 de la Comisión de la Comunidad Andina, denominada ‘Marco General Para la Interconexión Subregional de Sistemas Eléctricos e Intercambio Intracomunitario de Electricidad’ hasta por un período de dos años. Artículo 2.- Efectuar la revisión de la Decisión 536, con la finalidad de establecer un nuevo marco general para los intercambios de energía eléctrica entre los Países Miembros, que será aprobada antes de la culminación del plazo establecido en el artículo precedente. Artículo 3.- Durante el período a que se refiere el artículo 1 y a partir de la vigencia de la presente Decisión, Ecuador y Colombia aplicarán el Régimen Transitorio que se señala en el Anexo que forma parte de la presente Decisión. Las transacciones comerciales entre Colombia y Ecuador que se realicen a partir de la entrada en vigencia de la presente Decisión se liquidarán con aplicación de las reglas establecidas en el Anexo. Artículo 4.- La presente Decisión entrará en vigencia a los 30 días contados a partir de su publicación en la Gaceta Oficial del Acuerdo de Cartagena.” Conforme a lo indicado en el Artículo 4 de la Decisión ésta entra en vigencia el día 4 de diciembre de 2009. El Anexo de la Decisión 720 contiene el Régimen Transitorio Aplicable a las Transacciones Internacionales de Electricidad entre Colombia y Ecuador. Este Régimen Transitorio recoge las disposiciones de la Decisión CAN 536, haciendo algunas modificaciones a las normas relativas a la discriminación de precios para la demanda nacional y la externa, la asignación de las rentas de congestión y los intercambios de energía en condiciones de racionamiento. Con respecto a estos temas el Régimen Transitorio establece: “Artículo 1.- La interconexión subregional de los sistemas eléctricos y el intercambio intracomunitario de electricidad entre Colombia y Ecuador se hará conforme a las siguientes reglas: 1. No se discriminará en el tratamiento que se conceda a los agentes internos y externos en cada país, excepto para la oferta de electricidad, en la cual se discriminarán los precios para la demanda nacional y la demanda externa. … 10. Las rentas que se originen como resultado de la congestión de un enlace internacional no serán asignadas a los propietarios del mismo. Las rentas de congestión que se originen por la diferencia de precios en los extremos del enlace internacional, serán asignadas en partes iguales para cada mercado, es decir el 50% para el sistema importador y el 50% para el sistema exportador.” “Artículo 13.- Las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo únicamente estarán limitadas por la capacidad de los enlaces internacionales. En condiciones de racionamiento interno los países no estarán obligados a exportar energía a otro sistema. Las condiciones de racionamiento deberán ser objetivamente establecidas en las respectivas regulaciones.” Es necesario adoptar la regulación pertinente para la implementación de los intercambios de energía eléctrica conforme a las disposiciones del Régimen Transitorio Aplicable a las Transacciones Internacionales de Electricidad entre Colombia y Ecuador adoptado mediante la Decisión CAN 720, para lo cual se considera que las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 004 de 2003 y demás normas que la modificaron o adicionaron pueden ser aplicadas previas las modificaciones relativas a los elementos particulares antes mencionados. La Ley 1151 de 2007, en su Artículo 59, determinó la continuación del Fondo de Energía Social y la destinación del 80% de los recursos de las rentas de congestión a su financiamiento. Mediante la Resolución CREG 051 de 2009 se modificó el esquema de ofertas de precios, el Despacho Ideal y las reglas para determinar el precio de la Bolsa de Energía. Mediante Resolución CREG 149 de 2009 la Comisión aclaró las normas aplicables a la liquidación de los recursos de generación asociados a las exportaciones de electricidad por condiciones de seguridad del país importador. De conformidad con lo establecido en el parágrafo del Artículo 9 del Decreto 2696 de 2004 y el numeral 3 del artículo 2 de la Resolución CREG-097 de 2004, la Comisión decidió por unanimidad que la presente Resolución no estará sometida a las disposiciones sobre publicidad de proyectos de regulación previstas en el Decreto, por razones de oportunidad, dado que debe ajustarse la regulación vigente para que se continúen realizando sin interrupción los intercambios de energía eléctrica entre Colombia y Ecuador una vez entre en vigencia la Decisión 720 de la Comunidad Andina mediante la cual se adopta el Régimen Transitorio Aplicable a las Transacciones Internacionales de Electricidad entre Colombia y Ecuador. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión 431 del 3 de diciembre de 2009, acordó expedir esta resolución.
donde:
Precio_Bolsa_R_TIE,QX: Precio de Bolsa estimado de Redespacho, que corresponde al precio que se obtiene de un Predespacho ideal, para el valor QX programado, como se establece a continuación. Para la determinación del Precio_Bolsa_R_TIE,QX, el CENTRO NACIONAL DE DESPACHO -CND-, encontrará un Predespacho Ideal para las horas faltantes para cumplir las veinticuatro (24) horas del Redespacho, para la demanda total doméstica y para el valor QX programado para ese período en el Redespacho, con condiciones estimadas por el CND para las variables a utilizar, así: i) Demanda Total Doméstica más el valor QX programado adicional. ii) Disponibilidad, precio de oferta y precios de arranque-parada declarados por los generadores térmicos, o aquellos precios y/o disponibilidades resultantes de las modificaciones a los mismos, establecidas en la regulación vigente. Costo_Restricciones_del_Enlace_R_e,QX,i: Costo de la energía generada por restricciones del Sistema Interconectado Nacional, asociado con la exportación a través del Enlace Internacional i, para el valor programado QX en el redespacho, calculado conforme al procedimiento desarrollado en el Anexo 4°, considerando en forma independiente cada uno de los Enlaces Internacionales. El CND utilizará en el numeral 2 del Anexo 4 para efectos de obtener este costo, un Predespacho Ideal.
Cuando hay Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y/o Demanda No Domestica en cualquiera de los períodos horarios, se aplicarán las siguientes reglas:
a. Se tomará la generación del Despacho Ideal para la atención de la Demanda Total Doméstica más la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más la Demanda No Doméstica b. Con los resultados del literal a., para cada hora se ordenarán las plantas despachadas de acuerdo con las ofertas de precios a la Bolsa de Energía de menor a mayor. c. El Máximo Precio Ofertado horario, MPO, para el mercado internacional (Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más Demanda No Doméstica) y el mercado nacional (Demanda Total Doméstica) se determinará de la siguiente forma:
Cuando no hay Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado ni Demanda No Doméstica en todos los períodos horarios, se aplicarán las siguientes reglas:
a. Se tomará la generación del Despacho Ideal para la atención de la Demanda Total Doméstica. b. Con los resultados del literal a., para cada hora se ordenarán las plantas despachadas de acuerdo con las ofertas de precios a la Bolsa de Energía de menor a mayor. c. El Máximo Precio Ofertado horario, (MPON), con el ordenamiento de las plantas del punto b. se tomará el precio ofertado por la última planta requerida para atender la Demanda Total Doméstica, que no sea inflexible. d. Se determinará un valor adicional (∆I) de la siguiente forma: ∆IN=0 si para todas las plantas térmicas j se cumple la condición
Donde:
r Número de plantas térmicas que no cumplen la condición de la Ec. (3)
DN,i Demanda Total Doméstica en la hora i.
· Cuando hay Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y/o Demanda No Doméstica
· Cuando no hay Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado ni Demanda No Doméstica
R∆II,j: Recaudo por Valor Adicional por atención de Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado a cargo del generador j
R∆IN,j: Recaudo por Valor Adicional por atención de Demanda Total Doméstica a cargo del generador j.
R∆IK,j: Recaudo por Valor Adicional por atención de Demanda No Doméstica a cargo del generador j
∆IN: Valor adicional para la Demanda Total Doméstica.
∆II: Valor adicional para la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado.
GN,j,i: Generación de la planta j en la hora i para atender Demanda Total Doméstica.
GI,j,i: Generación de la planta j en la hora i para atender Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado.
GK,j,i: Generación de la planta j en la hora i para atender la Demanda No Doméstica.
El valor a favor de cada generador despachado en el Despachado Ideal será calculado con las siguientes expresiones, según el caso:
· Cuando hay Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y/o Demanda No Doméstica y no se cumple la condición de la Ec(1) y/o de la Ec (2), del Anexo A 4 de la Resolución CREG 024 de 1995, se aplicará la siguiente expresión:
P∆Ij: Valores a favor del generador j. IN,j Estimación de ingresos de la planta térmica j por atender la Demanda Total Doméstica. PN,j Estimación del valor de operación de la planta j por atender la Demanda Total Doméstica. IN+I+K,j Estimación de ingresos de la planta térmica j por atender la Demanda Total Doméstica mas la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más la Demanda No Doméstica. PN+I+K,j Estimación del valor de operación de la planta j por atender la Demanda Total Doméstica mas la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más la Demanda No Doméstica. Según se definen en el Anexo A 4 de la Resolución CREG 024 de 1995.”