B9899014F88E69D40525785A007A721D Resolución - 2009 - CREG188-2009

Texto del documento

RESOLUCIÓN No. 188
( 18 DIC. 2009 )

Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general que pretende adoptar la Comisión, por la cual se establece información operativa y los medios de divulgación para coordinar los sectores de gas y electricidad, y se establecen otras disposiciones.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de sus facultades legales, en especial de las conferidas por la Ley 142 de 1994 y en desarrollo de los Decretos 2253 de 1994 y 2696 de 2004,

CONSIDERANDO QUE:

Conforme a lo dispuesto por el artículo 9 del Decreto 2696 de 2004, la Comisión debe hacer público en su página web los proyectos de resoluciones de carácter general que pretenda adoptar, con las excepciones que allí se señalan, con antelación no inferior a treinta (30) días a la fecha de su expedición.

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 434 del 18 de diciembre de 2009, aprobó hacer público el proyecto de resolución “por la cual se establece información operativa y los medios de divulgación para coordinar los sectores de gas y electricidad, y se establecen otras disposiciones”.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Hágase público el proyecto de resolución “por la cual se establece información operativa y los medios de divulgación para coordinar los sectores de gas y electricidad, y se establecen otras disposiciones.”

ARTÍCULO 2o. Invítase a los agentes, a los usuarios y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro de los 15 días calendario siguientes a la publicación de la presente Resolución en la página Web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

ARTÍCULO 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.

ARTÍCULO 4o. La presente Resolución no deroga disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá, D.C., el día 18 DIC. 2009

SILVANA GIAIMO CHÁVEZ	HERNÁN MOLINA VALENCIA
Viceministra de Minas y Energía	Director Ejecutivo
Delegada del Ministro de Minas y Energía Presidente

PROYECTO DE RESOLUCIÓN

Por la cual se establece información operativa y los medios de divulgación para coordinar los sectores de gas y electricidad, y se establecen otras disposiciones.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994 y de acuerdo con los Decretos 1524 y 2253 de 1994 y,

CONSIDERANDO QUE:

De acuerdo con lo establecido en el artículo 74 de la Ley 142 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia.

Según el artículo 74 de la Ley 142 de 1994 es función de la Comisión establecer el reglamento de operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del sistema interconectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía y gas combustible.

En el artículo 23, literal i) de la Ley 143 se estipula que es función de la CREG establecer el reglamento de operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional, después de haber oído el concepto del Consejo Nacional de Operación.

Según el artículo 3º de la Ley 401 de 1997, es función de la CREG establecer las reglas y condiciones operativas que debe cumplir toda la infraestructura del Sistema Nacional de Transporte a través del Reglamento Único de Transporte de gas natural.

Mediante la Resolución CREG 071 de 1999, la Comisión de Regulación adoptó el Reglamento Único de Transporte de gas natural, RUT.

Uno de los objetivos del RUT es “crear las condiciones e instrumentos para la operación eficiente, económica y confiable” del Sistema Nacional de Transporte, SNT.

El sector termoeléctrico es uno de los principales consumidores de gas natural en el país.

El consumo de gas natural por parte del sector termoeléctrico está sujeto a variaciones de corto y largo plazo generadas por redespachos eléctricos, disponibilidad de la red de transmisión eléctrica, la disponibilidad del parque de generación del Sistema Interconectado Nacional y pruebas de disponibilidad, entre otras.

Lo anterior exige coordinación operativa, de corto y mediano plazo, entre los sectores de electricidad y gas natural.

Esta coordinación requiere, entre otras acciones, flujo de información operativa entre los dos sectores.

Mediante la Resolución CREG 086 de 2005 la CREG sometió a consulta un proyecto de resolución de carácter general que pretende adoptar la Comisión, por la cual se establece la información operativa y los medios de divulgación para coordinar los sectores de gas y electricidad, y se establecen otras disposiciones.

Después de la adopción de la Resolución CREG 086 de 2005 surgieron requerimientos de publicación de información, a través de decretos y otras resoluciones CREG, que pueden contribuir a los propósitos establecidos en la propuesta de la Resolución CREG 086 de 2005.

El sector eléctrico tiene operación centralizada mientras que el sector de gas opera de manera descentralizada basado en contratos de suministro y transporte de gas.

Según la regulación vigente, los generadores de electricidad deben estimar y decidir sobre la disponibilidad esperada que declaran para cada una de sus plantas y cumplir con la disponibilidad declarada para el despacho y/o redespacho.

La cantidad de energía que una planta térmica a gas está en capacidad de generar depende en gran medida de los contratos de suministro y trasporte de gas.

Los contratos de suministro y transporte de gas en firme, según las normas jurídicas que los definen, son contratos en los que se garantiza el servicio de suministro de gas o de capacidad de transporte, sin interrupciones, durante un período determinado, excepto aquellos en los cuales las citadas normas prevén que la firmeza no se garantiza en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas.

Para exigir la entrega de las cantidades contratadas los usuarios deben presentar nominaciones diarias tanto al productor de gas como al transportador. En la nominación se indican las cantidades, tanto de gas como de capacidad de transporte, que se requieren para el siguiente día o día de gas.

Los transportadores y los productores-comercializadores deben aceptar por lo menos cuatro (4) renominaciones de gas durante el día de gas, siempre y cuando las respectivas solicitudes sean enviadas al menos con seis (6) horas de anticipación al momento en que se requiera la modificación en el flujo de gas.

Las plantas a gas con contratos de suministro y transporte en firme no deben tener dificultades para cumplir con los despachos y redespachos diarios que les asigne el CND según la regulación vigente.

Si cada agente es responsable por el cumplimiento de sus obligaciones en su respectivo sector, no se requiere mayor información para la coordinación entre los dos sectores.

Con la anterior perspectiva se encuentra que la información que se requiere para mejorar la coordinación operativa de los dos sectores es la relacionada con redespachos y mantenimientos.

La regulación establece un plazo de hora y media para que los generadores empiecen a entregar energía en caso de redespacho, y seis (6) horas para que los agentes del gas entreguen el producto en caso de renominación en el sector de gas.

En algunos casos es posible que el sector de gas entregue el gas antes de las seis (6) horas, lo cual favorece la operación del sector eléctrico.

La regulación vigente no prevé un procedimiento para que esta posibilidad se materialice.

Mediante el artículo 24 de la Resolución CREG 022 de 2009, “Por la cual se ordena publicar un proyecto de Resolución 'Por la cual se establecen los criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del sistema nacional de transporte” se propuso la regulación aplicable a los mantenimientos e interrupciones en la prestación del servicio de transporte de gas natural.

Los productores-comercializadores y los transportadores de gas natural deben adoptar planes de mantenimiento coordinados. De igual manera, los servicios de suministro y transporte contratados en firme deben cumplir con las condiciones de calidad y continuidad propias de este tipo de contratos.

Mediante el artículo 22 de la Resolución CREG 095 de 2008 se estableció que “los contratos que pacten Servicios de Suministro en Firme suscritos a partir de la vigencia de la presente resolución, y que sean destinados para la atención de usuarios regulados deberán pactar como mínimo las compensaciones de que trata la Resolución CREG 100 de 2003”.

La calidad en los servicios de suministro y transporte de gas en firme son determinantes para garantizar la confiabilidad y seguridad en la generación de energía eléctrica requerida para prestar el servicio público domiciliario de energía eléctrica, y la no prestación de estos servicios con la calidad inherente a la firmeza contratada afecta no solamente al remitente que la contrató sino también la confiabilidad y seguridad del servicio de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional.

Igualmente, la calidad en los servicios de suministro y transporte de gas en firme son determinantes para garantizar la confiabilidad y seguridad en la prestación del servicio público domiciliario de gas, y la no prestación de estos servicios con la calidad inherente a la firmeza contratada afecta no solamente al usuario que la contrató sino también la confiabilidad y seguridad del servicio público domiciliario de gas por redes de tubería.

Es necesario definir la calidad en los servicios de suministro y transporte de gas contratado en firme y las respectivas compensaciones por el no cumplimiento de dicha calidad.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Las disposiciones de que trata la presente Resolución son aplicables a remitentes, productores y transportadores de gas natural, a los generadores con plantas térmicas a gas y al Centro Nacional de Despacho, CND.

ARTÍCULO 2o. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta Resolución se tendrá en cuenta las definiciones establecidas en la Ley 142 de 1994, en los decretos del Gobierno Nacional y en las resoluciones de la CREG.

ARTÍCULO 3o. PROCEDIMIENTO A SEGUIR EN CASO DE REDESPACHO DE PLANTAS TÉRMICAS A GAS. Cuando se presente un redespacho en planta térmica a gas se deberá aplicar el siguiente procedimiento en su orden:

1. El CND envía orden de redespacho al generador de la respectiva planta térmica a gas.

2. Dentro de los quince (15) minutos siguientes el generador solicita renominación y/o desvío de suministro y transporte de gas, si es del caso. Es posible que solo se requiera un desvío, como ocurriría si el generador vendió su gas de contrato firme en el mercado secundario interrumpible. Inmediatamente realice la solicitud de renominación y/o desvío de suministro o transporte de gas, el generador informa al CND que ya realizó dicha solicitud.

3. Dentro de los quince (15) minutos siguientes al recibo de la solicitud de renominación y/o desvío, el productor y el transportador de gas deben informar al generador y al CND la hora en la cual se hará la modificación en el flujo de gas a entregar al generador. En todo caso, el tiempo transcurrido desde la solicitud de renominación hasta la hora de entrega del gas no debe ser superior al establecido en los numerales 4.5.1.3 y 4.5.2.2 del RUT o aquellas normas que lo complementen o modifiquen.

4. El CND tomará cero (0) como disponibilidad de la respectiva planta para el resto del día de gas en cualquiera de los siguientes casos:

a) Si dentro de los primeros quince (15) minutos establecidos el CND no es informado, por parte del generador, sobre la solicitud de renominación y/o desvío que haga el generador al productor y al transportador de gas.

b) Si el generador realiza la solicitud de renominación y dentro de los treinta (30) minutos siguientes, contados desde el momento de la orden de redespacho, el CND no recibe información del productor y del transportador de gas sobre la hora de modificación del flujo de gas.

Si el generador recibe información del productor y del transportador de gas dentro de los treinta (30) minutos, el generador ajustará su disponibilidad de acuerdo con las nuevas condiciones de suministro y/o transporte.

Parágrafo: Los productores y transportadores de gas natural, el generador térmico a gas y el CND acordarán, dentro de los cinco (5) días siguientes a la entrada en vigencia de esta Resolución, el mecanismo de comunicación adecuado para transmitir oportunamente la información que se requiere durante el redespacho.

ARTÍCULO 4o. PLAN DE MANTENIMIENTOS EN PRODUCCIÓN Y TRANSPORTE DE GAS NATURAL. Los productores-comercializadores deberán adoptar un plan de mantenimientos para cada campo de producción de gas. Cuando haya más de un productor-comercializador por campo (e.g. en contratos de asociación) las partes deberán acordar la adopción de un único plan de mantenimientos. Igualmente, los transportadores deberán adoptar un plan de mantenimiento de su respectivo sistema.

En este plan se señalarán las actividades que ocasionen interrupciones en la prestación del servicio, observando el siguiente procedimiento:

a. Semestralmente cada productor-comercializador y cada transportador presentarán a la entidad que la CREG defina, su respectivo plan de mantenimientos en la infraestructura de producción y transporte de gas, para un horizonte de doce (12) meses, señalando claramente las actividades que ocasionen interrupciones en la prestación del servicio. Los reportes de información se harán antes del 15 de marzo y del 15 de septiembre de cada año de acuerdo con el formato que se defina para tal efecto.

b. El plan de mantenimientos deberá contener, entre otros aspectos, los siguientes:

1. Nombre del productor-comercializador, nombres de los productores-comercializadores cuando haya asociación por campo, o nombre del transportador, según sea el caso.

2. Descripción del sistema de producción o de transporte, según sea el caso.

3. Descripción de las obras y actividades programadas para cada mes del período

4. Identificación de las cantidades de gas que no se podrán atender, en el caso de la producción. En el caso de transporte, identificación de los sistemas o tramos de gasoductos cuya operación se verá afectada.

5. Identificación del cambio en variables que puedan afectar la calidad del servicio (e.g. presión, composición del gas).

6. Cronograma y duración estimada de las obras y actividades

c. La entidad a la que se debe reportar esta información recopilará la reportada por todos los productores-comercializadores y los transportadores, según sea el caso, y elaborará un documento que contenga el plan consolidado de mantenimientos.

d. Esta misma entidad elaborará y publicará en su página web el documento con el plan consolidado de mantenimientos a más tardar la primera semana de abril y la primera semana de octubre de cada año. Este será el plan de mantenimientos definitivo para el siguiente semestre.

e. El plan consolidado de mantenimientos se podrá modificar durante el semestre de vigencia presentando la respectiva solicitud a la entidad que inicialmente se presentó el plan de mantenimientos. Si ésta no objeta la modificación, elaborará nueva versión del documento con el plan consolidado de mantenimientos y lo publicará en su página web.

f. El documento con el plan consolidado de mantenimientos deberá ser de libre acceso para los siguientes Agentes: i) aquellos con los que el productor-comercializador tenga vínculo contractual; ii) la UPME; iii) el Ministerio de Minas y Energía, iv) la CREG; v) la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD y; vi) el CND.

g. Las interrupciones que se presenten como consecuencia de eventos no incluidos en el plan consolidado de mantenimientos publicado, se considerarán como falla en la prestación del servicio.

El anterior mecanismo no exime a los agentes del cumplimiento de sus obligaciones contractuales.

Parágrafo: Los mantenimientos en las actividades de producción y transporte de gas natural corresponderán a aquellas acciones técnicas que tienen como objeto mantener los activos de tal forma que éstos puedan cumplir eficientemente con sus funciones. No se incluyen aquellas acciones técnicas tendientes a aumentar la capacidad de producción o de transporte, o aquellas con propósito de realizar nuevas conexiones en la infraestructura de transporte.

ARTÍCULO 5o. CALIDAD EN LA PRESTACIÓN DE LOS SERVICIOS DE SUMINISTRO Y TRANSPORTE DE GAS EN FIRME. Los servicios de suministro y transporte de gas natural contratados en firme deben prestarse con la continuidad propia de la naturaleza jurídica de esta modalidad contractual. Por tal razón, solamente se podrán negar o interrumpir dichos servicios en los eventos excepcionalmente previstos en las respectivas normas que definen los Contratos Firmes de suministro y transporte de gas vigentes al momento de la celebración de los contratos y en los artículos 140 y 141 de la Ley 142 de 1994.

El no suministro o transporte del gas contratado en firme en cualquier evento distinto del previsto en el inciso anterior, generará compensación a favor del usuario, con independencia de lo pactado en el contrato sobre reparación de la falla en la prestación del servicio o incumplimiento del contrato. La compensación mensual será el valor obtenido de multiplicar el costo de interrupción (CI) establecido en la Resolución CREG 017 de 2005, o aquellas que la sustituyan o modifiquen, expresado en dólares por MBTU, por la cantidad de gas interrumpido durante un mes, expresado en MBTU. Para convertir el CI en dólares se utilizará la tasa de cambio representativa del mercado del último día del mes anterior a la interrupción.

La compensación se aplicará disminuyendo el pago mensual que le corresponde a cada productor y cada transportador, según sea el caso, en un valor igual al que resulte de aplicar el valor de compensación mensual calculado como se indicó anteriormente.

Los componentes G y T , según sea el caso, de la fórmula tarifaria general del costo de prestación del servicio, que aplican los comercializadores a los usuarios regulados, considera el costo del gas o transporte, según sea el caso, al cual se le han aplicado las reducciones correspondientes por compensaciones. Para el caso de los usuarios no regulados, la aplicación de la compensación determina el menor valor del servicio de suministro o transporte de gas contratado en firme, por el hecho de no haberlo prestado con la calidad asociada a dicho servicio.

Para lo anterior el productor-comercializador y el transportador, respectivamente deberán:

1. Registrar el número de interrupciones y los tiempos de duración de las interrupciones para cada usuario durante el respectivo periodo de facturación.

2. Informar por escrito al usuario, o a través de un medio masivo de comunicación, la programación de los mantenimientos y demás labores programadas, con indicación detallada de la duración de estas labores. Esta información se debe suministrar como mínimo con cinco días hábiles de antelación al inicio de los trabajos especificando la fecha, hora y duración de la interrupción. Para aquellos eventos programables con un mes o más de anticipación, se deberá notificar al usuario por escrito. La interrupción que no se informe oportunamente al usuario se considerará como una falla que da lugar a compensación.

3. Calcular el monto a compensar a cada usuario detallando los valores de las variables que intervienen en el cálculo. El productor-comercializador y el transportador respectivos, aplicarán tales valores a cada uno de los usuarios afectados, en la factura que se emita por el servicio, como un menor valor a pagar por parte de los respectivos usuarios.

4. Enviar trimestralmente a la SSPD, o con la periodicidad que la SSPD defina según el Sistema Único de Información, SUI, una relación de los montos compensados, detallando los valores de cada una de las variables que intervienen en el cálculo de la compensación.

ARTÍCULO 6o. VIGENCIA. La resolución que finalmente se adopte regirá a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.

Firma del proyecto,

SILVANA GIAIMO CHÁVEZ	HERNÁN MOLINA VALENCIA
Viceministra de Minas y Energía	Director Ejecutivo
Delegada del Ministro de Minas y Energía Presidente

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Ultima actualización: 05/01/2010 12:21:37 p.m.

D-146-09 COORDINACIÓN GAS ELECTRICIDAD.pdf