RESOLUCIÓN 210 DE 2015

(noviembre 27)

Diario Oficial No. 49.709 de 27 de noviembre de 2015

<Regirá por seis (6) meses prorrogables o hasta que la CREG lo determine (Art. 4>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

<Decaimiento por cumplimiento del término para el cual fue expedido según lo dispuesto en su artículo 4>

Por la cual se modifica transitoriamente la Resolución CREG 004 de 2003 que establece la regulación aplicable a las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE.

En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524, 2253 de 1994, 1260 de 2013 y 2108 de 2015.

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.

La Ley 142 de 1994, en su artículo 23, inciso 3o, fijó la siguiente política en cuanto al intercambio internacional de electricidad: “La obtención en el exterior de agua, gas combustible, energía o acceso a redes, para beneficio de usuarios en Colombia, no estará sujeta a restricciones ni a contribución alguna arancelaria o de otra naturaleza, ni a permisos administrativos distintos de los que se apliquen a actividades internas de la misma clase, pero sí a las normas cambiarias y fiscales comunes.”

La ley 143 de 1994, en su artículo 34, asignó al Centro Nacional de Despacho - CND, las siguientes funciones:

b) Ejercer la coordinación, supervisión, control y análisis de la operación de los recursos de generación, interconexión y transmisión incluyendo las interconexiones internacionales;

c) Determinar el valor de los intercambios resultantes de la operación de los recursos energéticos del sistema interconectado nacional;

d) Coordinar la programación del mantenimiento de las centrales de generación y de las líneas de interconexión y transmisión de la red eléctrica nacional;

La CREG mediante la Resolución 004 de 2003 estableció la regulación aplicable a las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo (TIE), como parte del Reglamento de Operación. En dicha resolución se determina un umbral de 8% para determinar la máxima desviación aceptada entre los precios de oferta en los nodos fronteras para exportación y el Precio Máximo de Importación, que se utilizará para decidir una importación a través de las TIE.

Ante la presencia de El Fenómeno de El Niño, el país requiere contar con todos sus recursos de generación y facilitar los flujos de energía provenientes de Ecuador. Por lo anterior, se redujo el umbral de desviación permitida para activar las importaciones de energía a través del mecanismo de Transacciones Internacionales de Energía TIE a 1% con la Resolución CREG 196 de 2015.

Debido a que el monto de las garantías que se exigen en el Mercado de Energía Mayorista en condición crítica se liquidan con el precio de escasez, es necesario redefinir las garantías para las Transacciones Internacionales de Energía, puesto que éstas se encuentran por fuera del mecanismo del Cargo por Confiabilidad por lo que no están referenciadas con el precio de escasez.

Los desvíos negativos en las Obligaciones de Energía Firme, serían también los cubiertos con la energía proveniente de las importaciones, se considera que son estos generadores quienes deben poner la garantía equivalente a la diferencia del precio de bolsa y precio de escasez necesaria para cubrir las TIE.

El Decreto 2108 de 2015 faculta a la CREG para tomar las medidas que garanticen la continuidad y calidad en la prestación del servicio de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), en forma oportuna y permanente ante situaciones extraordinarias, transitorias y críticas, que puedan presentarse en un momento determinado y afectar la atención de la demanda eléctrica, y el suministro oportuno y regular a los usuarios finales.  

De conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.13.3.2 del Decreto 1078 de 2015 “Por el cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector Tecnologías de la Información y las Comunicaciones” y el numeral 4 del artículo 1o de la Resolución CREG 097 de 2004, la Comisión decidió por unanimidad no someter la presente Resolución a las disposiciones sobre publicidad de proyectos de regulación previstas en el citado Decreto, debido a la existencia de razones de orden económico, toda vez que ante El Fenómeno de El Niño, el país requiere contar con todos sus recursos de generación y facilitar los flujos de energía provenientes de Ecuador.

Así mismo, según lo señalado en el Decreto 1074 de 2015 “por el cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector de Industria y Comercio”- no se informa de esta resolución a la Superintendencia de Industria y Comercio-SIC- por cuanto, el presente acto administrativo se expide en aras de preservar la estabilidad económica del sector de generación energía eléctrica, circunstancia que se encuentra como causal de exoneración de consulta a la SIC conforme al artículo 2.2.2.30.4 numeral 1.1 del precitado decreto.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 690 del 27 de noviembre de 2015, acordó expedir la presente resolución.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. <Decaimiento por cumplimiento del término para el cual fue expedido según lo dispuesto en su artículo 4>  Modifíquese el artículo 7o de la Resolución CREG 004 de 2003, modificado por el artículo 1o de la Resolución CREG 196 de 2015.

El Paso 2 del artículo 7o de la Resolución CREG 004 de 2003, modificado por el artículo 1 de la Resolución CREG 196 de 2015, quedará así:

“Paso 2. Entre las 13:00 y las 13:05, el CND considerará la información suministrada por los otros operadores, y mediante un procedimiento automático, determinará la activación o no de una Transacción Internacional de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, comparando el Precio Máximo para Importación y la Curva de Precios de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación de cada uno de los Enlaces Internacionales suministrados por cada país, adicionando a cada uno de estos los cargos asociados con la generación aplicables en el mercado colombiano y el correspondiente Costo Equivalente en Energía, CEE.

La expresión a utilizar es la siguiente:

(PIki-(PONEQXEi+CEE+CargosG))*100/(PONEQXEi+CEE+CargosG)>Umbral

Donde:

PIki:	Precio Máximo de Importación Colombiano para la hora k.
PONEQXEi:	Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación del enlace internacional i, en el segmento QXE, del otro país; el cual deberá incluir todos los costos asociados con la entrega de energía en el nodo frontera.
CEE:	Costo Equivalente en Energía
CargosG:	Cargos adicionales establecidos en la regulación vigente asignados a la Generación de Colombia.

Umbral: Porcentaje para determinar la máxima desviación aceptada entre los precios de oferta en los nodos fronteras para exportación y el Precio Máximo de Importación, que se utilizará para decidir una importación a través de las TIE.

Para iniciar la operación de las TIE por un Enlace Internacional, se establece un Umbral igual al 1%. Dicho valor podrá ser ajustado por la CREG de acuerdo con las variaciones observadas entre los valores estimados y los reales. Para tal fin el ASIC informará el día veinte (20) calendario de cada mes a la CREG los valores estimados de cada una de las variables involucradas, así como los correspondientes valores reales para el mes anterior.

Una TIE de importación se activa si se cumple la desigualdad anterior y si el ASIC ha informado al CND, que se han constituido las garantías exigidas en la presente resolución.

En el caso de una solicitud de una TIE de exportación desde Colombia por parte de un operador de otro país, esta se activa si el ASIC ha informado al CND, que se dispone de las garantías exigidas en la presente resolución.”

ARTÍCULO 2o. <Decaimiento por cumplimiento del término para el cual fue expedido según lo dispuesto en su artículo 4>  Modifíquese el artículo 23 de la Resolución CREG 004 de 2003. El artículo 23 de la Resolución CREG 004 de 2003, modificado por el artículo 1 de la Resolución CREG 116 de 2012, quedará así:

“Artículo 23. Garantías. Con el fin de cubrir el monto esperado de las obligaciones económicas derivadas de las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo, TIE, todos los agentes que realicen compras horarias de energía en la Bolsa deberán pagar anticipadamente, el valor estimado de las importaciones semanales que se realicen desde los mercados de los países de la Comunidad Andina o países con los que se tenga una integración regulatoria de mercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución.

Para el efecto, semanalmente, el ASIC deberá:

i) Estimar las cantidades de electricidad a importar de los otros sistemas, según las condiciones de operación establecidas por los operadores de los sistemas en relación con la máxima capacidad de los enlaces internacionales. Esta estimación tendrá una actualización semanal y contará con un balance neto cada mes. Este ajuste mensual final, al monto de las garantías semanales estimadas, se hará a partir de los resultados de la segunda liquidación, para efectos de facturación.

ii) Estimar el Monto total semanal de garantías a asignar a los agentes del mercado colombiano, para respaldar las importaciones de electricidad, a través de los enlaces internacionales, teniendo en cuenta el valor del literal anterior, el Precio promedio ponderado horario de Bolsa menos el Costo Equivalente de Energía, según el parágrafo uno del presente artículo, y el costo de cobertura por riesgo cambiario, el cual debe reflejar las condiciones reales del mercado internacional de divisas y estar definido por una entidad bancaria acreditada ante la Superintendencia Financiera de Colombia.

iii) Determinar la participación de cada uno de los agentes en las compras horarias de energía en la Bolsa, según lo definido en el parágrafo 6o del presente artículo. Con estos valores, el ASIC asignará a los agentes el valor de las garantías estimadas, a prorrata de su participación.

iv) Realizar los ajustes al monto semanal de garantías que debe realizar cada agente de acuerdo con los resultados reales de la semana de operación, obtenidos de las lecturas de los medidores y los precios reales disponibles según la regulación vigente.

v) El valor en dólares del pago anticipado será calculado por el ASIC con la tasa de cambio para compra de divisas que sea acordada, por este y el intermediario del mercado cambiario, para el día en el que se intercambie la información con el Administrador del mercado exportador.

PARÁGRAFO 1o. Para el cálculo del Monto Semanal de Garantías (MSG), para respaldar importaciones a realizar a través de un enlace i, el ASIC procederá así:

Donde:

MSGs+2,i:	Monto Semanal de Garantías para respaldar importaciones de electricidad a través del enlace i, para la semana s+2.
i:	Enlace a través del cual se harán las importaciones de electricidad a garantizar.
PMs-1,h:	Precio promedio ponderado horario de Bolsa de la semana s-1.
PE:	Último valor calculado del precio de escasez.
CEEs-1:	Último valor calculado del Costo Equivalente en Energía para la semana s-1.
s:	Semana en que se realiza la estimación de las garantías.
MXTi,h,s+2:	Máxima transferencia horaria por el enlace i estimada para la semana s+2, según las condiciones de operación establecidas por los operadores de los sistemas en relación con la máxima capacidad de los enlaces internacionales.
h:	Hora.
CCs+2,i:	Costo de la cobertura por el riesgo cambiario en los intercambios de energía por el enlace i para la semana s+2, según las condiciones reales del mercado internacional de divisas y definido por una entidad financiera acreditada.

Adicionalmente, cuando PM_s-1,h sea superior al Precio de Escasez, el ASIC calculará un monto adicional que será calculado así:

Donde:

MSGOEF,S+2,i:	Monto Semanal de Garantías por desviaciones negativas de OEF para respaldar importaciones de electricidad a través del enlace i, para la semana s+2.
i:	Enlace a través del cual se harán las importaciones de electricidad a garantizar.
PMs-1,h:	Precio promedio ponderado horario de Bolsa de la semana s-1.
PE:	Último valor calculado del precio de escasez.
s:	Semana en que se realiza la estimación de las garantías.
MXTi,h,s+2:	Máxima transferencia horaria por el enlace i estimada para la semana s+2, según las condiciones de operación establecidas por los operadores de los sistemas en relación con la máxima capacidad de los enlaces internacionales.
h:	Hora.
CCs+2,i:	Costo de la cobertura por el riesgo cambiario en los intercambios de energía por el enlace i para la semana s+2, según las condiciones reales del mercado internacional de divisas y definido por una entidad financiera acreditada.

El monto total a garantizar corresponde a la sumatoria de los MSG de todos los enlaces internacionales.

PARÁGRAFO 2o. El ASIC para llevar a cabo la actualización semanal hará ajustes al cálculo del Monto Semanal de Garantías, MSG, para cada enlace i, procederá así:

Primer ajuste semanal. El primer ajuste semanal se debe realizar el día viernes de la semana s+2 considerando las transacciones TIE reales efectuadas durante los primeros seis (6) días de operación de la semana S+2 de la siguiente manera:

Donde:

:	Primer ajuste a la semana s+2 de operación, para el enlace i.
Sum(RTh,i):	Suma de las transferencias reales horarias de energía por el enlace i, resultado de las lecturas de los medidores reportados conforme a las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 006 de 2003 o las normas que la modifiquen o sustituyan, para los primeros seis (6) días de operación de la semana s+2, y para el séptimo día se utilizarán los valores estimados para la MXT.
Ph,s+2:	Precio horario de Bolsa para los primeros cinco (5) días de la semana s+2, para los días seis (6) y siete (7) de esta semana, el P corresponderá al máximo precio horario liquidado para este tipo de día calendario, durante los primeros cinco (5) días de operación de dicha semana.
PE:	Último valor calculado del precio de escasez.
CEEs+2:	Último valor calculado del Costo Equivalente en Energía para la semana s+2.
xTs+2,i:	Ajuste por tasa de cambio no cubiertos por el mecanismo de cobertura a que hace referencia el Parágrafo 1.

Adicionalmente, cuando PM_s-1,h sea superior al Precio de Escasez, el ASIC calculará un monto adicional que será calculado así:

Donde:

:	Primer ajuste a la semana s+2 de operación para desviaciones negativas de OEF, para el enlace i.
Sum(RTh,i):	Suma de las transferencias reales horarias de energía por el enlace i, resultado de las lecturas de los medidores reportados conforme a las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 006 de 2003 o las normas que la modifiquen o sustituyan, para los primeros seis (6) días de operación de la semana s+2, y para el séptimo día se utilizarán los valores estimados para la MXT.
Ph,s+2:	Precio horario de Bolsa para los primeros cinco (5) días de la semana s+2, para los días seis (6) y siete (7) de esta semana, el P corresponderá al máximo precio horario liquidado para este tipo de día calendario, durante los primeros cinco (5) días de operación de dicha semana.
PE:	Último valor calculado del precio de escasez.
CEEs+2:	Último valor calculado del Costo Equivalente en Energía para la semana s+2.
:	Ajuste por tasa de cambio no cubiertos por el mecanismo de cobertura a que hace referencia el Parágrafo 1.

Segundo ajuste semanal. El segundo ajuste semanal se deberá realizar el día viernes de la semana (s+3), considerando el procedimiento establecido para el primer ajuste semanal descrito anteriormente y utilizando la suma de las transferencias reales horarias de energía por el enlace i, los precios horarios de Bolsa de las transacciones TIE reales para la semana s+2 resultantes de la segunda liquidación para dicha semana y el último valor calculado del Costo Equivalente en Energía para la semana s+2.

PARÁGRAFO 3o. La sumatoria de los ajustes semanales al MSG para cada uno de los enlaces, serán considerados como faltantes o excedentes netos para la determinación del MSG de la nueva semana de operación.

PARÁGRAFO 4o. Para cada agente, el ASIC conciliará las diferencias asignadas a cada uno, presentadas entre las transacciones TIE reales, ya sean en mérito o fuera de mérito, y los pagos por garantías efectuados por el agente durante el mes.

Una vez realizado el ajuste final mensual este deberá ser informado a cada uno de los agentes, antes de la fecha de vencimiento, con independencia de la fecha de pago de las diferencias que existan a favor o en contra de los mismos, o del cruce de cuentas autorizado por los agentes.

El ASIC podrá reaplicar pagos para cubrir obligaciones resultantes de la aplicación de la Resolución CREG-007 de 2003 u otras obligaciones a cargo del mismo en el MEM, con previa autorización del agente, para lo cual podrá utilizar los recursos disponibles correspondientes a los excedentes de las garantías asignadas por concepto de TIE, después de la aplicación de lo dispuesto en el artículo 4o de la Resolución CREG 007 de 2013.

PARÁGRAFO 5. Para efectos del pago anticipado de las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo -TIE-, las semanas iniciarán el día sábado y terminarán el día viernes.

PARÁGRAFO 6. El ASIC determinará el porcentaje de participación de cada uno de los agentes, que servirá para asignar la participación en el monto de garantías de las TIE, así:

Donde:

%Agentej,s+2:	Porcentaje de participación en garantías de las TIE para agentes compradores de energía en bolsa para la semana s+2 del agente j.
VOBs+2:	Valor en pesos de las compras horarias de energía en Bolsa para cada agente, estimado utilizando la información de fronteras y contratos registradas por el agente para la semana s+2 y el precio de bolsa liquidado para la semana s-1, sin incluir las de los sistemas de los países con los cuales se tiene una integración regulatoria de mercados.
VOBs+2:	Sumatoria de los valores en pesos de las compras horarias de energía en Bolsa de todos los agentes, estimados utilizando la información de fronteras y contratos registradas por todos agentes para la semana s+2 y el precio de bolsa liquidado para la semana s-1, sin incluir las de los sistemas de los países con los cuales se tiene una integración regulatoria de mercados.

Adicionalmente, cuando se haya calculado , el el ASIC calculará un porcentaje de participación para los agentes con desviaciones negativas de OEF así:

Para cada día de la última semana para la que se tenga información en versión TX2 o TXF se debe realizar el siguiente cálculo:

Donde:

%Agente_OEFj,d:	Porcentaje de participación del agente j, en las desviaciones negativas de OEF para cada día d.
DesvOEFd:	Valor en pesos de las desviaciones negativas de OEF para cada agente, en el día d.
DesvOEFd:	Sumatoria de los valores en pesos de las desviaciones negativas de OEF, en el día d.

El porcentaje de cada agente para asignar la participación en el monto de garantías de las TIE para desviaciones negativas de OEF, será el máximo calculado para cada día de la última semana para la que se tenga información en versión TX2 o TXF, y se calculará así:

%Agente_OEFj,s+2:	Porcentaje de participación en garantías de las TIE para desviaciones negativas de OEF para la semana s+2 del agente j.
%Agente_OEFj,d:	Porcentaje de participación del agente j, en las desviaciones negativas de OEF TIE para cada día d de la última semana para la que se tenga información en versión TX2 o TXF.

PARÁGRAFO 7o. El ASIC informará a los agentes el viernes de cada semana, a más tardar a las 15:00 horas, el monto del pago anticipado que deben efectuar para garantizar las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo TIE, de la semana s+2.

PARÁGRAFO 8o. El ASIC, en los Acuerdos Comerciales que suscriba con los otros administradores de los mercados de electricidad de los otros países, tendrá en cuenta el procedimiento previsto en este artículo para el cálculo de los pagos anticipados semanales que depositarán los agentes en una cuenta independiente mediante cheque o mediante transferencia electrónica.”

PARÁGRAFO 9o. En caso de que el ASIC, con la mejor información disponible, evidencie que a algún agente se le incremente el valor en pesos de desviaciones negativas, este realizará ajustes extraordinarios a las garantías que deberán ser pagados 2 días hábiles después de ser solicitados.

En caso de que algún agente no pague la totalidad del ajuste extraordinario, y en caso de ser necesario se recalculará la cantidad a importar.

ARTÍCULO 3o. <Decaimiento por cumplimiento del término para el cual fue expedido según lo dispuesto en su artículo 4>  Adiciónese el siguiente parágrafo al artículo 33 de la Resolución CREG 004 de 2003:

PARÁGRAFO. Cuando se originen deudas en el mercado por el no pago de uno o varios agentes con desviaciones negativas de OEF de las TIE, estas serán asumidas por los demás agentes con desviaciones negativas de OEF. El cierre de las cuentas solo podrá realizarse en el vencimiento del mes siguiente al de operación y no se reconocerán intereses sobre este dinero.

ARTÍCULO 4. VIGENCIA. Esta resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial, deroga la Resolución CREG 196 de 2015 y regirá por seis (6) meses prorrogables o hasta que la CREG lo determine.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 27 de noviembre de 2015.

El Presidente,

TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

JORGE PINTO NOLLA.