CONCEPTO 1117 DE 2019

(Febrero 25)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

XXXXXXXXXXXXXXX

Respetado señor XXXXX:

Con relación al tema del asunto, hemos recibido la comunicación donde plantea inquietudes relacionadas con los avances que se tienen en la CREG para la incorporación de fuentes no convencionales de energía renovable, las cuales serán atendidas en el mismo orden en que fueron presentadas.

Pregunta 1

(...) 1. Principales barreras técnicas, regulatorias o de mercado, identificadas por la CREG, que limitan la inserción o expansión de fuentes renovables en la matriz eléctrica (...)

En la última década el acelerado desarrollo de tecnologías para el aprovechamiento de las fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER), así como los avances en las infraestructuras de medición avanzada y las tecnologías de información y comunicaciones, han venido cambiando la arquitectura de los sistemas eléctricos, pasando de flujos de potencia unidireccionales (desde las fuentes de generación hacia las cargas), a flujos multidireccionales (con múltiples fuentes de generación en la red), con usuarios finales mucho más activos y que pueden producir su propia energía y entregar los excedentes a la red. Esta compleja situación también aplica a los flujos de información requeridos para la operación del sistema.

Todos estos elementos hacen necesario 'repensar¹ los criterios, estándares y procedimientos vigentes, y actualizarlos para lograr que el sistema eléctrico, y los agentes que hacen parte de este, estén alineados con la nueva estructura del sector y los nuevos paradigmas de su planeación, conexión, operación, medida e información.

Por lo anterior, la CREG ha previsto inicialmente los siguientes retos en la operación y conexión de nuevas fuentes de generación intermitentes:

- De acuerdo con las experiencias en otros países, la penetración de la generación intermitente producida por generadores eólicos y solares generan nuevos retos para mantener de manera continua el balance de generación-demanda y tener un control adecuado de la frecuencia del sistema. Afortunadamente, las nuevas tecnologías tales como baterías y equipos especiales pueden compensar parte de esta variabilidad.

- Existen otros problemas operativos importantes que tienen relación con las nuevas fuentes de generación intermitentes y el control de tensión (variable del sistema eléctrico que debe permanecer dentro de unos valores fijos establecidos).

- Ante la entrada de las FNCER, se deben definir y/o actualizar los procesos para la evaluación de las transacciones comerciales en la Bolsa de Energía, esquemas de desviaciones y penalizaciones respecto del programa de generación con el cual se comprometen estos nuevos agentes (dentro del funcionamiento diario del mercado), y aspectos que tienen relación con el cálculo de restricciones en el sistema con este nuevo panorama de operación. El nuevo mercado de corto plazo deberá ser más flexible en la programación de la generación y facilitará que las fuentes intermitentes puedan ajustar sus ofertas en periodos más cercanos al momento de la operación.

- En cuanto a aspectos de conexión de autogeneradores a pequeña escala (AGPE) y generadores distribuidos (GD), es necesario recordar que los temas técnicos y comerciales fueron definidos en la Resolución CREG 030 de 2018, buscando un proceso de conexión ágil y claro para los usuarios y los Operadores de Red (OR), garantizando ante todo la operación segura del sistema. Dado que este tema es de gran dinámica, es importante hacer seguimiento permanente a su evolución y por tanto a sus impactos en la operación del sistema. Para tal fin, la Comisión adelantó un estudio de consultoría para analizar los efectos de la penetración de AGPE y GD en los sistemas de distribución y que se mencionará en las respuestas a las preguntas 2 y 3.

- Para finalizar, es preciso mencionar que a través de la reglamentación que el Ministerio de Minas y Energía hizo del Decreto 0570 de 2018 a través de la Resolución 40791 y sus modificaciones, se ha convocado una subasta para la asignación de contratos de energía media de largo plazo, mediante los cuales se facilita el cierre financiero de proyectos FNCER.

 Para la entrada de FNCER, se debe buscar una coordinación entre las diferentes entidades para que cualquier tecnología, no tenga problemas en el proceso de planeamiento y conexión a la red, de tal forma que desde el planeamiento y las etapas siguientes se cumplan los criterios y estándares necesarios para garantizar la operación confiable y segura del Sistema Interconectado Nacional.

Preguntas 2 y 3

(...) ¿Qué instrumentos o estrategias se están aplicando, para adaptar la operación del SIN a los efectos de la mayor introducción de energías renovables no despachabas (intermitencia)? (...)

(...) ¿Qué instrumentos o estrategias se están estudiando, para mejorar la operación del SIN a los efectos de la mayor introducción de energías renovables no despachabas (intermitencia)?, ¿Cuándo se prevé su aplicación? (...)

Teniendo en cuenta la respuesta a la pregunta 1, la Comisión adelantó, durante el año 2018, los siguientes estudios de consultoría y que ayudarán a la incorporación de FNCER:

Estudio de actualización del Código de Redes:

El consultor realizó una revisión de la experiencia internacional en diferentes mercados con respecto a la regulación y la evolución tecnológica de los sistemas de potencia, teniendo en cuenta la entrada de generación intermitente (eólica, solar, etc.), los sistemas de almacenamiento y la participación de la demanda.

Se presentó un diagnóstico de la situación actual del Código de Planeamiento de la Expansión del STN, Código de Conexión y Código de Operación, identificando las leyes, decretos, regulación y demás normas vigentes, revisando su aplicabilidad. Para este diagnóstico se revisaron también los acuerdos del Consejo Nacional de Operación, CNO, relacionados con el tema.

Finalmente, y considerando las tecnologías existentes en el SIN y previendo el ingreso de las nuevas fuentes, el consultor realizó una propuesta sobre los temas que deben ser considerados por la CREG en la actualización del Código de Redes identificando las ventajas y desventajas.

En paralelo y con el fin de que los agentes que estaban desarrollando proyectos de fuentes intermitentes tuvieran unas reglas básicas transitorias para su conexión y operación en el sistema, se puso en consulta la resolución CREG 123 de 2018 relacionada con la actualización transitoria del Código de Redes (resolución 25 de 1995) la cual se espera tener definitiva el próximo mes de abril, todo esto mientras sale la resolución definitiva del Código de Redes para inicios del año 2020.

Estudio de Modernización del despacho y el mercado spot - Despacho vinculante y mercados intradiarios:

Este estudio analiza los aspectos comerciales y operativos del mercado, que se deben actualizar, mediante la modificación o sustitución de las Resoluciones CREG 024 (aspectos comerciales) y algunos aspectos de la resolución CREG 025 (despacho y redespacho -operativos) de 1995.

La idea es que los generadores y comercializadores tengan un compromiso comercial (financiero) establecido el día antes de la operación (despacho vinculante), y que durante el día de la operación existan diferentes mercados (mercados intradiarios que son complemento del despacho vinculante) para que los generadores y comercializadores puedan actualizar su posición de oferta de energía, en periodos más cercanos a la operación real.

De esta forma, el mercado intradiario permite dar flexibilidad a los participantes, para que modifiquen sus posiciones por razones técnicas o económicas. Esto ayudaría a los generadores que operen con FNCER, expuestos a una variabilidad importante, puedan cambiar su posición de oferta en periodos más cercanos a la operación real y que, por ende, los recursos se optimicen gracias a la posibilidad que tendrían este tipo de generadores de actualizar sus ofertas con pronósticos de generación más certeros.

Análisis de los Servicios Complementarios del Sistema Interconectado Nacional (SIN), teniendo en cuenta la penetración de generación intermitente- FNCER:

A partir de la experiencia internacional, estos servicios son necesarios dado que se prevé en Colombia, en el corto y mediano plazo, la incorporación de fuentes FNCER, como por ejemplo plantas solares y eólicas.

En ese sentido, el estudio de consultoría identificó que nuevos servicios pueden ser creados en el sistema y cómo se modificarían los existentes.

Los servicios son principalmente para lograr el balance generación-demanda, tema que se complica con las plantas solares y eólicas que dependen para su generación de un recurso primario variable. Esta situación puede producir desbalances que conlleven riesgos en la operación y la no atención de la demanda.

En ese sentido, el estudio de consultoría analiza cómo remunerar estos servicios con esquemas de mercado donde se tenga la cantidad suficiente del servicio al precio adecuado. De esta forma se busca tener una operación más segura y confiable y al tiempo que se minimice el costo de la operación. En general, los servicios analizados son asociados con regulación de frecuencia y voltaje.

El diseño de indicadores de seguimiento y evaluación de la integración de la autogeneración y la generación distribuida en el sistema interconectado nacional:

Con este estudio se buscó analizar los impactos técnicos, económicos y regulatorios que tiene la penetración de autogeneración, generación distribuida y vehículos eléctricos en el sistema colombiano.

En general, se encuentra en diseño un conjunto de indicadores que tienen relación con el impacto al sistema de acuerdo con el nivel de penetración, y otros asociados al costo-beneficio. Estos indicadores se identificaron mediante simulaciones en sistemas reales de las redes de distribución del sistema colombiano.

Con los resultados del estudio se espera anticipar los impactos del crecimiento de estos sistemas en redes locales y facilitar un desarrollo más costo-eficiente de estas tecnologías. Además, contribuye, en el mediano y largo plazo, a tomar una acción regulatoria oportuna y detallada en términos de diferentes formas de remuneración, asignación de responsabilidades, definición de nuevas etapas para la integración, una vez superadas las definidas en la Resolución CREG 030 de 2018 así como nuevos requisitos de medición, operación y automatización, entre otros.

La aplicación de estos estudios en la normativa está prevista para los años 2019 y 2020, en resoluciones de consulta y definitivas. La agenda regulatoria puede consultarse en el siguiente link:

http://www.creq.qov.co/index.php/es/creq/nuestra-labor/planes-politicas/aqenda/cateqory/1236-agenda-regulatoria-2019

En este comunicado se anexan los informes de los estudios Consultoría.

Pregunta 4

(...) ¿Dichos instrumentos o estrategias ya contemplan soluciones para reducir el impacto ambiental de las medidas de adaptación a la intermitencia? (...)

En cuanto a aspectos ambientales, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible tiene como misión definir la política Nacional Ambiental y promover la recuperación, conservación, protección, ordenamiento, manejo, uso y aprovechamiento de los recursos naturales renovables, a fin de asegurar el desarrollo sostenible y garantizar el derecho de todos los ciudadanos a gozar y heredar un ambiente sano.

La regulación expedida por la Comisión debe ajustarse a los lineamientos legales consignados en las Leyes 142 y 143 de 1994, en donde se delega a la CREG como responsable de definir las reglas para que los generadores compitan en el mercado de energía mayorista. Vale la pena mencionar que la actividad de generación es concebida como un segmento en competencia, razón por la que la regulación debe plantear reglas de juego generales que incentiven a todos los agentes del mercado, sin importar su tecnología, a optimizar los recursos con los que cuenta el sistema.

Sin embargo, como ya se señaló la Comisión tiene planeado en su agenda regulatoria la actualización del Código de Redes, dentro del que se encuentra el Código de Planeamiento, el cual reglamenta todos los estudios que deben realizarse a largo plazo para garantizar la confiabilidad en la prestación del servicio de energía eléctrica.

En la medida que dentro de lo estipulado en el Decreto 0570 de 2018, la UPME debe incorporar dentro de los criterios de planeación, la resiliencia del sistema, la reducción de emisiones de efecto invernadero y la diversificación de la matriz energética, entre otros consideramos que esta pregunta la puede responder dicha entidad con mayor propiedad y detalle.

Pregunta 5

(...) Análisis de los impactos pasados y futuros en los precios de la energía, por la incorporación de FNCER en la expansión de la oferta energética. Anexar documentos de análisis. (...)

Primero le informamos que el mercado de energía mayorista se considera como un ámbito comercial en dónde los agentes interactúan a riesgo propio y por ende opera la competencia. En este sentido, toda la regulación de la CREG aplicable al mercado de energía mayorista está orientada a establecer unas reglas generales que cobijen a todos los agentes generadores y comercializadores y que promuevan la competencia en el mercado propendiendo por una formación de precios eficientes. Es una labor permanente de la Comisión observar el funcionamiento del mercado y el comportamiento de los agentes para determinar la necesidad de ajustar la regulación vigente o de adoptar nuevas disposiciones que corrijan las fallas que se observen en el funcionamiento del mercado.

Adicionalmente, el precio de la energía no se determina a partir de modelos matemáticos, sino como en todos los mercados, es el resultado de la interacción entre oferta y demanda en cada hora del día. En este sentido, el ejercicio de predicción de precios o el efecto que tiene la incorporación de nuevos agentes y participantes depende de una serie de factores con altas incertidumbres, tales como: variación de la demanda, comportamiento de los aportes hidráulicos, de los vientos e irradiación solar, precios de los combustibles en el mercado internacional, variaciones en los costos de inversión de las diferentes tecnologías. De hecho, uno de los principales supuestos en donde hay una fuerte competencia con diversidad de tecnologías es que los precios no son fácilmente predecibles.

En concordancia con lo anteriormente mencionado, durante el año 2018, la CREG expidió dos resoluciones que buscan profundizar la competencia con el fin de lograr la conformación de un mercado íntegro, entendido esto como un mercado eficiente, neutral, transparente y fiable. Las resoluciones que se han adoptado en esta materia son las siguientes:

- Resolución CREG 114 de 2018. Por la cual se determinan los principios y condiciones generales que deben cumplir los mecanismos para la comercialización de energía eléctrica para que sus precios sean reconocidos en el componente de costos de compras de energía al usuario regulado.

- Resolución CREG 105 de 2018. Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución “Por la cual se determinan las obligaciones y reglas de comportamiento generales para los agentes que desarrollen los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible y sus actividades complementarias”

Con las mencionadas resoluciones se busca incentivar mecanismos de contratación que permitan formación de precios eficientes que puedan ser trasladados a los usuarios finales y de paso cubrir los riesgos de mercado a todos los generadores sin importar su tecnología.

Para ampliar la información, se anexa en este comunicado todos los estudios desarrollados por la CREG y que se estarán considerando dentro de las propuestas de la Comisión en el desarrollo de la agenda regulatoria.

Cordialmente,

CHRISTIAN JARAMILLO HERRERA

Director Ejecutiv