BUSCAR search
ÍNDICE developer_guide
MEMORIA memory
DESARROLLOS attachment
MODIFICACIONES quiz
CONCORDANCIAS quiz
NOTIFICACIONES notifications_active
ACTOS DE TRÁMITE quiz

CONCEPTO 1576 DE 2024

(febrero 20)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

Asunto: Oficio No 1074-2024 Dl

Radicado CREG E2024002331

Respetado senador Luna:

Mencionamos la comunicación del asunto, a través de la cual solicita información, fundamentado en lo dispuesto en el artículo 258 de la Ley 5 de 1992.

Al respecto, procederemos a contestar, en el marco de nuestras competencias cada una de las inquietudes, en el mismo orden que fueron formuladas:

1. ¿Qué normas está desarrollando la comisión para facilitar la puesta en marcha de los proyectos de generación, por ejemplo, para facilitar el proceso de acceso al Sistema Interconectado Nacional - SIN y simplificar su seguimiento (Resolución CREG 075 de 2021)?

En la agenda regulatoria de 2024 se prevé analizar la aplicación de las disposiciones de la Resolución CREG 075 de 2021, con el fin de identificar oportunidades de mejora y considerar algunas comunicaciones recibidas de agentes y gremios. Con base en esto y la Resolución 40042 de 2024, emitida por el Ministerio de Minas y Energía, se propondrán los ajustes que contribuyan a mejorar el proceso de asignación de capacidad de transporte y su seguimiento.

En 2023 se expidieron algunas resoluciones dando plazos adicionales a los cronogramas previstos en la Resolución CREG 075 de 2021 para que se respondiera a las solicitudes recibidas sobre asignación de capacidad y los recursos presentados por los interesados.

Adicionalmente, mediante resolución CREG 101 034 de 2024, se establecieron disposiciones temporales para la entrega de excedentes de generación de energía al Sistema Interconectado Nacional, SIN.

2. ¿Qué acciones está desarrollando la Comisión para impulsar mecanismos de comercialización de largo plazo en proyectos de generación de FNCER teniendo en cuenta que el Consejo de Estado recientemente negó el decreto de subastas de energías renovables?

La disposición de política pública contenida en el artículo 296 de la Ley 1955 de 2019(1), reglamentada por el Ministerio de Minas y Energía, establece la obligación en cabeza de los comercializadores de energía eléctrica de cubrir al menos el 10% de su demanda con fuentes de energía renovables y mediante contratos de largo plazo (período de suministro mayor o igual a diez años).

En línea con lo anterior y para promover que los comercializadores cumplan la obligación señalada, esta Comisión expidió la Resolución CREG 101-008 de 2023, que permite realizar convocatorias públicas cuyo objeto exclusivo sea la compra de energía de fuentes no convencionales de energía renovable.

3. ¿Qué normas/acciones está evaluando la CREG para impulsar la generación a pequeña escala con energías renovables (autogeneración y generación distribuida), para que esta opción realmente ayuda a bajar el costo de energía de los hogares y la industria?

Al respecto, es importante destacar que la Comisión desde el año 2015 expidió la Resolución CREG 024 de 2015, la cual, en cumplimiento de la Ley 1715 de 2014, servía para la conexión y operación de cualquier tamaño de autogeneradores, incluso, los de pequeña escala. Es así como la anterior resolución aplicaba a usuarios autogeneradores de gran y pequeña escala hasta que: i) la Comisión expidiera las reglas específicas para la autogeneración a pequeña escala (AGPE) y generación distribuida (GD), y que ii) la UPME definiera el tamaño para ser considerado de pequeña escala (tarea encargada en la citada Ley), limite que es necesario para el análisis técnico y comercial de las reglas regulatorias.

Actualmente, la Resolución CREG 024 de 2015 está vigente para usuarios autogeneradores a gran escala.

Ahora bien, una vez conocido el límite de pequeña escala determinado por la UPME, la Comisión expidió las reglas de autogeneración a pequeña escala y generación distribuida en la Resolución CREG 030 de 2018. Con estas reglas fue posible que los usuarios produjeran su propia energía y entregaran energía a la red, esto por medio de varias alternativas de venta y con la denominación de pequeña escala. Además, se creó la figura de Generador Distribuido, siendo una empresa que puede vender energía al sistema.

A partir del aprendizaje adquirido por la aplicación y los aportes recibidos, la Comisión consideró necesario rediseñar y ajustar la regulación a través de las Resoluciones CREG 135 de 2021 y 174 de 2021, las cuales contienen las reglas vigentes de derechos y deberes de los usuarios autogeneradores a pequeña escala y las reglas de conexión, operación y remuneración de la energía de usuarios autogeneradores a pequeña escala y generadores distribuidos. La Resolución CREG 174 de 2021 también aplica a generadores distribuidos y a usuarios autogeneradores a gran escala que su potencia máxima no sea superior a 5 MW, esto último en cumplimiento de la Ley 1715 de 2014 que les permitió ese tratamiento simplificado.

Actualmente, se tiene un registro del crecimiento de autogeneración a pequeña escala en la UPME y en XM SA ESP y, en el caso de XM SA ESP, puede verse en el siguiente enlace:

https://sinergox.xm.com.co/oferta/Paginas/Informes/AGPE.aspx

Ahora bien, sobre el costo de los equipos de autogeneración (lo cual es del índole del avance tecnológico y a costos de la industria), es pertinente informar que es a cuenta, riesgo y costo de cada usuario, la CREG solo define las reglas técnicas a cumplir, los requisitos de medida y remuneración de energía; siendo el precio de la autogeneración definido en función de términos de eficiencia, lo indicado por la Ley y teniendo en cuenta lineamientos de política pública que determine el Ministerio de Minas y Energía.

Precisamos que la CREG no tiene en su competencia subsidiar equipos para autogenerar. Entendemos que para esto son los lineamientos de política pública o las Leyes a través de los cuales se determinen los beneficios, por ejemplo, los tributarios.

Actualmente los usuarios con equipos de autogeneración de pequeña escala y que usen fuentes no convencionales de energía renovable, una vez cumplida la regulación, pueden aplicar lo que se denomina el Crédito de Energía, creado en la Ley 1715 de 2014, bajo los lineamientos dados por el Ministerio de Minas y Energía. Dicho mecanismo permite que un usuario pueda intercambiar la energía entregada a la red en un periodo de facturación (normalmente 1 mes) por la energía que consume en el mismo periodo de facturación. Los valores excedentes del anterior balance, y que se pagan al usuario, se valoran al precio de bolsa de energía el cual se forma por mecanismos de mercado y optimización de recursos para atención de la demanda nacional.

También les informamos que actualmente la Comisión viene evaluando las reglas de Comunidades Energéticas, expedidas en el Decreto 2236 de 22 de diciembre de 2023. Con esto más usuarios podrán autogenerar bajo un régimen adicional: Comunidad Energética. No obstante, esto se encuentra en evaluación para la expedición de las reglas.

Finalmente, sobre la norma vigente, la puede encontrar en los siguientes enlaces:

- Resolución CREG 135 de 2011 y documento soporte

https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0135_2021.htm

https:ZZgestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/a513ac589648249005258Z8300000938.html

- Resolución CREG 174 de 2011 y documento soporte

https:ZZgestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docsZresolucion_creg_0174_2021.htm

- Talleres virtuales de capacitación, y que son públicos, sobre las resoluciones anteriores:

https://www.youtube.com/watch?v=BPkWMFBwwCc

https://www.youtube.com/watch?v=UYVOpOaeqmE

Además, se tiene dispuesto información relativa a dicha actividad en el enlace que se referenciará a continuación, en donde podrá encontrar: i) la normativa que aplica, ii) antecedentes sobre las reglas, iii) el procedimiento para convertirse en usuario autogenerador a pequeña escala, iv) reglas de medición y vi) las reglas comercialización de energía:

https://creg.gov.co/publicaciones/15064/autogeneracion-a-pequena-escala-y-generacion-distribuida/

4. Informe los objetivos y resultados de las mesas técnicas que ha realizado la CREG con el Ministerio de Minas y Energía y la UPME para la materialización de los objetivos que persigue la Resolución 40042 de 2024.

Como se mencionó en la primera respuesta, en la Comisión se analizan las diferentes alternativas frente a los lineamientos de la Resolución 40042 de 2024, con el fin de proponer posibles ajustes para incluir en la regulación vigente, previo a la realización de las mesas técnicas.

5. Teniendo en cuenta que las sesiones CREG deciden la viabilidad de los proyectos que publica la Comisión para consulta, informe cómo fue la votación de cada miembro de la sesión CREG que definió la publicación del proyecto de Resolución CREG 701 028 de 2023.

El proyecto que menciona fue aprobado para su publicación y comentarios del público en general en la sesión No. 1299 del 18 de diciembre de 2023 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, con el voto favorable y unánime de parte de los miembros asistentes a la sesión

En esta sesión, también, se indico la necesidad de revisar mediadas adicionales tales como promover la contratación, medida que posteriormente se consulto mediante Resolución CREG 701 035 de 2023, la cual fue aprobada en sesión posterior y que quedo en firme mediante resolución CREG 101 36 de 2024.

6. En caso de aprobarse el proyecto de Resolución CREG 701 028 de 2023, ¿cuál sería el incremento que verían los usuarios en el componente de restricciones en el escenario donde el PBN es menor o mayor al precio de escasez de activación? En su respuesta a esta pregunta, favor profundizar en el escenario de escasez, donde algunos expertos señalan que el componente de restricciones podría llegar a incrementarse a 340 $/kWh(2).

Antes de dar respuesta a esta pregunta, es importante mencionar que actualmente, un porcentaje de la demanda regulada (asociada a los usuarios residenciales, comerciales en su mayoría) se transa en el mecanismo de bolsa, en este contexto, aumentos de precios de bolsa deben ser asumidos en la proporción de la demanda que se transe en este mecanismo.

Con ese contexto, la resolución a la cual hace mención, buscaba reducir el impacto a estos usuarios y a las mismas empresas comercializadoras las cuales son el vínculo entre el usuario y mercado de energía.

Dicho lo anterior, cuando se definió el mecanismo propuesto con la Resolución CREG 701 028 de 2023, se preveían precios de bolsa del orden los $1.000 / kWh, tal como ocurrió en los meses de septiembre y octubre de 2023. Condición que de presentarse (valores de precios de bolsa cercanos a los $1000/ kwh), adicionalmente a que los usuarios deban pagar estos precios, la diferencia entre el precio de bolsa y lo que traslada al componente del CU, produce un efecto de saldo acumulado que debe financiar el comercializador, el cual pudiese haber duplicado para la condición señalada, esta condición se detalla en el documento soporte del citado proyecto de norma; generando un nuevo problema de saldos acumulados similar al solucionado por la Resolución CREG 101 028 de 2023, pudiendo crear un riesgo sistémico para la prestación del servicio, tal como lo han indicado las empresas comercializadoras en diferentes oportunidades.

Ahora bien, tal como se señaló anteriormente, las condiciones actuales y las expectativas a futuro de los aportes, de acuerdo con las agencias especializadas en el tema, prevén un cambio a condiciones neutrales en el mes de abril y una probabilidad de Niña para el segundo semestre, por lo que la Comisión seguirá monitoreando la situación del sistema para evaluar la pertinencia o no de la medida, sin embargo al momento de esta comunicación esta medida no está en firme.

Sobre las cifras del impacto en las restricciones de llegarse a presentar la condición crítica y se tuviera la aplicación del mecanismo propuesto, el documento soporte del proyecto de resolución, contiene la explicación de los cálculos para diferentes escenarios. Dicho documento se puede consultar en el siguiente enlace:

https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/originales/Proyecto_Resoluci%C3%B3n_CREG_701_028_2023/

Al respecto, es pertinente señalar que los valores calculados son inferiores al valor referenciado en la comunicación, del cual no conocemos la metodología cálculo. Además, el valor estimado por la CREG se verificó con el operador del mercado, llegando a cifras similares inclusive menores en algunos momentos, por lo cual el valor de $350 /kWh carece de todo sustento.

7. ¿cuál es el estado del proyecto de Resolución CREG 701 028 de 2023? ¿El proyecto aún sigue en pie o ha sido archivado por la Comisión?

Tal como se explicó en la respuesta al punto 6, las condiciones bajo las cuales se consideró el proyecto han cambiado, por ello actualmente no se ha determinado como necesario implementar la medida propuesta. Sin embargo, la Comisión como parte de sus funciones estará atenta a la evolución del mercado.

Como parte de las decisiones recientes, las cuales ya están en firme y en función de los comentarios allegados por los agentes, la Comisión expidió la resolución CREG 101-036 de 2024, la cual flexibilizó algunas de las reglas vigentes para compras de energía con destino al mercado regulado a través de contratos de largo plazo, contenidas actualmente en la Resolución 130 de 2019.

Con esta medida, se busca mitigar el impacto de la presión al alza en los precios de la bolsa de energía sobre las tarifas que pagan los usuarios regulados, mediante la sustitución de parte de las compras que se realizan en este mercado de corto plazo por compras a través de contratos de largo plazo (2 años).

La norma referida y toda la documentación de soporte puede ser consultada en el siguiente enlace: gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/origlnales/Resoiucion_CREG_101_036_2024/

8. Teniendo en cuenta que las sesiones CREG deciden la viabilidad de los proyectos que publica la Comisión para consulta, informe cómo fue la votación de cada miembro de la sesión CREG que definió la publicación del proyecto de Resolución CREG 701 035 de 2023.

Sobre la solicitud, entendemos que hace referencia al proyecto 701 035 de 2024 y no del año 2023.

El proyecto de resolución CREG 701 035 de 2024 fue aprobado para su publicación en la sesión No. 1304 del 14 de enero de 2024 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, con el voto favorable y unánime de parte de los miembros de creg

9. Informe la razón por la cual la Comisión intentó mover las fechas del cronograma de la subasta de Cargo por Confiabilidad mediante la Resolución CREG 701 035 de 2023. Anexe el documento soporte de dicho proyecto regulatorio, e informe la razón por la cual posteriormente fue archivado.

Lo primero que hay que aclara es que la Resolución, fue una resolución en consulta y no fue una resolución definitiva, habiendo aclarado lo anterior, en la parte motiva del proyecto de resolución se indicó la razón del aplazamiento señalada fue:

“La Comisión considera oportuno aplazar nuevamente el cronograma de la subasta convocada por la Resolución CREG 101 034A de 2022, con el fin de constatar y asegurar que la nueva capacidad de generación que resulte de la subasta, se ajusta a los lineamientos de la Ley 2294 de 2023 “Por el cual se expide el Plan Nacional de Desarrollo 2022- 2026”

El proyecto de resolución puede ser consultado en el siguiente enlace:

https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/originales/Proyecto%20de

%20Resoiuci%C3%B3n%20CREG_701%20_035_%202024/

En cuanto a las razones del archivo del proyecto de resolución, mediante el comunicado de prensa publicado en nuestra página web Bogotá, el 17 de enero de 2024, se señaló:

... La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) desea informar que, luego de realizar un análisis riguroso y teniendo en cuenta los comentarios recibidos hasta el día de ayer dentro del proceso de participación ciudadana, se ha determinado mantener el cronograma vigente para el desarrollo de la subasta del cargo por confiabilidad para el periodo 2027 - 2028, publicado de acuerdo con la Resolución 101 024 de 2022 y modificado por última vez en por la 101 021 de 2023...

El archivo del proyecto también fue informado mediante la Circular CREG 002 de 2024.

Los enlaces electrónicos son los siguientes:

- https://creg.gov.co/publicaciones/15686/la-creg-confirma-el-cronograma-establecido-para-la-subasta-del-cargo-por-confiabilidad/

- https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/originales/Circular_CREG_002 2024/

10. Informe la razón por la cual se convocó a una asignación administrada de OEF para los períodos 25-26 y 26-27 mediante la Resolución CREG 101 025 de 2023. Especifique la demanda objetivo de dicha subasta, la razón por la cual se eligió dicha demanda objetivo, e informe los resultados de dicha asignación, informando si logró cubrir la demanda.

Lo primero que hay que decir, que las proyecciones de demanda corresponden a un ejercicio prospectivo; sobre el cual teniendo en cuenta su incertidumbre, se estima un valor medio con unos intervalos de confianza del 95% y 68% debido a esta incertidumbre.

En el documento D-901 029 de 2023 soporte de la Resolución CREG 101 025 de 2023 “Por la cual se establece la oportunidad para asignar las obligaciones de energía firme del Cargo por Confiabilidad de los períodos comprendidos entre diciembre 1 de 2025 a noviembre 30 de 2026 y diciembre 1 de 2026 a noviembre 30 de 2027” se señalaron las siguientes razones para convocar la asignación administrada OEF para los periodos 25-26 y 26-27, previo a la subasta competitiva convocada para el período 27-28:

- La energía firme disponible de plantas existentes mediante la metodología vigente definida por esta Comisión no permitiría contar con un margen de oferta suficiente para una eventual asignación competitiva para dichos períodos.

- Los generadores térmicos manifestaron la necesidad de realizar la asignación administrada para los períodos 25-26 y 26-27, de tal manera que, se garantice la sostenibilidad y renovación de los contratos de suministro de combustible desde el año 2023; ya que asignar OEF para la vigencia 27-28, sin asignar previamente los dos períodos anteriores, genera gran incertidumbre ya que la infraestructura, disponibilidad y logística del suministro de combustible solo se tienen comprometidas hasta noviembre de 2025, correspondiente a la última vigencia de asignación de OEF asignada en ese momento.

El documento se puede consultar en el siguiente enlace:

https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/originales/Resoluci%C3%B3n_CREG_101_025_2023/D%20-%20901%20029%20DE%202023%20AN%C3%81L1S1S%20ENERG%C3%89T1CO%20DEL%20CARGO%20POR%20CONFIABILIDAD.pdf}

En lo que respecta a la demanda objetivo, los valores definidos fueron: 84.981 GWh-año para el período 25-26 y 86.744 GWh-año para el período 26-27, valores que corresponden a las proyecciones de la UPME vigentes al momento de la asignación que era la revisión de julio de 2023. En la demanda objetivo se consideró el escenario medio que estima el consumo de los diferentes sectores de la economía, según lo establece la UPME, y para las grandes cargas se considera el grupo de menor incertidumbre, denominada por la UPME como grandes cargas grupo 1.

En el proceso de asignación adelantado por el operador del mercado, la empresa XM S.A. E.S.P., se cubrió con Obligaciones de Energía Firme (OEF) las anteriores demandas objetivo.

11. De acuerdo con las últimas actualizaciones del documento de proyecciones de demanda publicado por la UPME el 1 de febrero de 2024, ¿cuál es el estado del balance entre la energía firme y la demanda para los próximos 7 años? Remita su análisis, los supuestos considerados y un documento en excel que permita replicar el ejercicio realizado por la Comisión.

Para las nuevas proyecciones de la UPME, que fueron publicadas al final de la segunda semana de febrero de 2024, cuando ya está por finalizar la subasta para el período 27-28 que se trabajó con los balances que surgieron de las proyecciones anteriores de la UPME, revisiones junio 2022 y julio 2023, siendo que para este último escenario la UPME publicó en su página web los siguientes datos:

ItemGWh-día
Escenario Medio248.2
IC 68% Inferior234.2
IC 95% Inferior222.8
IC 68% Superior262.5
IC* 96% Superior274.1

*IC, índice de confianza en donde el 68% corresponde a una desviación estándar y el 95% corresponde a dos desviaciones estándar.

Sobre la última proyección de la UPME, publicadas en la segunda semana de febrero, la UPME nos remitió con radicado CREG E2024002289, tres (3) escenarios alternativos de proyecciones de demanda de energía eléctrica 2023-2027, dado que lo publicado tenía información a corte de septiembre de 2023 y actualizaron con información a corte de febrero 13 de 2024 considerando la probabilidad de entrada de los grandes consumidores de energía. Los datos son:

ItemProyecciones febrero 2024 GWh-díaEscenario 2 GCE liberados GWh-díaEscenario 3 GCE liberados + posibles no operación GWh-díaEscenario 4
Probabilístico
(51%)
GWh-día
Escenario Medio263.4262.7260.1258.6
IC 68% Inferior250.3249.5246.9245.5
IC 95% Inferior239.9239.2236.6235.1
IC 68% Superior276.8276.1273.5272.0
IC* 96% Superior287.4286.7284.0282.6

*GCE, Grandes consumidores de energía

Por otro lado, el seguimiento de la demanda presentado en el documento de la UPME muestra lo siguiente:

Ahora bien, tenido en cuenta los resultados de la subasta 27-28 se tienen Obligaciones de Energía Firme (OEF) por 244.5 GWh-día, de los cuales se asignaron 156.2 GWh-día en la subasta y 88.3 GWh-día corresponden a asignaciones previas. La asignación en la subasta corresponde a 33 nuevos proyectos de generación con una capacidad de 4.489 MW, de los cuales 4.441 MW son plantas fotovoltaicas.

Así la cosas, se está cubriendo el 98.5% del escenario medio que se había previsto y más del 100% del IC 68% inferior. Con respecto a los nuevos escenarios de demanda, el publicado en febrero de 2024 y los alternativos, se cubrió más del 100% del IC 95% inferior de todos los casos. Y en los escenarios 3 y 4 se cubre más del 99% del IC 68% inferior.

Ahora bien, de acuerdo con el comportamiento de los fundamentales de la demanda, las proyecciones de demanda son actualizadas por la UPME y la CREG mediante los mecanismos previstos en la regulación del Cargo por Confiabilidad puede ir ajustando la cobertura. En todo caso, se puede resaltar que la asignación que se tuvo con la subasta está dentro del rango de proyecciones previsto por la UPME y la CREG continuará actualizando el balance con la mejor información disponible para activar los esquemas complementarios y así asegurar la cobertura que se requiera.

12. Informe cuánta es la ENFICC agregada que participará en la subasta de Cargo por Confiabilidad del día 15 de febrero de 2024. Teniendo en cuenta dicha ENFICC agregada, así como las OEF previas y la energía firme de las Plantas No Despachadas Centralmente - PNDC,

De acuerdo con la información publicada por el administrador de la subasta, la empresa XM SA ESP, los siguientes con los datos:

- La ENFICC agregada es de 162.3 GWh-día correspondiente a total de 88 proyectos de generación habilitados.

- Las OEF previas para el período 27-28 son 88.3 GWh

13. La ENFICC de plantas no despachadas centralmente son 5.1 GWh-día.¿Cuál es el balance de energía firme y demanda para los próximos 7 años? ¿La oferta de energía firme que participará en la subasta permite un contexto de competencia en la subasta?

14. Ver respuesta 11 ¿Cuál es la demanda objetivo de la subasta de Cargo por Confiabilidad del día 15 de febrero de 2024? Informe los supuestos detrás de la elección de dicha demanda objetivo.

En el diseño de la subasta del Cargo por Confiabilidad, tal como lo establece la Resolución CREG 101 024 de 2022, la función de demanda es confidencial con el objetivo de lograr una mejor eficiencia en la formación y evitar comportamientos estratégicos, como lo recomendaron los expertos en subasta en el proceso de

diseño. En ese sentido, esa información solamente podrá ser pública hasta tanto

termine el proceso de la subasta.

15. Informe el estado de la reglamentación por parte de la CREG del Decreto 929 de 2023 y del Decreto 2236 de 2023. ¿Cómo estas reglamentaciones reducirán las tarifas de energía? ¿Qué impacto tienen sobre la competencia del mercado? ¿Qué impacto tienen sobre la suficiencia financiera y la seguridad jurídica de los inversionistas antiguos y entrantes al mercado?

En cuanto a los citados Decretos, consideramos pertinente mencionar lo siguiente:

- En relación con el artículo 5 del Decreto 929 de 2023 sobre el cobro asimétrico por transporte de energía reactiva inductiva y capacitiva en exceso sobre el límite, la Comisión publicó para comentarios el proyecto de Resolución CREG 701 017 de 2023. Con base en los comentarios recibidos y el resultado de las jornadas de divulgación llevadas a cabo, se expidió la regulación definitiva mediante la Resolución CREG 101 035 de 2024.

Adicionalmente, la revisión y ajuste del esquema de incentivos aplicado al cobro por transporte de energía reactiva en exceso (factor M), está siendo realizada como parte del proceso de actualización de la metodología de remuneración de la actividad de distribución. De acuerdo con la agenda regulatoria indicativa 2024, se tiene planeado publicar el documento de bases tarifarias en 2024.

- En cuanto al artículo 6 del Decreto 929 de 2023, la Comisión expidió la Resolución CREG 101-033 de 2023, mediante la cual se redujeron los tiempos de ejecución de convocatorias públicas, con el fin de hacer más expedito el proceso de contratación de largo plazo por parte de comercializadores que atienden mercado regulado. La mencionada resolución fue sometida a consulta pública mediante el proyecto regulatorio 701-021 de 2023 y, considerando los comentarios recibidos por parte de los interesados, se publicó el texto definitivo.

 Se expidió el proyecto de Resolución CREG 701 016 de 2023, una vez analizados los comentarios recibidos, la Comisión decidió volver a realizar una nueva consulta a través de tres propuestas regulatorias contenidas en las Resoluciones CREG 701 029 de 2023, 701 030 de 2023 y 701 031 de 2023, con el fin de revisar nuevamente los cometarios de las empresas.

En estas resoluciones se proponen nuevos ajustes de la remuneración de plantas en pruebas (plantas que no han logrado declarar su operación comercial y que por esta condición, pueden permanecer operando en el sistema sin cumplir requerimientos técnicos, lo que puede derivar en afectación de la operación segura y confiable) de la remuneración de vertimientos (esto corresponde a los momentos en los cuales las platnas de generación no usan el recurso hídrico para generar y lo vierten, pudiendo haberse utilizado para generación a un bajo costo), y como se tienen en cuenta las restricciones ambientales y fitosanitarias (esto corresponde a plantas que tienen que mantener un caudal aguas debajo de la planta de generación, que hace que las mismas tengan que generar energía constante por esta condición, lo cual corresponde a un mínimo de energía obligatorio y la misma se remunere), en atención a lo dispuesto en los literales b) y c) del artículo 8 del Decreto 929 de 2023. Inicialmente, el análisis indica que estos ajustes propuestos influyen en disminuir el precio de bolsa, lo cual a su vez repercute en los componentes de la tarifa que usen dicho valor, como, por ejemplo, el componente de generación.

Respecto del impacto a la suficiencia financiera y la seguridad jurídica de los anteriores proyectos regulatorios, esto se encuentra en análisis al interior de la Comisión, habiendo consultado dos veces estas propuestas regulatorias. Podemos compartir los comentarios allegados por los agentes a las resoluciones en los siguientes enlaces:

Comentarios_Res_CREG_701_016_2023rar

Comentarios_Res_CREG_701_029_030_031rar

- Los otros lineamientos del Decreto 929 de 2023 están en análisis al interior de la Comisión.

- En cuanto al Decreto 2236 de 2023, la comisión se encuentra analizando los mecanismos regulatorios necesarios para atender lo dispuesto en dicho decreto y que permita el desarrollo de las Comunidades Energéticas.

16. Remita las hojas de vida de los actuales Expertos Comisionados de la CREG y brinde un análisis sobre la manera en que cumplen los requisitos necesarios para ejercer el cargo de Expertos Comisionados.

Al respecto, le informamos que este análisis es realizado por el Presidente de la República en su rol de nominador, con el apoyo del Ministerio de Minas y Energía como cabeza de sector, atendiendo el artículo 44 de la Ley 2099 de 2021 modificatorio de la Ley 143 de 1994, el cual establece:

“Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG. La Comisión de Regulación de Energía y Gas se organizará como Unidad Administrativa Especial del Ministerio de Minas y Energía, que estará integrada de la siguiente manera:

(...)

d) Por seis (6) expertos en asuntos energéticos de dedicación exclusiva, nombrados por el Presidente de la República para periodos de cuatro (4) años.”

(Subraya propia)

Por lo anterior, por competencia se remitirá al Ministerio de Minas y Energía.

17. ¿Hasta cuándo van las vacantes de los Expertos Comisionados CREG que fueron nombrados en dicha calidad en el mes de noviembre de 2023 y qué gestión está realizando la Comisión para que el país no se vuelva a quedar sin CREG, como ocurrió en octubre del 2023?

A continuación. encontrará la relación de las fechas de nombramiento y terminación en encargo de los Expertos Comisionados de la CREG nombrados en encargo en noviembre de 2023:

Experto comisionadoDecreto nombramientoFecha de posesiónTerminación del encargoEstado
del encargo
Jose Medardo Prieto SuárezDecreto 2004
21-11-2023
21/11/202321/02/2024Vigente
Baisser Antonio Jiménez RiveraDecreto 2004
21-11-2023
21/11/202321/02/2024Vigente
Manuel Peña SuárezDecreto 1869
07-11-2023
10/11/202310/02/2024Terminado

En relación a la gestión realizada para que el país no se vuelva a quedar sin CREG, como se mencionó en la respuesta anterior, la facultad para nombrar a los Expertos Comisionados en la CREG recae en el Presidente de la República, por tal razón se remite al Ministerio de Minas y Energía para lo de su competencia.

Cordialmente,

OMAR PRIAS CAICEDO

Director Ejecutivo

<NOTAS DE PIE DE PÁGINA>

1. Ver Ley 1955 de 2019 - Plan Nacional de Desarrollo 2018-2022:

“Artículo 296. Matriz energética. En cumplimiento del objetivo de contar con una matriz energética complementaria, resiliente y comprometida con la reducción de emisiones de carbono, los agentes comercializadores del Mercado de Energía Mayorista estarán obligados a que entre el 8 y el 10% de sus compras de energía provengan de fuentes no convencionales de energía renovable, a través de contratos de largo plazo asignados en determinados mecanismos de mercado que la regulación establezca. Lo anterior, sin perjuicio de que los agentes comercializadores puedan tener un porcentaje superior al dispuesto en este artículo.

El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad a la que este delegue, reglamentará mediante resolución el alcance de la obligación establecida en el presente artículo, así como los mecanismos de seguimiento y control, sin perjuicio de la función sancionatoria de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios - SSPD. Las condiciones de inicio y vigencia de la obligación serán definidas en dicha reglamentación”.

2. En particular, se solicita tener en cuenta el siguiente análisis al momento de dar su respuesta: https://www.linkedin.com/posts/ricardo-s%C3%A1nchez-alba-baa3a491_intervenci%C3%B3n-del- precio-debolsa-eI-impacto-activity-7149594042765373440-QigH?utm_source=share&utm_medium=member_desktop

×
Volver arriba