CONCEPTO 3370 DE 2020

(julio 7)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Solicitud de concepto Mercado Secundario de energía firme y cargo por confiabilidad

Radicado CREG E-2020-004628

Expediente 2019-0153

Respetado señor:

De manera atenta, damos respuesta a la solicitud presentada en la comunicación del asunto.

Consulta

Dado que la Res. CREG 071 de 2006 define el Mercado secundario de Energía Firme como uno de los anillos de seguridad del cargo por confiabilidad y siendo la confiabilidad un parámetro muy importante al momento de regular el mercado eléctrico colombiano, me permito solicitar a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) su concepto sobre lo siguiente:

1) ¿En el mercado secundario de energía firme pueden participar como oferentes/vendedores las plantas de generación que utilicen FNCER y que sean despachadas centralmente?

2) ¿En el mercado secundario de energía firme pueden participar como oferentes/vendedores las plantas de generación que utilicen FNCER y que no sean despachadas centralmente?

3) ¿Cuál es la metodología que ha definido la CREG para calcular la energía de referencia para el mercado secundario de energía firme para las plantas de generación que utilicen FNCER, sean o no despachadas centralmente?

4) ¿En el mercado secundario de energía firme pueden participar como oferentes/vendedores las plantas de generación no despachadas centralmente que tengan contratos de suministro?

5) ¿En el mercado secundario de energía firme pueden participar como oferentes/vendedores las plantas de generación no despachadas centralmente que no tengan contratos de suministro?

6) Dado que se entiende que las obligaciones de energía firme de plantas no despachadas centralmente corresponden a la totalidad de la ENFICC de la planta, cuando esta tiene contratos de suministro ¿estas pueden participar como oferentes/vendedores en el mercado secundario de energía firme?

7) Dado que se entiende que las obligaciones de energía firme de plantas no despachadas centralmente corresponden a la totalidad de la ENFICC de la planta, cuando esta tiene contratos de suministro ¿estas obligaciones lo hacen acreedor de ingresos del cargo por confiabilidad en proporción a su ENFICC?

8) ¿Un generador embebido puede participar en el mercado secundario de energía firme? De ser así, ¿Cuál es la metodología que ha definido la CREG para calcular la energía de referencia para el mercado secundario de energía firme para un generador embebido?

9) ¿Un generador embebido puede participar en la subasta de asignación de obligaciones de energía firme del cargo por confiabilidad?

Respuesta

Con respecto a su primera pregunta, le informamos que las plantas despachadas centralmente pueden participar en el mercado secundario de energía firme con ENFICC que no esté comprometida en Obligaciones de Energía Firme. Actualmente se encuentran definidas tres metodologías de cálculo de ENFICC para fuentes no convencionales de energía renovable, FNCER, y estas son:

- Resolución CREG 132 de 2014: Por la cual se define la metodología para determinar la energía firme de plantas geotérmicas

- Resolución CREG 167 de 2017: Por la cual se define la metodología para determinar la energía firme de plantas eólicas.

- Resolución CREG 201 de 2017: Por la cual se modifica la Resolución CREG 243 de 2016, que define la metodología para determinar la energía firme para el Cargo por Confiabilidad, ENFICC, de plantas solares fotovoltaicas

Por otra parte, la Resolución CREG 153 de 2013, que establece el reglamento sobre los Contratos de Suministro de Combustible de Origen Agrícola para el Cargo por Confiabilidad, definió el dictamen y la entrega de información referente al suministro de dicho combustible, dado que para la metodología de ENFICC, aplica la de las plantas térmicas que se encuentra establecida en la Resolución CREG 071 de 2006.

Así mismo, le aclaramos que estas metodologías de ENFICC pueden aplicarse a plantas con capacidad menor a 20 MW y mayor o igual a 1 MW, desde que estas tomen la opción de ser despachadas centralmente⁽¹⁾.

En cuanto a su segunda pregunta, le aclaramos que las plantas no despachadas centralmente tienen una participación pasiva en el esquema de Cargo por Confiabilidad, CxC, y específicamente en la subasta del CxC o el mecanismo de asignación que haga sus veces⁽²⁾, tal como lo establece el artículo 20 de la Resolución CREG 071 de 2006:

Artículo 20. Agentes habilitados para participar en la Subasta o en el mecanismo de asignación que haga sus veces. Únicamente podrán participar en la Subasta, o en el mecanismo de asignación que haga sus veces, aquellos agentes propietarios o que representen comercialmente plantas y/o unidades de generación a las cuales se les haya determinado la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad, de acuerdo con la metodología establecida en el Capítulo IV de esta resolución; y que hayan cumplido con los siguientes requisitos según el tipo de planta o unidad de generación:

1. Plantas y/o unidades de generación Nuevas o Especiales

(…)

2. Plantas y/o unidades de generación existentes:

(...)

Parágrafo. Las plantas y/o unidades de generación no despachadas centralmente no participarán en la Subasta. Para los efectos de esta resolución, los Cogeneradores recibirán el mismo tratamiento de las Plantas no Despachadas Centralmente. (Hemos subrayado)

Es decir, cuando las plantas no despachadas centralmente declaran contratos de suministro de energía para el período de asignación de obligaciones de energía firme, OEF, que se convoque, el procedimiento que se aplica es descontar de la demanda objetivo la energía firme de estas plantas, tal y como se establece en la definición de demanda objetivo del artículo 2 y en el artículo 25 de la Resolución CREG 071 de 2006:

Artículo 2. Definiciones. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:

(…)

Demanda Objetivo: Equivale a la Demanda Total Doméstica de Energía para cada uno de los meses comprendidos entre el 1º de Diciembre y el 30 de noviembre del año siguiente al Período de Planeación, más un porcentaje que fijará la CREG. La Demanda Total Doméstica de Energía corresponderá a la proyección más reciente elaborada por la UPME para el escenario de proyección que seleccione la CREG.

Para efectos de la asignación de Obligaciones de Energía Firme y de la construcción de la función de demanda de la Subasta se descontará de la Demanda Objetivo, así definida, la energía ya cubierta con Obligaciones de Energía Firme asignadas anteriormente y vigentes en el período a subastar y la ENFICC de las Plantas no Despachadas Centralmente que tengan contratos en los que suministre energía para cubrir demanda del período de vigencia a subastar.

(…)

Artículo 25. Reglas para la asignación de Obligaciones de Energía Firme para los casos en los cuales no se requiera la realización de una Subasta. Para los años que la CREG determine que no se requiere la realización de una Subasta, las Obligaciones de Energía Firme serán asignadas por el ASIC a cada uno de los generadores a prorrata de su ENFICC de tal manera que se cubra la Demanda Objetivo descontando las Obligaciones de Energía Firme asignadas anteriormente y vigentes en el período a subastar y la ENFICC de las Plantas no Despachas Centralmente con contratos. Para tal efecto se utilizará la declaración de ENFICC más reciente hecha por cada agente generador.

(Hemos subrayado y resaltado)

Por otro lado, el artículo 56 de la Resolución CREG 071 de 2006, modificado por el artículo 16 de la Resolución CREG 140 de 2017, define lo siguiente:

Artículo 56. Cargo por Confiabilidad de las Plantas y/o Unidades de Generación no Despachadas Centralmente. Todos aquellos generadores no despachados centralmente que tengan contratos de venta de energía de conformidad con las disposiciones contenidas en la regulación vigente, deberán producir diariamente la ENFICC declarada de conformidad con las disposiciones contenidas en esta resolución, siempre que al menos durante una de las horas del día de despacho el Precio de Bolsa supere el precio de escasez de activación.

Cuando la generación real diaria de estos generadores sea menor a la ENFICC declarada, el ASIC incrementará la cuenta por pagar del respectivo agente en un monto igual al producto entre el valor del CERE y la diferencia entre la ENFICC diaria y la generación real diaria utilizada por el ASIC para las transacciones comerciales, este valor será asignado a cada uno de los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial como un menor costo de restricciones que debe ser trasladado a los usuarios finales.

Para cada una de las horas en las cuales el Precio de Bolsa sea superior al precio de escasez activación y la Planta no Despachada Centralmente tenga contratos de venta de energía a Precio de Bolsa de conformidad con la regulación vigente, el precio del contrato será igual al PEp.

Para los efectos de que trata el anexo 7 de esta resolución, la Obligación Diaria de Energía Firme de las Plantas no Despachadas Centralmente será igual a su Generación Ideal.

Para los efectos de que trata el anexo 8 de la presente Resolución, las plantas no despachadas centralmente solo recaudan Cargo por Confiabilidad por sus ventas de energía en bolsa.

(Hemos subrayado y resaltado)

De acuerdo con el artículo citado, en los momentos en que se materializa la condición crítica, es decir, cuando el precio de bolsa horario supera el precio de escasez de activación, la obligación diaria de energía firme de las plantas no despachadas centralmente se hace igual al valor de su generación ideal, inclusive si este último es igual a cero.

Por tanto, las plantas no despachadas centralmente no adquieren obligaciones de energía firme en los mecanismos de asignación del CxC, ni tampoco pueden respaldar obligaciones de energía firme, OEF, de otro generador, dado que en ningún momento su generación ideal podría ser mayor a su Obligación Diaria de Energía Firme.

En conclusión, las plantas no despachadas centralmente no están en condiciones de participar en el mercado secundario, ya que no cuentan con energía firme para ofrecer en dicho mercado como respaldo de OEFs de otros generadores.

Ahora bien, en respuesta a sus preguntas número tres, cuatro, cinco y seis, reiteramos que las plantas no despachadas centralmente no pueden participar en el mercado secundario de energía firme.

Respecto a su pregunta número siete, le aclaramos que las plantas no despachadas centralmente no adquieren obligaciones de energía firme y, por tanto, no tienen ingresos asignados en la liquidación centralizada del CxC, tal como se encuentra establecida en el Anexo 8 de la Resolución CREG 071 de 2006. No obstante, en caso de que estas plantas cuenten con contratos de suministro de energía, se entiende que el precio del contrato incluye el valor del CxC pagado por la demanda, conocido también como el CERE, y este tipo de plantas puede percibir dicho valor por sus ventas en contratos. En caso de que el precio de bolsa horario supere el precio de escasez de activación, tendrán la obligación de generar su ENFICC.

Finalmente, en respuesta a sus consultas número 8 y 9, le aclaramos, en primer lugar, que la generación embebida debe cumplir con los requisitos de registro de las fronteras embebidas de generación que están definidos en el literal a) del numeral 2 del artículo 1 de la Resolución CREG 084 de 2004, así:

a) Una Frontera Comercial de Generación. Si la Frontera Principal está ubicada dentro de la Red de otro(s) propietario(s) de activos de un Sistema de Transmisión Regional (STR) o de un Sistema de Distribución Local (SDL) que puedan ser afectados técnicamente, se requiere el visto bueno del(los) propietario(s) de tales activos. En este mismo caso, el generador deberá aportar un estudio de conexión al Operador de Red más cercano (entendiendo la cercanía como la menor longitud de las redes eléctricas necesarias para atender en condiciones técnicas aceptables al solicitante), en el que se verifique que la inclusión de la generación no afecta la confiabilidad o la operación del sistema (protecciones, sobrecargas, etc.), en las condiciones mínimas y plazos, establecidos por la regulación en el numeral 4.5 del Anexo General (Reglamento de Distribución) de la Resolución CREG 070 de 1998 o aquella que la modifique o sustituya. El OR emitirá su aprobación técnica al informe cuando el estudio cumpla con los criterios señalados anteriormente. Se entiende que los cambios en la red del STR o del SDL por efecto de dicha Frontera, así como los costos asociados, serán responsabilidad del generador. Los otros beneficios que pueda traer este tipo de proyectos de generación dentro de la Frontera Principal, se podrán distribuir en forma libre entre las partes.

De acuerdo con lo anterior, entendemos que las fronteras embebidas de generación de las plantas de generación que cumplan de forma independiente con cada uno de los requisitos señalados anteriormente, se pueden registrar ante el sistema, ya sea como plantas despachadas centralmente o no despachadas centralmente. Además de todos los que señalan la Resoluciones CREG 122 de 2003 y 084 de 2004.

Por ende, las plantas de generación embebida podrán participar en el mercado secundario de energía firme desde que sean despachadas centralmente y, para su cálculo ENFICC, le aplicará las metodologías de las plantas despachadas centralmente según su tecnología.

El presente concepto se emite en los términos y con el alcance previsto en el artículo 28 de la Ley 1755 de 2015, que sustituye el título II del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

Cordialmente,

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN

Director Ejecutivo

NOTA AL FINAL:

1. Resolución CREG 096 de 2019, en la cual se da la opción al despacho central de plantas de generación menores a 20 MW y mayores o igual a 1 MW

2. Artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006