CONCEPTO 12082 DE 2017

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

XXXXXXXXXXXXXXX

Respetado XXXXX:

De manera atenta, damos respuesta a la comunicación del asunto, en la cual se realiza la solicitud que transcribimos y respondemos a continuación:

Acogiéndonos al derecho fundamental del acceso a la información, la presente es con el fin de solicitar el avance de la CREG en cada uno de los aspectos a reglamentar definidos en la ley 1715 de 2014 y los decretos y resoluciones que han sido expedidos en cumplimiento de esta ley. adicionalmente, agradecemos nos brinden claridad sobre las siguientes inquietudes relacionadas con la implementación por parte de la creg de la ley 1715 de 2014.

a. FNCE en las ZNI

El decreto 1623 de 2015, modificado parcialmente por el decreto 1513 de 2016, define los lineamientos de política en materia de generación con FNCE en las ZNI. éste le dio las siguientes tareas a las CREG:

1. reglamentar la metodología para remunerar las actividades de generación, distribución y comercialización en las ZNI teniendo en cuenta las particularidades de las regiones donde se preste el servicio y los siguientes elementos:

a. el WACC debe considerar los riesgos de atender usuarios en zonas aisladas

b. la metodología debe discriminar los costos con soluciones aisladas, centralizadas o individuales y microredes conforme al número y dispersión de los usuarios atendidos, considerando las particularidades de las regiones

c. el cargo que remunera inversiones con fnce será el de generación con diesel en el momento de realizar la inversión y estable por un periodo de tiempo suficiente para que se recuperen los costos eficientes de inversión.

2. definir los indicadores y metas de calidad que deben cumplir los prestadores del servicio de energía en la zni, al igual que los incentivos para alcanzar dichas metas y reducir las pérdidas de energía. también determinará las obligaciones de dichos prestadores en relación con el reporte de información asociada a la prestación del servicio.

¿qué actos administrativos dan cumplimiento a estas tareas?

b. participación de la demanda

El literal b del numeral 2 del artículo 6 le confiere a la CREG la tarea de establecer los mecanismos regulatorios para incentivar la respuesta de la demanda y la mejora de la eficiencia energética en el sistema interconectado nacional, conforme los principios y criterios de esta ley, las leyes 142 y 143 de 1994 y los lineamientos de política energética que se fijen para tal fin. Así mismo, el artículo 31 de la citada ley dispone que la CREG debe establecer mecanismos regulatorios para incentivar la respuesta de la demanda con el objeto de desplazar los consumos en períodos punta y procurar el aplanamiento de la curva de demanda, así como también para responder a requerimientos de confiabilidad establecidos por el ministerio de minas y energía o por la misma CREG.

Por su parte, el decreto 2492 de 2014 en cumplimiento de lo establecido en la ley 1715 de 2014 delega en la CREG las siguientes tareas:

i) incluir en el diseño de los cargos que remuneran las actividades de transmisión y distribución, tarifas horarias y/o canasta de tarifas

ii) diseñar mecanismos en la fórmula tarifaria que permitan que al usuario final lleguen señales horarias.

iii)diseñar los mecanismos necesarios para que los usuarios, voluntariamente, puedan ofertar reducciones o desconexiones de demanda en el mercado mayorista con el objetivo de dar confiabilidad al sin, respaldar OEF, reducir los precios en la bolsa de energía y los costos de restricciones. la remuneración de los agentes que reduzcan o desconecten su demanda deberá cumplir el criterio de eficiencia económica. para el cumplimiento de esta tarea colocó como plazo diciembre de 2015.

iv) definir cargos por uso único por nivel de tensión de suministro y hora del día. la creg podrá implementar diferentes opciones tarifarias para la remuneración de las redes de distribución, las cuales serán aplicables a todos los usuarios de cadena add.

Al respecto, agradecemos cordialmente, nos informe cual ha sido el avance de la regulación respecto a estas 5 tareas y cuál es el plan de acción para las que se encuentran faltando por desarrollar.

Por otro lado, en el artículo 16 de la resolución CREG 024 de 2015 se establece que:

El autogenerador que pueda garantizar energía firme adicional a la que requiere para respaldar su propia demanda, podrá acceder al pago del cargo por confiabilidad. Para efectos del cargo por confiabilidad y sin perder su naturaleza de autogenerador, tendrá que seguir las normas aplicables a los generadores del mercado mayorista establecidas en la resolución creg 071 de 2006.

Para los autogeneradores que hayan declarado una potencia máxima para la energía que entrega a la red menor a 20 mw se seguirá lo establecido en la regulación vigente para las plantas no despachadas centralmente.

Parágrafo. en resolución independiente la comisión definirá el mecanismo para establecer la energía firme de los autogeneradores con base en la tecnología utilizada para generar energía, su demanda y su variación.

En ese sentido, ¿el autogenerador le aplica el precio de escasez de la resolución creg 071 de 2006 o se piensa modificar para que aplique el precio marginal de escasez? ¿la metodología a que hace referencia el parágrafo mencionado es la misma que se utiliza para las diferentes tecnologías o la creg va a definir una metodología distinta para la autogeneración?

El literal a del numeral 2 del artículo 6 de la ley 1715 de 2014 establece la tarea a la CREG de:

a) establecer los procedimientos para la conexión, operación, respaldo y comercialización de energía de la autogeneración distribuida, conforme los principios y criterios de esta ley, las leyes 142 y 143 de 1994 y los lineamientos de política energética que se fijen para tal fin.

La comisión establecerá procedimientos simplificados para autogeneradores con excedentes de energía menores a 5mw;

Al respecto, mientras la ley establece que los procedimientos simplificados de conexión, operación, respaldo y comercialización de energía de autogeneración y generación distribuida son para autogeneradores con excedentes de energía menores a 5 mw, la resolución CREG 121 de 2017 propone procedimientos simplificados para autogeneradores con capacidad instalada menor a 5 mw, la cual no necesariamente concordará con los excedentes de energía. en este sentido, ¿la creg definirá procedimiento simplificados para autogeneradores con excedentes de energía menores a 5 mw en resolución aparte?

Por otro lado, el decreto 2469 de 2014 en el marco de la ley 1715 de 2014 le confirió a la CREG la tarea de establecer los lineamientos y el contenido mínimo de los contratos de respaldo que deben suscribir los autogeneradores a gran escala y establecer la metodología para calcular los valores máximos permitidos en las metodologías tarifarias para remunerar la actividad de distribución y transmisión. por su parte, el documento creg 016 de 2015 (documento soporte res. creg 024-15) expresó que la comisión estableció la metodología de remuneración de los contratos de respaldo en el anexo 13 de la res. creg 097/08, en el cual, se presentan los lineamientos necesarios para realizar estos contratos. Las condiciones aplicables a estos contratos seguirán lo establecido en la metodología de distribución vigente dispuesta por la comisión.

Al respecto, nos parece conveniente resaltar la necesidad de que el pago por respaldo remunere el respaldo que realmente necesita el autogenerador sin convertirse en una barrera de entrada a la autogeneración con energía renovable no convencional. Como ha sido mencionado por varios agentes, incluyendo la ANDI el cargo de respaldo en las propuestas de remuneración de distribución es una barrera de entrada para la autogeneración porque lleva a pagar más del respaldo que se utiliza. Se propone a la comisión realizar un estudio en el cual se determine cual es la remuneración que debe pagar el autogenerador de manera que no pague mas de lo que debe ni reciba un subsidio por parte de los usuarios que no autogeneran.

De otra parte, la resolución creg 024 de 2015 estableció que la creg definirá el mecanismo para establecer la energía firme de los autogeneradores con base en la tecnología utilizada para generar energía, su demanda y su variación. sin duda alguna un industrial por si solo con una planta de autogeneración no puede respaldar ENFICC porque su objeto social no es la generación. en este sentido, no tendría sentido que recibiera un pago del cxc si no puede respaldar una OEF durante todo el periodo de escasez que podría a alcanzar los 6 meses.

Es por esto que queremos poner a consideración de la CREG la propuesta de que la demanda participe en el cargo por confiabilidad a través de un agregador de demanda quien se encargaría de optimizar los mantenimientos de las plantas de autogeneración y cambios de consumos de los usuarios industriales y residenciales para comprometerse a entregar una cantidad determinada nwh cuando el precio de bolsa supere el precio de escasez.

Ahora bien, incluso con el agregador de demanda por el hecho de que la generación de energía por medio de autogeneración o la reducción de demanda no es el objeto social del usuario, la enficc no debiera calcularse ni remunerarse en función de la energía que puede entregar durante todo el periodo de escasez, de manera que debería establecerse una metodología de cálculo diferente posiblemente que siga una filosofía similar a la de pjm pero teniendo en cuenta las particularidades del sector eléctrico colombiano de manera que pueda competir con las plantas de generación de manera simétrica.

¿la creg ha pensado trabajar en esto en el 2018? ¿tiene algún avance al respecto que vaya a presentar a consulta o vaya a expedir en firme?

Respuesta

En primer lugar, le informamos que de acuerdo con lo dispuesto por la Ley 142 de 1994, a la CREG, aparte de las funciones genéricas que toda Comisión de Regulación tiene, se le asignaron la regulación económica de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible. Adicionalmente, la Ley 143 de 1994 le asignó funciones de carácter regulatorio a la CREG, de manera específica en lo concerniente a la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, y para emitir conceptos de carácter general y abstracto sobre los temas materia de su regulación.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene como función la regulación del mercado de electricidad, según lo definido en la Ley 143 de 1994. En la regulación, la generación de energía eléctrica está definida como la actividad de producir energía eléctrica, igualmente, con independencia de las fuentes que se utilicen. De acuerdo con lo anterior, cualquier clase de generación de energía eléctrica, con independencia de la fuente, se rige por las leyes 142 y 143 de 1994 y por las normas expedidas por la CREG. Estas normas no contienen tratamiento diferencial alguno para las energías alternativas.

En cuanto a su inquietud, entendemos que usted está interesado en toda la normatividad expedida por la CREG (o que se encuentre en construcción) para para cumplir con lo que la ley 1715 de 2014 ha establecido. Le informamos que La Ley 1715 de 2014 definió que las competencias administrativas para la Comisión de Regulación de Energía y Gas, serían las establecidas en el numeral 2 del artículo 6 que afirma lo siguiente:

2. Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

a) Establecer los procedimientos para la conexión, operación, respaldo y comercialización de energía de la autogeneración distribuida, conforme los principios y criterios de esta ley, las Leyes 142 y 143 de 1994 y los lineamientos de política energética que se fijen para tal fin.

La Comisión establecerá procedimientos simplificados para autogeneradores con excedentes de energía menores a 5MW.

b) Establecer los mecanismos regulatorios para incentivar la respuesta de la demanda y la mejora de la eficiencia energética en el Sistema Interconectado Nacional, conforme los principios y criterios de esta ley, las leyes 142 y 143 de 1994 y los lineamientos de política energética que se fijen para tal fin.

A continuación, le informamos la línea de trabajo que se lleva hasta el momento para autogeneración y respuesta en demanda, y se dará respuesta a los temas consultados.

Autogeneración de pequeña y gran escala

Primero que todo le informamos que la Ley 1715 de 2014 definió que las competencias administrativas para la Comisión de Regulación de Energía y Gas, serían las establecidas en el numeral 2 del artículo 6 (transcrito anteriormente en esta respuesta). Para iniciar el cumplimiento de lo anterior, el Ministerio de Minas y Energía expido el Decreto 2469 de 2014 que contiene los lineamientos para la actividad de autogeneración a gran escala. Así las cosas, la CREG expidió la resolución CREG 024 de 2015 por la cual se regula la actividad de autogeneración a gran escala en el sistema interconectado nacional (SIN), donde se especifican las condiciones de conexión y medida, las condiciones de respaldo y suministro de energía y las condiciones para entregar excedentes.

Además, le informamos que la unidad de Planeación Minero Energética, UPME, dentro de las funciones establecidas en el Decreto 2469 de 2014 y en la Ley 1715 de 2014, el 5 de junio de 2015 mediante Resolución UPME 281 de 2015, definió el límite máximo de potencia de la autogeneración a pequeña escala con el valor de 1 MW de capacidad instalada del sistema de generación del autogenerador, es decir, capacidades menores o iguales a 1 MW.

En línea con lo anterior, le informamos que el Ministerio de Minas y Energía emitió el Decreto 348 de 2017 estableciendo las directrices de política para los mecanismos simplificados de conexión y entrega de excedentes a los autogeneradores a pequeña escala como define la Ley 1715 de 2014.

Luego, la reglamentación para autogeneración a pequeña escala y generación fue expedida por la CREG en el proyecto Resolución CREG 121 de 2017, por la cual se regulan las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional. Además, se establecen procedimientos de conexión simplificados para los autogeneradores a gran escala para capacidades entre 1 MW y 5 MW.

Respecto a la pregunta: ¿la creg definirá procedimiento simplificados para autogeneradores con excedentes de energía menores a 5 MW en resolución aparte?, le informamos que, aunque la ley menciona la palabra “energía”, también especifica las unidades en megavatios (MW) que son unidades de capacidad y no corresponden a unidades de energía (megavatios hora - MWh), por lo cual la Comisión se acogió a las unidades físicas que se establecieron en la Ley (unidades de capacidad). Por tanto, los procedimientos simplificados para autogeneración a gran escala para capacidad instalada hasta 5 MW fueron propuestos en el proyecto resolución mencionado.

En conjunto con el proyecto resolución la CREG 121 de 2017 la CREG publicó el documento número D-066 que soporta la reglamentación.

Sin embargo, el proyecto resolución 121 de 2017 recientemente pasó por el proceso de consulta en el que los ciudadanos, agentes y demás interesados enviaron sus comentarios para análisis de la CREG. Luego de este proceso de retroalimentación, la CREG emitirá la resolución final que, según la agenda regulatoria de 2018, deberá ser expedida en el primer trimestre del año 2018. Le informamos que en este momento la CREG se encuentra trabajando en el proceso de análisis de comentarios y resolución final.

De esta forma, aun no es posible comercializar energía en la modalidad de autogeneración a pequeña escala; hasta tanto no se tenga una resolución definitiva.

Así las cosas, la normatividad actual dispone que mientras no se tenga una resolución definitiva de autogeneración a pequeña escala, se deben aplicar las reglas de autogeneración de gran escala (artículo 3, parágrafo transitorio, del Decreto 2469 de 2014). De esta forma, para comercializar los excedentes de energía de un sistema de autogeneración a pequeña o gran escala se deben cumplir con las normas que se establecen en la Resolución CREG 024 de 2015, donde se regula la actividad de autogeneración a gran escala en el sistema interconectado nacional (SIN) y se especifican las condiciones de conexión y medida, las condiciones de respaldo y suministro de energía y las condiciones para entregar excedentes.

De otro lado, respecto a sus preguntas y propuestas en relación a la Resolución 024 de 2015:

¿El autogenerador le aplica el precio de escasez de la resolución CREG 071 de 2006 o se piensa modificar para que aplique el precio marginal de escasez?

Para la ENFICC: ¿la metodología a que hace referencia el parágrafo mencionado es la misma que se utiliza para las diferentes tecnologías o la CREG va a definir una metodología distinta para la autogeneración?.

(…) Por otro lado, el decreto 2469 de 2014 en el marco de la ley 1715 de 2014 le confirió a la CREG la tarea de establecer los lineamientos y el contenido mínimo de los contratos de respaldo que deben suscribir los autogeneradores a gran escala (…), (…) Se propone a la comisión realizar un estudio en el cual se determine cual es la remuneración que debe pagar el autogenerador de manera que no pague mas de lo que debe ni reciba un subsidio por parte de los usuarios que no autogeneran (…).

Comentarios respecto a la metodología de ENFICC para autogeneradores a gran escala

La metodología de ENFICC de autogeneración a gran escala para la participación en el cargo por confiabilidad aún está pendiente por definirse por parte de la CREG. Agradecemos los comentarios realizados y se tendrán en cuenta en el momento del análisis de la metodología que se proponga.

Con respecto a los cargos por respaldo de red de los autogeneradores, en el proyecto de Resolución CREG 019 de 2017 se efectuó una propuesta para la remuneración de cargo por respaldo la cual ustedes pueden consultar y próximamente en la resolución definitiva.

FNCE y FNCER en las ZNI

Respecto a las FNCE y FNCER en las ZNI, le informamos que la CREG está trabajando en una nueva propuesta regulatoria para remunerar las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica en las zonas no interconectadas, la cual reemplazará la normatividad que se encuentra vigente (Resolución CREG 091 de 2007 y sus modificaciones).

En este contexto, respecto a los lineamientos de política previstos en el Decreto 1623 de 2015 los mismos serán tenidos en cuenta por esta Comisión para la expedición de la nueva propuesta de metodología que dará inicio a un nuevo periodo tarifario, la cual se espera sea publicada en su versión definitiva en el segundo trimestre del 2018, según lo previsto en la Agenda Regulatoria 2018, publicada mediante circular 084 de 2017.

Así mismo, la Comisión se encuentra desarrollando una propuesta regulatoria mediante la cual se regulen aspectos operativos y comerciales para permitir la integración de la generación distribuida y la autogeneración a pequeña y gran escala en las zonas no interconectadas (ZNI). Dicha propuesta será publicada en su versión de consulta en el primer trimestre del 2018, como se muestra en la Agenda Regulatoria 2018.

Distribución y transmisión

Respecto a su consulta en los literales i), ii) y iv) en que usted cita las siguientes tareas que tiene la CREG:

i) incluir en el diseño de los cargos que remuneran las actividades de transmisión y distribución, tarifas horarias y/o canasta de tarifas

ii) diseñar mecanismos en la fórmula tarifaria que permitan que al usuario final lleguen señales horarias.

iv) definir cargos por uso único por nivel de tensión de suministro y hora del día. la CREG podrá implementar diferentes opciones tarifarias para la remuneración de las redes de distribución, las cuales serán aplicables a todos los usuarios de cadena ADD.

Con referencia a lo anterior:

Respecto a los cargos horarios de transmisión y distribución de energía eléctrica, la CREG ha propuesto, mediante las resoluciones CREG 023 de 2016 y 019 de 2017 metodologías de remuneración de las actividades de transmisión y distribución, respectivamente, donde se puede verificar que se ha incluido lo correspondiente a los diseños horarios en cada caso.

Consecuentemente, la propuesta de reemplazo de la fórmula de costo unitario de prestación del servicio, publicada mediante la resolución CREG 240B de 2015, igualmente considera la posibilidad de calcular costos unitarios de presentación del servicio tanto por nivel de tensión como diferenciados horariamente, incluyendo la normatividad vigente sobre áreas de distribución de energía eléctrica, ADD, de que tratan las resoluciones CREG 058, 068 y 070 de 2008, 189 de 2009, 116 y 149 de 2010, y 133 de 2013.

Respuesta en Demanda y comentarios recibidos

Le informamos que la Ley 1715 de 2014 definió los mecanismos de respuesta de la demanda, los cuales se realizarían siguiendo los lineamientos que defina el Ministerio de Minas y Energía y la regulación que esta Comisión establezca para tal fin.

Así mismo, el artículo 31 de la Ley 1715 definió que corresponde al Ministerio de Minas y Energía:

Artículo 31. Respuesta de la demanda. El Ministerio de Minas y Energía delegará a la CREG para que establezca mecanismos regulatorios para incentivar la respuesta de la demanda con el objeto de desplazar los consumos en períodos punta y procurar el aplanamiento de la curva de demanda; así como también para responder a requerimientos de confiabilidad establecidos por el Ministerio de Minas y Energía o por la misma CREG.

En cuanto a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, el numeral 2 del artículo 6 parte b, (transcrito anteriormente en esta respuesta) establece lo siguiente: “Establecer los mecanismos regulatorios para incentivar la respuesta de la demanda y la mejora de la eficiencia energética en el Sistema Interconectado Nacional, conforme los principios y criterios de esta ley, las leyes 142 y 143 de 1994 y los lineamientos de política energética que se fijen para tal fin”.

Por tanto, la Comisión debe definir la regulación pertinente siguiendo lo establecido en las leyes 142 y 143 de 1994 y los lineamientos de política energética que defina para tal fin el Ministerio.

En este contexto, el Ministerio de Minas y Energía, MME, expidió el 3 de diciembre de 2014 el Decreto 2492 de 2014 con los lineamientos de la respuesta de la demanda.

En su artículo 1 definió lo siguiente:

Artículo 1. Lineamientos tendientes a promover la gestión eficiente de la energía.-La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, deberá incluir en el diseño de los cargos que remuneran las actividades de transmisión y distribución, tarifas horarias y/o canasta de tarifas de forma tal que permitan incentivar económicamente el uso más eficiente de la infraestructura y la reducción de costos de prestación del servicio.

De igual forma, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, deberá diseñar mecanismos en la fórmula tarifaria que permitan que al usuario final lleguen señales horarias.

Parágrafo: Las tarifas horarias y demás opciones tarifarias solo aplicarán a los usuarios que cuenten con el equipo de medida necesario para su implementación.

De acuerdo con lo anterior, le informamos que la Comisión en el proyecto de Resolución CREG 240B de 2015, por la cual se aprueba la fórmula tarifaria general que permite a los Comercializadores Minoristas de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional, incluyó en su artículo 4 el componente variable del costo unitario de la prestación del servicio en señal horaria, esto, ante el desarrollo de tecnologías de medición horaria y autogeneración a pequeña escala como dispone la Ley 1715 de 2014 y el Decreto 2492 de 2014.

En cuanto al uso eficiente de la energía, se ordenó a los comercializadores que prestan el servicio de suministro de energía a los usuarios finales, informar a sus usuarios sobre buenas prácticas de uso eficiente de energía que promueva el ahorro, lo cual se reguló en la Resolución CREG 123 de 2014, Por la cual se ordena la inclusión de información en las facturas del servicio, para promover el uso eficiente y el ahorro de energía eléctrica.

Así mismo, el Decreto 2492 de 2014 definió en su artículo 3 que La CREG diseñará los mecanismos necesarios para que los usuarios, voluntariamente, puedan ofertar reducciones o desconexiones de demanda en el mercado mayorista con el objetivo de dar confiabilidad al Sistema Interconectado Nacional, respaldar Obligaciones de Energía Firme, reducir los precios en la Bolsa de Energía y los costos de restricciones.

En concordancia con lo anterior, la CREG ya había diseñado el mecanismo de demanda desconectable voluntaria, DDV, para cubrir obligaciones de energía firme, mecanismo que fue reglamentado en la Resolución CREG 063 de 2010. No obstante, la CREG diseñó a partir del Decreto citado, el programa de respuesta de la demanda, RD, en que la demanda puede ofertar reducciones de energía al mercado cuando este se encuentra en condición crítica, programa que fue reglamentado en la Resolución CREG 011 de 2015, publicada el 27 de mayo de 2015.

De otro lado, durante el último fenómeno del niño (periodo 2015 – 2016) se expidieron las siguientes resoluciones que obedecen a respuesta en demanda para ayudar a contrarrestar esta situación crítica:

1. Resolución CREG 025 de 2016. Por la cual se adopta el procedimiento que utilizará el Centro Nacional de Despacho para activar el programa de la RD en el predespacho ideal, programa que fue establecido en la Resolución CREG 011 de 2015. En esta última se incentiva la participación de la demanda de corto plazo en la que directamente se realizan ofertas de desconexión de energía en el mercado mayorista.

2. Resolución CREG 029 de 2016. Por la cual se define un esquema de tarifas diferenciales para establecer los costos de prestación del servicio de energía eléctrica a usuarios regulados en el SIN para promover el ahorro voluntario de energía. En esta última se diseñaron los incentivos económicos que promovían el ahorro de energía a través de un beneficio adicional por el ahorro de energía que realizaban los usuarios finales regulados. Sin embargo, esta última terminó su aplicación mediante Resolución CREG 051 de 2016.

De otro lado, respecto al comentario recibido:

(…) Es por esto que queremos poner a consideración de la CREG la propuesta de que la demanda participe en el cargo por confiabilidad a través de un agregador de demanda (…)

Agradecemos el comentario y se evaluará en el desarrollo de las propuestas que surjan respecto a la participación de la demanda.

De acuerdo con la agenda regulatoria del año 2018, con respecto a la reglamentación de la participación de la demanda en el mercado mayorista, se encuentra programada la expedición de una resolución a consulta sobre la participación de la demanda en el corto plazo para el segundo semestre del año en curso.

Otra normatividad expedida por la Comisión, relacionada con lo reglado por la Ley 1715 de 2014.

Para la autogeneración ya existía definida la normatividad en la resolución CREG 084 de 1996, en la que se establece que un autogenerador produce energía eléctrica exclusivamente para atender sus propias necesidades. Una diferencia importante con la normatividad actual es que en la resolución de autogeneración a gran escala los autogeneradores pueden comercializar excedentes. Y respecto a la resolución definitiva para autogeneración a pequeña escala que la comisión va a expedir este año, los autogeneradores podrán entregar de excedentes a la red.

También se expidió una resolución para cogeneración, resolución CREG 085 de 1996, y la venta de excedentes de este tipo de generación en la resolución CREG 005 de 2010.

Otra regulación expedida es para plantas menores (plantas menores a 20 MW – Resolución CREG 086 de 1996) y que se encuentran conectadas al Sistema Interconectado Nacional (SIN), y que tienen la opción o no de participar en el despacho central.

Otras normatividades son las que tiene que ver con el cargo por confiabilidad que se enumeran a continuación:

1. Resolución CREG 148 de 2011. Por la cual se define la metodología para determinar la energía firme de plantas eólicas.

2. Resolución CREG 153 de 2013. Por la cual se establece el reglamento sobre los Contratos de Suministro de Combustible de Origen Agrícola para el Cargo por Confiabilidad.

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

4. Resolución CREG 061 de 2015. Por la cual se modifica la metodología para determinar la energía firme de plantas eólicas, definida en la Resolución CREG 148 de 2011 y se dictan otras disposiciones.

5. Resolución CREG 243 de 2016. Por la cual se define la metodología para determinar la energía firme para el Cargo por Confiabilidad, ENFICC, de plantas solares fotovoltaicas.

6. Resolución CREG 167 de 2017. Por la cual se define la metodología para determinar la energía firme de plantas eólicas. Esta resolución Deroga las resoluciones 148 de 2011 y 061 de 2015.

7. 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. Esta resolución Deroga la resolución 243 de 2016.

Además, la Comisión ha propuesto el documento CREG 161 de 2016 con título: “Alternativas para la integración de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) al parque generador“, en el cual se realizan propuestas para incentivar la integración de FNCER.

De otro lado, con el fin de que se analizaran las propuestas de la CREG en materia de mercado de corto plazo, mercado de contratos y Cargo por Confiabilidad, la CREG contrató a los siguientes expertos en mercados de energía: Nils Von der Ferh, Luciano de Castro y David Harbord, así como al experto en mercados financieros Diego Jara, para la realización de un panel de expertos y cuyos resultados finales se presentaron como documentos anexos en la circular CREG 013 de 2017.

Esperamos que toda la información suministrada sea de su utilidad. Lo invitamos a consultar nuestra página web, www.creg.gov.co, en la cual podrá consultar la normatividad mencionada y sus vigencias, y podrá consultar la agenda regulatoria que tiene la comisión para el año 2018.

El presente concepto se emite en los términos y con el alcance previsto en el artículo 28 de la Ley 1755 de 2015.

Cordialmente,

GERMÁN CASTRO FERREIRA

Director Ejecutivo