Resolución 150 de 2012 CREG
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RESOLUCIÓN 150 DE 2012
(diciembre 7)
Diario Oficial No. 48.686 de 27 de enero de 2013
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución “por la cual se establece el Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento en el Mercado Mayorista de Energía como parte del Reglamento de Operación”.
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,
en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994,
CONSIDERANDO QUE:
Conforme a lo dispuesto por el artículo 8o del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo y el artículo 9o del Decreto 2696 de 2004, la Comisión debe hacer público en su página web todos los proyectos de resolución de carácter general que pretenda adoptar.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión número 544 del 7 de diciembre de 2012, aprobó hacer públicos el proyecto de resolución “por la cual se establece el Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento en el Mercado Mayorista de Energía como parte del Reglamento de Operación”.
RESUELVE:
ARTÍCULO 1o. Hágase público el siguiente proyecto de resolución “por la cual se establece el Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento en el Mercado Mayorista de Energía como parte del Reglamento de Operación”.
ARTÍCULO 2o. Se invita a los agentes, a los usuarios, a las autoridades locales municipales y departamentales competentes, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Superintendencia de Industria y Comercio, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, hasta el día dieciocho (18) de febrero de 2013 previa publicación del proyecto en la página web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
ARTÍCULO 3o. Infórmese en la página web la identificación de la dependencia administrativa y de las personas a quienes se podrá solicitar información sobre el proyecto y hacer llegar las observaciones, reparos o sugerencias, y los demás aspectos previstos en el artículo 10 del Decreto 2696 de 2004.
ARTÍCULO 4o. La presente resolución no deroga disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.
Publíquese y cúmplase.
Dada en Bogotá, D. C., a 7 de diciembre de 2012.
El Presidente,
TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA,
Viceministro de Energía delegadodel Ministro de Minas y Energía.
El Director Ejecutivo,
GERMÁN CASTRO FERREIRA.
por la cual se establece el Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento en el Mercado Mayorista de Energía como parte del Reglamento de Operación.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994,
CONSIDERANDO QUE:
La Ley 143 de 1994, artículo 20, definió como objetivo fundamental de la Regulación en el sector eléctrico, asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio.
Para el cumplimiento del objetivo señalado, la Ley 143 de 1994, artículo 23, le atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, entre otras, las funciones de crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la competencia, para lo cual, la oferta eficiente, en el sector eléctrico, debe tener en cuenta la capacidad de generación de respaldo; valorar la capacidad de generación de respaldo de la oferta eficiente; definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía; y determinar las condiciones para la liberación gradual del mercado hacia la libre competencia.
De acuerdo con lo establecido en el literal c) del artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994 y el literal i) del artículo 23 de la Ley 143 del mismo año, le corresponde a la CREG establecer el Reglamento de Operación, para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista.
El artículo 88 de la Ley 143 de 1994 señala que corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas adoptar el estatuto de racionamiento.
Con la Resolución CREG 217 de 1997 la Comisión adoptó el Estatuto de Racionamiento, el cual fue modificado y complementado por la Resolución CREG 119 de 1998.
Teniendo en cuenta la experiencia adquirida durante el período del Fenómeno de El Niño 2009-2010 la Comisión de Regulación de Energía y Gas considera necesario adoptar reglas claras sobre la operación del sistema interconectado nacional y el funcionamiento del mercado mayorista de energía ante condiciones de riesgo de desabastecimiento.
Mediante Circular CREG 080 de 2010 la Comisión publicó un documento de trabajo sobre una propuesta de estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento y racionamiento en el mercado mayorista de energía, al cual los agentes remitieron comentarios.
Mediante la Resolución CREG 146 de 2011 la Comisión publicó un proyecto de resolución para implementar el estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento y racionamiento en el mercado mayorista de energía, al cual los agentes remitieron comentarios.
Mediante la Resolución CREG 076 de 2012 la Comisión publicó un proyecto de resolución para implementar el estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento y racionamiento en el mercado mayorista de energía, al cual los agentes remitieron comentarios.
Una vez transcurrido el plazo de comentarios se recibieron de: GECELCA ESP, Radicados E-2012-008660 y E-2012-009826; ANDEG, Radicados E-2012-008751, E-2012-009848 y E-2012-009849; Consejo Nacional de Operación, Radicados E-2012-008836 y E-2012-009850; ISAGÉN ESP, Radicado E-2012-009218; NATURGÁS, Radicado E-2012-009295; Camilo Quintero, Radicado E-2012-009299; GAS NATURAL ESP, Radicado E-2012-009821; EPSA ESP, Radicado E-2012-009823; AES CHIVOR ESP, Radicado E-2012-009824; ANDESCO, Radicado E-2012-009825; ASOCODIS, Radicado E-2012-009832; EPM ESP, Radicado E-2012-009838; CELSIA ESP, Radicado E-2012-009839; EMGESA ESP, Radicado E-2012-009845; TERMOTASAJERO ESP, Radicado E-2012-009853; ENERTOTAL ESP, Radicado E-2012-009897; XM ESP, Radicado E-2012-009903, y ANDI, Radicado E-2012-010130.
El Consejo Nacional de Operación emitió su concepto sobre el proyecto contenido en la Resolución CREG 076 de 2012, radicado CREG E-009850.
Los comentarios, sugerencias, observaciones y demás aspectos que presentaron los agentes al proyecto contenido en la Resolución CREG 076 de 2012, fueron analizados en el documento CREG-084 del 7 de diciembre de 2012 y se incorporaron los respectivos cambios al proyecto de acuerdo con los comentarios y sugerencias que se consideraron pertinentes.
En cumplimiento de lo establecido en la Ley 1340 de 2009 y del Decreto 2879 <sic, 2897> de 2010 la CREG informó a la Superintendencia de Industria y Comercio sobre el proyecto de resolución. Mediante Comunicación 12-186265-3-0, Radicado CREG E-2012-010719 la Superintendencia de Industria y Comercio manifestó:
“En consecuencia, esta Superintendencia considera que las medidas contenidas en el proyecto regulatorio no tienden a generar un efecto anticompetitivo en el mercado mayorista de energía teniendo en cuenta que se pretende garantizar la atención de la demanda para que no afecte al usuario del servicio. Finalmente, llamamos la atención respecto del esquema presentado, pues se encuentra que aspectos como el establecido en el artículo 3o del primer proyecto relativo a las pruebas de calentamiento podrían conllevar un traslado de costos hacia los usuarios. Al respecto, es preciso señalar que actividades adicionales como la citada, tendrían la potencialidad de impactar la renta del usuario.
En esa medida, se recomienda efectuar un estudio de la relación costo–beneficio de la implementación del esquema planteado en el proyecto en atención a la existencia del pago de un porcentaje por concepto del cargo por confiabilidad, pues funciona como una prima de aseguramiento. Cabe señalar que en el evento de verificarse un traslado respecto de los costos hacia el usuario, el mismo debería darse de manera gradual en un término o período por cuanto se podría producir una afectación de la tarifa”.
Los análisis adelantados en relación con la sugerencia presentada por la Superintendencia de Industria y Comercio muestran que el costo que ocasionaría la medida a los usuarios es bajo frente al beneficio que se obtiene dada la relevancia de garantizar la continuidad en la prestación del servicio cuando se presentan condiciones críticas de abastecimiento. El costo adicional está calculado en aproximadamente $2/kWh, dado que para el momento en que se convoque la prueba de calentamiento el precio de bolsa muy probablemente habrá empezado a incrementarse. Esta situación se pudo constatar al inicio del período de sequía del año 2012 en donde el precio de bolsa alcanzó los $250/kWh. Por lo tanto, el extracosto de las pruebas de calentamiento, valorado como la diferencia entre el precio de operación de la planta y el precio de bolsa, es menor que lo que sería en condiciones normales.
RESUELVE:
I. Definiciones y declaración del periodo de riesgo de desabastecimiento
Artículo 1o. Definiciones. Para efectos de la presente resolución se usarán las siguientes definiciones generales:
Cobertura del déficit mediante asignaciones, CODMA: Cantidad de EDICO que recibe una planta mediante asignaciones de EDICO para cubrir su déficit. Como compensación por recibir la cobertura el agente tendrá que pagar los costos asociados conforme a lo establecido en esta resolución. Esta cantidad se calcula en kWh/día.
Energía disponible de corto plazo, EDICO: Energía disponible de la planta en el corto plazo, calculada para cada día del período de riesgo de desabastecimiento, expresada en kWh/día.
Fecha estimada de finalización del periodo de riesgo de desabastecimiento: Corresponde al día en que se cumpla un año contado a partir de la finalización de las pruebas de calentamiento. La CREG podrá modificarla mediante resolución durante el Período de Riesgo de Desabastecimiento.
IHF día: Índice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas de una planta calculado, en cada día, conforme a la metodología vigente para el cálculo del IHF con la información disponible hasta dos días antes del día para el cual se está calculando.
IH día: Índice de Indisponibilidad Histórica de una planta calculado, en cada día, con la información disponible hasta dos días antes del día para el cual se está calculando. Se calcula con la metodología vigente de cálculo del IHF, pero incluyendo las indisponibilidades cubiertas con los anillos de seguridad del Cargo por Confiabilidad.
IHC: Índice de indisponibilidad histórica generando con el combustible que respalda las OEF de la planta.
Indicador de racionamiento: Para un día y mes del año, es el indicador que determina la necesidad de aplicar racionamientos programados por efecto de que se prevé un déficit en la atención de la demanda de energía eléctrica en algún momento del período de riesgo de desabastecimiento.
Nivel de seguridad de un embalse: Para un día y mes del año, es el Nivel Útil Agregado de los Embalses Asociados a una planta tal que su Excedente de EDICO sea igual a cero con una desviación de ± 0.5% de la ENFICC. Este nivel será como máximo el Nivel de Probabilidad de Vertimiento de los embalses asociados a la planta, expresado en energía.
Nivel útil agregado de los embalses asociados a una planta: Es la suma de los niveles útiles, calculados en energía, de todos los embalses que alimentan la planta y que fueron considerados en la optimización para calcular la ENFICC de la planta.
Período de riesgo de desabastecimiento: Período de tiempo en el cual existe riesgo de desatención de la demanda de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional.
Respaldo con excedentes mediante asignaciones, REMA: Cantidad de EDICO excedente de una planta comprometida para cubrir a otras mediante asignaciones de EDICO. La remuneración por efecto de la cobertura que recibe el agente se calcula conforme a lo establecido en esta resolución. Se calcula en términos de kWh/día.
Artículo 2o. Fecha de inicio y finalización del período de riesgo de desabastecimiento. El inicio del Período de Riesgo de Desabastecimiento se producirá cuando el indicador “Oceanic Niño Index”, publicado por la “National Oceanic and Atmospheric Administration” de los Estados Unidos, sea igual o superior a 0.5 en un mes y el nivel agregado de los aportes promedio en energía del último mes calendario sea inferior al 90% del agregado de los aportes promedio históricos en energía. Adicionalmente, la CREG podrá declarar el inicio de un período cuando considere que existe un riesgo de desabastecimiento en el sistema en los 12 meses siguientes.
La finalización del Período de Riesgo de Desabastecimiento será declarada por la CREG.
Parágrafo 1o. El Consejo Nacional de Operación, CNO, deberá recomendar el inicio de un Periodo de Riesgo de Desabastecimiento cuando, en su concepto, se tengan expectativas de que se avecina un período que ponga en riesgo la atención de la demanda en los siguientes 12 meses. Dicha recomendación se presentará sin ambigüedades mediante un concepto enviado al Ministro de Minas y Energía y a la CREG.
Parágrafo 2o. El CNO deberá recomendar la finalización de un Periodo de Riesgo de Desabastecimiento cuando, en su concepto, ya no exista riesgo de desatención de la demanda. Dicha recomendación se presentará sin ambigüedades mediante un concepto enviado al Ministro de Minas y Energía y a la CREG.
II. Pruebas de calentamiento
Artículo 3o. Pruebas de calentamiento. Las pruebas de calentamiento son pruebas simultáneas de generación para todas las plantas térmicas con OEF que utilizan la misma clase de combustible: Gas Natural o Combustibles Líquidos. Estas pruebas se realizarán en las siguientes situaciones:
a) Al inicio de un periodo de riesgo de desabastecimiento. Dentro de los tres días posteriores al inicio o la declaración del Período de Riesgo de Desabastecimiento el CND programará y publicará las fechas en las cuales se realizarán las Pruebas de Calentamiento. Estas pruebas se deberán realizar a partir de la cuarta semana posterior a la declaración del Período de Riesgo de Desabastecimiento.
Estas pruebas no se programarán si se realizó una Prueba de Calentamiento dentro de los 5 meses anteriores a la declaración del Período de Riesgo de Desabastecimiento.
b) Cuando trascurran 5 años sin que se hagan pruebas de calentamiento. Cuando trascurran 5 años calendario consecutivos sin que se haya realizado una Prueba de Calentamiento, el CND programará Pruebas de Calentamiento en el mes de febrero o marzo siguientes. La fecha de inicio para este plazo será la fecha de entrada en vigencia de esta resolución.
Parágrafo 1o. Cuando por requerimientos de seguridad y confiabilidad del SIN no se puedan realizar las Pruebas de Calentamiento, se procederá por parte del CND a cancelar la prueba y reprogramarla en el menor plazo posible.
Parágrafo 2o. El CND no programará Pruebas de Calentamiento a las plantas durante mantenimientos que hayan sido incluidos en el Programa de Mantenimientos coordinado por el CND con antelación a la declaración del Periodo de Riesgo de Desabastecimiento.
Parágrafo 3o. Las plantas que hayan respaldado Obligaciones de Energía Firme con varios tipos de combustibles, deberán realizar las Pruebas de Calentamiento correspondientes al combustible con el que estén respaldando la mayor cantidad de energía firme. En caso de que ninguno de los combustibles sea mayoritario, el CND seleccionará aleatoriamente uno de estos combustibles.
Parágrafo 4o. El CND tendrá entre sus criterios para programar las pruebas de calentamiento, el minimizar la coincidencia de dichas pruebas con mantenimientos programados de infraestructura que afecten significativamente el suministro del tipo de combustible utilizado por las plantas en la prueba respectiva, como pueden ser campos de producción de gas natural, tramos del sistema de transporte de gas natural, poliductos, refinerías, entre otras.
No obstante lo anterior, el CND no podrá retrasar la realización de la prueba más de 6 semanas con posterioridad a la fecha de inicio o declaración del período de riesgo de desabastecimiento, en el caso en que la prueba se programe por efecto del inicio de un Período de Riesgo de Desabastecimiento.
Artículo 4o. Características de las pruebas de calentamiento. Las Pruebas de Calentamiento cumplirán las siguientes reglas:
a) Período: La prueba tendrá una duración de tres (3) días consecutivos, sin incluir rampas de subida y bajada, y se realizará al mismo tiempo para todas las plantas que operen con el mismo tipo de combustible (gas natural y combustibles líquidos).
b) Generación programada: La generación programada por el CND para las plantas durante la prueba será igual a su declaración de disponibilidad. El CND programará las rampas de subida y bajada en los días anteriores y posteriores a la duración de la prueba y podrá modificar la generación programada durante la prueba para cumplir con las condiciones de seguridad y confiabilidad del SIN.
c) Prestación servicio de regulación secundaria de frecuencia: Los recursos de generación a los cuales se les programe la prueba no prestarán el servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia (AGC) definido en la Resolución CREG 198 de 1997 o aquella que la modifique, complemente o sustituya.
d) Combustible utilizado: Las plantas en pruebas de calentamiento deben utilizar el combustible declarado para respaldar sus Obligaciones de Energía Firme. Se considerará que la prueba fue no exitosa si no se cumple con esta condición.
e) Plantas con tanques de almacenamiento: Las plantas que respaldan Obligaciones de Energía Firme con combustibles líquidos deben terminar la prueba con, al menos, el mismo nivel de reservas que hayan tenido al inicio de la prueba, en los tanques de combustible asociados a la planta. Para constatar lo anterior, el agente deberá contratar a una empresa especializada que audite el nivel de los tanques al inicio y al final de la prueba y entregar los respectivos informes al CND dentro de los dos (2) días calendario siguientes al de finalización de la prueba.
Si no se entrega la certificación en el plazo estipulado o la certificación establece que no se cumplió este requisito, se considerará que la prueba fue no exitosa.
El CNO publicará una lista de los auditores especializados que podrán ser contratados para realizar la auditoría del nivel de los tanques.
f) Calificación de exitosa: Una prueba de calentamiento será considerada como exitosa cuando se cumpla la siguiente condición:
Donde:
| Generación promedio de la planta p durante la prueba de calentamiento, expresada en kWh | |
| Obligación de Energía Firme objetivo de la planta p durante la prueba expresada en kWh/día. | |
| Gp,h | Generación real de la planta p en la hora h, expresada en kWh. |
| NH | Número de horas que debe durar la prueba (72hrs). |
| h | Contador de horas de la prueba. |
| Rp,h | Se calcula como la diferencia entre la disponibilidad declarada por el agente y la generación programada por el CND, expresada en kWh. |
Parágrafo 1o. La prueba deberá ser declarada ante el CND, según corresponda, como exitosa o no, por el generador que representa la planta que fue seleccionada para prueba de calentamiento. Esta declaración deberá realizarse a más tardar el día siguiente a la finalización de la prueba. En caso de no realizarse la declaración en el tiempo señalado, el CND considerará que la prueba fue no fue exitosa. En el caso de plantas con líquidos la declaración de la prueba como exitosa se debe realizar junto con la entrega del informe de la auditoría de nivel de los tanques de almacenamiento de combustible.
Parágrafo 2o. Las plantas que respalden sus Obligaciones de Energía Firme con más de un combustible deberán utilizar los combustibles declarados, en las proporciones declaradas, para que la prueba se considere exitosa. El margen de error de las proporciones de combustibles utilizadas, con relación a las declaradas, será del 5%.
Parágrafo 3o. En el caso de la condición del literal e de este artículo, se tendrá un margen de error del 5% del consumo de combustible líquido necesario para que la planta genere la OEF respaldada con combustibles líquidos en un día. El auditor de que trata el literal e de este artículo deberá certificar sin ambigüedades al CND si se ha cumplido o no con la condición anterior.
Artículo 5o. Implicaciones de una prueba de calentamiento no exitosa. Cuando una prueba de calentamiento sea declarada como no exitosa, la EDICO de la planta se calculará con el IH día o el IHF día de la planta.
Parágrafo. El índice IHF día, IH día e IHC de las plantas térmicas serán calculados por el agente y serán reportados diariamente al CND a la misma hora que se hacen las ofertas de precios. En caso de que no se reporte el CND los calculará con la información que tenga en sus bases de datos.
La CREG podrá solicitar al CND la contratación de un auditor para auditar los índices declarados. El procedimiento de la auditoría será el previsto en la Resolución CREG 071 de 2006 y los costos de la autoría serán pagados por los generadores.
Artículo 6o. Reconciliación positiva por pruebas de calentamiento. La generación de energía resultante de la realización de las pruebas establecidas en la presente resolución, será objeto de reconciliación positiva en los siguientes términos:
i) Generadores que cumplan exitosamente las pruebas. Para aquellos generadores que cumplan exitosamente las pruebas, la reconciliación positiva se hará según lo establecido en la resolución CREG 034 de 2001.
ii) Generadores que no cumplan exitosamente la prueba. El precio de reconciliación positiva para todas las horas de ejecución de la prueba será el correspondiente al precio de bolsa de la hora respectiva.
Artículo 7o. Disponibilidad comercial durante el período de prueba de calentamiento. Para todos los efectos, en cada hora del período de duración de las Pruebas de Calentamiento la disponibilidad comercial será igual a la generación real más la variable Rp,h, calculada conforme a lo indicado en el artículo 4o de esta resolución.
Artículo 8o. Índices de indisponibilidad durante el período de pruebas de calentamiento. Para el cálculo de los Índices de Indisponibilidad establecidos en la regulación vigente, serán consideradas las horas indisponibles así como las horas de operación, en la forma como lo establece la norma, durante el período de la Prueba de Calentamiento.
III. Indicadores de la confiabilidad del sistema
Artículo 9o. EDICO de las plantas hidráulicas. La EDICO de las plantas hidráulicas se determinará aplicando las siguientes reglas:
1. La EDICO de una planta es la máxima generación diaria que puede entregar constantemente durante el período comprendido entre el día de cálculo y la Fecha Estimada de Finalización del Período de Riesgo de Desabastecimiento, para todas las series de aportes históricos, e iniciando con un nivel de embalse igual al real del día de cálculo.
2. Se calcula para cada día utilizando el nivel del embalse declarado por el agente representante de la planta. En el caso de plantas con varios embalses asociados se utiliza el Nivel Útil Agregado de los Embalses Asociados a la planta contabilizados en energía.
3. Estos valores serán calculados por el CND utilizando el modelo publicado para tal fin por la Dirección Ejecutiva de la CREG mediante circular. Los datos de aportes hídricos históricos y parámetros de las plantas que se utilicen serán los últimos valores declarados por los agentes.
Parágrafo. La EDICO de las plantas filo de agua o las plantas que no tengan embalses asociados se considerará igual a su ENFICC.
Artículo 10. EDICO de plantas térmicas. La EDICO de las plantas térmicas se determinará conforme a la siguiente expresión:
Donde:
EFp,d =Energía Firme de la planta p en el día d calculada aplicando la metodología vigente para calcular la ENFICC. Se emplearán las últimas variables reportadas por la planta, pero sustituyendo la variable IHF por:
a) El IHF día, en caso de que la última Prueba de Calentamiento de la planta haya sido declarada como exitosa o a la planta no se le haya realizado ninguna Prueba de Calentamiento.
b) El IH día, en caso de que la última Prueba de Calentamiento de la planta haya sido declarada como no exitosa.
Generación estimada con combustibles que respaldan la OEF de la planta p en el día d, expresada en kWh/día
IHCp,d,c Índice de indisponibilidad histórica generando con el combustible c que respalda las OEF de la planta p en el día d.
GCp,d,c Generación real acumulada de la planta utilizando el combustible c declarado para respaldar la OEF en los tres años anteriores al día d de la planta p. No incluye la generación realizada durante pruebas de calentamiento ni en las horas en las que el precio de bolsa superó el precio de escasez. Se expresa en kWh.
PCp,c Porcentaje de la OEF vigente respaldada con el combustible c por la planta p.
NC Número de combustibles con los que la planta respalda la OEF.
GPCp,d Generación real acumulada de la planta utilizando el combustible declarado para respaldar la OEF en los tres años anteriores al día d de la planta p durante pruebas de calentamiento. Se expresa en kWh.
GOEFp,d Generación real acumulada de la planta en los tres años anteriores al día d de la planta p durante las horas en las que el precio de bolsa supera el precio de escasez. Se expresa en kWh.
CENp Capacidad Efectiva Neta de la planta p, expresada en kW.
HPCp,d Número de horas en las que a la planta p se le han programado pruebas de calentamiento en los tres años anteriores al día d.
HOEFp,d Número de horas en las que el precio de bolsa superó al precio de escasez en los tres años anteriores al día d.
c Índice de combustible utilizado por la planta para respaldar la OEF vigente.
Artículo 11. Excedente de EDICO de plantas o unidades. Para un determinado día, el valor del Excedente de EDICO se calculará conforme a la siguiente expresión:
EEDp,i = EDICOp,i – PE_OEFp – VECp,i + COCp,i – REMAp,i + CODMAp,i
Donde:
EEDp,i Excedente de EDICO de la planta p en el día i.
EDICOp,i Valor calculado de la EDICO de la planta p con la información disponible al inicio del día i, expresado en kWh/día.
PE_OEFp Máximo de las OEF asignadas durante el período de Riesgo de Desabastecimiento de la planta p, expresado en kWh/día.
VECp,i Cantidad de Energía Firme comprometida por la planta p para respaldar otras plantas mediante Contratos o Declaraciones de Respaldo de Energía Firme en el día i, expresada en kWh/día.
COCp,i Cantidad de Energía Firme que respalda a la planta p en el día i mediante los Anillos de Seguridad del Cargo por Confiabilidad, expresada en kWh día.
REMAp,i REMA de la planta p en el día i, expresado en kWh día.
CODMAp,i CODMA de la planta p en el día i, expresada en kWh día.
Artículo 12. Esquema de alertas para el sistema. Durante el Período de Riesgo de Desabastecimiento el CND calculará un esquema de alertas conforme sigue:
i) Nivel de alerta amarillo. Se considerará que el sistema está en nivel de alerta amarillo cuando se cumpla la siguiente restricción:
Donde:
EDICOp,d EDICO de la planta p el día d.
ENFICCp ENFICC promedio día de la planta p.
NP Número de plantas con OEF asignadas.
En esta etapa los agentes que tengan planta y/o unidades con Excedente de EDICO negativo pueden voluntariamente suscribir contratos de cobertura.
ii) Nivel de alerta naranja. Se considerará que el sistema está en nivel de alerta naranja cuando se cumpla la siguiente restricción:
Donde:
EDICOp,d EDICO de la planta p el día d.
DAp Demanda Alta diaria promedio proyectada para el Período de Riesgo de Desabastecimiento. Se calculará con base en el escenario alto de las proyecciones más recientes de la UPME al momento del cálculo.
NP Número de plantas con OEF asignadas.
En esta etapa los agentes que tengan plantas y/o unidades con Excedente de EDICO negativo pueden voluntariamente suscribir contratos de cobertura.
En las condiciones señaladas en esta etapa y hasta cuando se finalice el Período de Riesgo de Desabastecimiento las exportaciones de energía se harán de acuerdo con las normas definidas en el Anexo 1.
iii) Nivel de alerta roja. Se considerará que el sistema está en nivel de alerta naranja cuando se cumpla la siguiente restricción:
Donde:
EDICOp,d EDICO de la planta p el día d.
DMp Demanda Media diaria promedio proyectada para el Período de Riesgo de Desabastecimiento. Se calculará con base en el escenario medio de las proyecciones más recientes de la UPME al momento del cálculo.
NP Número de plantas con OEF asignadas.
En esta etapa se aplicará el mecanismo para garantizar la confiabilidad definido en el Anexo 2.
Artículo 13. Cálculo del indicador de racionamiento. El CNO definirá la metodología para calcular el Indicador de Racionamiento, cuyo cálculo estará sujeto a las siguientes reglas:
1. Se calculará para el primer día de cada mes del año y para el resto de días se calculará mediante interpolación.
2. La proyección de demanda futura utilizada será el escenario medio de la última proyección de la UPME.
3. La generación de cada planta térmica durante todos los días será, como máximo, igual a su última EDICO calculada.
4. Se utilizará la racha de aportes históricos más crítica para todo el SIN, de la cual se disponga de información.
Parágrafo 1o. El Indicador de Racionamiento será calculado y publicado durante el Periodo de Riesgo de Desabastecimiento por el CND.
Parágrafo 2o. La metodología deberá ser definida por el CNO a más tardar seis meses calendario después de la entrada en vigencia de esta resolución o una semana posterior a la declaración del primer período de riesgo de desabastecimiento, lo que ocurra primero.
IV. Disposiciones finales
Artículo 14. Modificación del numeral 5.2 del Anexo 5 de la Resolución CREG 071 de 2006. El tercer inciso y el formato 1 numeral 5.2 del Anexo 5 de la Resolución CREG 071 de 2006 quedarán así:
“Todas las cifras de estos formatos deberán reportarse con dos decimales de precisión. Los IHF, factores de conversión y eficiencias térmicas con cuatro (4) decimales. Los IHF serán calculados con la información disponible hasta el último día del segundo mes anterior a la fecha de la asignación de Obligaciones de Energía firme correspondiente.
Formato 1. Plantas o Unidades Hidráulicas
Plantas o Unidades Hidráulicas
| Nombre | Capacidad Efectiva Neta1 (MW) | Eficiencia Planta o Unidad (MW/m3/s) | IHF (%) |
1. En ningún caso, durante el Período de Vigencia de la Obligación, la Capacidad Efectiva Neta registrada ante el Mercado de Energía Mayorista podrá ser superior al valor aquí declarado”.
Artículo 15. Modificación del artículo 3o de la Resolución CREG 119 de 1998. El artículo 3o de la Resolución CREG 119 de 1998 quedará así:
“Artículo 3o. Declaración de racionamiento programado. El proceso de Declaración de Racionamiento se realizará conforme a lo siguiente:
1. Declaración de racionamiento programado por parte del Ministro de Minas y Energía
Cuando el Nivel Útil Agregado de los Embalses del Sistema sea inferior al Nivel de Racionamiento, el CND emitirá un concepto con recomendaciones específicas sobre la magnitud y la duración esperada del racionamiento. Estas recomendaciones tendrán en cuenta las disposiciones contenidas en el artículo 6o de la presente resolución.
El concepto será enviado inmediatamente al Ministro de Minas y Energía, a la CREG y al Presidente del CNO, quien citará a reunión extraordinaria de dicho organismo con el fin de evaluar y emitir concepto sobre la necesidad de declarar Racionamiento Programado.
El Ministro de Minas y Energía, una vez valorados los conceptos del CND y/o el CNO, tomará las decisiones a que hubiere lugar sobre la declaración de racionamiento, en los términos de la presente resolución, las cuales serán comunicadas al CNO y al CND para su aplicación.
2. Declaración de racionamiento programado por parte del CNO y el CND
Cuando se prevea que un Racionamiento de Emergencia, se prolongará por un período superior a quince (15) días, de acuerdo con el siguiente procedimiento de evaluación: cuando un Racionamiento de Emergencia supere los tres días continuos, el CNO junto con el CND, deberán evaluar la situación el cuarto día y establecer si la emergencia tendrá una duración superior a los quince (15) días continuos; si se establece que el Racionamiento de Emergencia sobrepasará los quince (15) días continuos, el CNO junto con el CND inmediatamente declararán el Racionamiento Programado, con base en las disposiciones de la presente resolución. El Racionamiento de Emergencia se seguirá aplicando hasta el día anterior en que entre en vigencia el Racionamiento Programado.
Parágrafo 1o. De tomarse la decisión por parte del Ministerio de Minas y Energía o por parte del CNO y del CND de realizar un Racionamiento Programado, este empezará a ejecutarse en la hora cero del quinto (5) día después de haberse tomado la decisión. Ver en el anexo-A los cronogramas de tiempos con los cuales se detallan y coordinan el proceso de un Racionamiento Programado”.
Artículo 16. Modificación del artículo 5o de la Resolución CREG 119 de 1998. El artículo 5o de la Resolución CREG 119 de 1998 quedará así:
“Artículo 5o. Suspensión del racionamiento programado. El Ministro de Minas y Energía tomará la decisión de suspender un Racionamiento Programado después de valorar los conceptos del CND y/o el CNO, cuando se trate de un racionamiento declarado por el Ministro de Minas y Energía. En caso contrario el CNO y el CND tomarán la decisión de suspender un Racionamiento Programado”.
Artículo 17. Derogatorias y vigencia. La presente resolución entrará a regir a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias.
Publíquese y cúmplase.
Firmas del proyecto,
El Presidente,
TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA,
Viceministro de Energía delegadodel Ministro de Minas y Energía.
El Director Ejecutivo,
GERMÁN CASTRO FERREIRA.
EXPORTACIONES DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CONDICIONES DE BAJOS APORTES HIDROLÓGICOS.
En condiciones de bajos aportes hidrológicos que pongan en riesgo la confiabilidad del sistema se aplicarán las siguientes reglas a las exportaciones de energía:
1. Solo se podrá exportar energía eléctrica para suplir generación de seguridad en el país importador, haciendo uso de generación de plantas térmicas operando con combustibles líquidos que no se requieran en el despacho económico para cubrir demanda total doméstica o nacional.
2. El ASIC liquidará y facturará todos los costos en que incurra el mercado exportador, incluyendo los costos adicionales causados por esta operación para la entrega de la energía eléctrica, según lo establecido en la regulación para las exportaciones de corto plazo.
3. El precio de generación de exportación por generación de seguridad en el país importador será el de la planta con mayor precio ofertado, incrementado con los precios de arranque-parada variabilizados por la generación.
4. En el evento que se esté atendiendo con generación de seguridad las exportaciones a los países con que se realizan intercambios de energía, los precios de generación para cada exportación se estimarán con el recurso más costoso que atienda cada una de ellas, iniciando con el país con el cual se tienen acuerdos regulatorios.
Firmas del proyecto,
El Presidente,
TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA,
Viceministro de Energía delegadodel Ministro de Minas y Energía.
El Director Ejecutivo,
GERMÁN CASTRO FERREIRA.
MECANISMOS PARA GARANTIZAR LA CONFIABILIDAD DEL SISTEMA.
1. Contratos de respaldo con el excedente de EDICO: Los agentes con plantas o unidades de generación podrán celebrar contratos de respaldo utilizando los Excedentes de EDICO durante un Período de Riesgo de Desabastecimiento. Para el efecto se deberán cumplir las siguientes condiciones:
i) Para todas las operaciones en el mercado mayorista, la vigencia terminará automáticamente al final de la semana t + 1 cuando, durante algún día de la semana t suceda alguno de los siguientes eventos:
1. Finalice el Período de Riesgo de Desabastecimiento, o
2. El Excedente de EDICO de la planta que respalda el contrato sea negativo. La semana a que se hace referencia es la correspondiente del día sábado al día viernes siguiente.
ii) La Energía Firme que puede ser comprometida por una planta corresponde a la EDICO de la planta menos la ENFICC y menos la Energía Disponible Adicional. Esta condición será validada por el ASIC como prerrequisito para el registro del contrato, utilizando el valor de la EDICO de la planta correspondiente al último día de la semana anterior a la fecha de la solicitud de registro.
iii) Adicionalmente, como prerrequisito del registro del Contrato de Respaldo con la EDICO, el ASIC validará que, incluyendo el nuevo contrato, planta que esté otorgando el respaldo no resulte con un Excedente de EDICO negativo.
iv) Al momento de registro se debe indicar al ASIC, en la forma en que este disponga, que se trata de un Contrato de Respaldo con la EDICO.
2. Ajuste del precio de oferta del recurso hídrico: Cuando se dé la condición de Nivel de Alerta Roja, numeral iii) del artículo 12 de la presente resolución, el precio de oferta de las plantas hidráulicas será ajustado por el CND conforme a la siguiente ecuación:
Donde:
PAa Precio de oferta ajustado de la planta a, expresado en $/MWh.
POa Precio de oferta de la planta a, expresado en $/MWh.
P_MINa Precio mínimo de oferta de la planta a, expresado en $/MWh.
NEa Nivel Útil Agregado de los Embalses Asociados a la planta a, expresado en porcentaje.
NSa Nivel de Seguridad del Embalse asociado a la planta a, expresado en porcentaje del volumen útil agregado.
T Máximo entre el precio de oferta más alto de las plantas térmicas sistema y el Precio de escasez, expresado en $/MWh.
R Costo por kWh del segundo escalón de racionamiento expresado en $/MWh.
3. Cobertura del Déficit mediante Asignaciones, CODMA: Cuando se esté en el Nivel de Alerta Roja, el ASIC modificará la obligación de Cobertura del Déficit mediante Asignaciones a una planta o unidad representada por un agente aplicando las siguientes reglas:
i) Incremento de CODMA: Cuando la planta complete 3 días consecutivos, desde la última variación de la CODMA a su cargo, con un valor negativo de Excedente de EDICO. El valor del incremento de la CODMA será igual al valor absoluto del Excedente de EDICO del último día.
ii) Reducción de CODMA: Cuando la planta complete 3 días consecutivos con un valor positivo de Excedente de EDICO, desde la última variación de la CODMA a su cargo. El valor de la reducción de CODMA será igual al mínimo entre el valor del Excedente de EDICO del último día y la CODMA a cargo del agente.
La CODMA a cargo de un agente se contabilizará como cobertura del cargo por confiabilidad para efectos de evaluar el cumplimiento de la entrega de la energía firme de un agente.
Parágrafo. En caso de que la suma de las OEF sea inferior al promedio diario del escenario medio de la proyección de la demanda, realizada por la UPME para el Periodo de Riesgo de Abastecimiento, el ASIC generará una CODMA a cargo de la demanda del SIN por la diferencia. Los pagos correspondientes serán incluidos en la cuenta de restricciones.
4. Respaldo con excedentes mediante asignaciones REMA: El ASIC asignará los cambios en el valor de CODMA en el sistema modificando el valor de las REMA de las plantas, conforme a lo siguiente:
i) Incrementos de CODMA: Los incrementos de CODMA se distribuirán entre las plantas hidráulicas con Excedentes de EDICO positivos, mediante incrementos de REMA, a prorrata de su Excedente de EDICO positivo.
ii) Reducciones de CODMA: Las reducciones de CODMA se distribuirán entre las plantas hidráulicas con REMA, mediante reducciones de REMA a prorrata de la cantidad de REMA.
Parágrafo. Las asignaciones de CODMA se harán hasta agotar los excedentes de EDICO. Si los incrementos de CODMA son mayores que el excedente de EDICO, se esté en Nivel de Alerta Roja y se cumpla con el indicador de racionamiento del CNO se debe proceder a considerar racionamiento programado según lo establecido en el Estatuto de Racionamiento.
5. Pagos por CODMA y REMA: Los diferentes pagos por concepto de CODMA y REMA se realizarán conforme a las siguientes reglas:
i) Energía almacenada o energía entregada: La cantidad de energía almacenada y la energía entregada en el embalse por concepto de REMA se calcularán conforme a la siguiente fórmula:
Donde:
QAd,p Cantidad almacenada en el embalse asociado a la planta p en el día d para asumir la obligación de REMA, expresada en kWh.
QEd,p Cantidad generada por la planta p para cumplir con la obligación de REMA en el día d, expresada en kWh. Una vez finalizado el período de riesgo de desabastecimiento y se haya entregado toda la energía acumulada por la planta, su valor será igual a cero.
NSAd,p Nivel del embalse asociado a la planta p en el día d menos la energía almacenada en el embalse por efecto de REMA, en kWh. El primer día del período de riesgo de desabastecimiento será igual a NEd,p.
NEd,p Nivel Útil Agregado de los Embalses asociados a la planta p en el día d expresado en kWh.
NSd,p Nivel de Seguridad del Embalse asociado a la planta p en el día d expresado en kWh.
NCd,p Nivel Útil Agregado de los Embalses Asociados a la planta p tal que su Excedente de EDICO, calculada para el día d y sin incluir REMA, sea igual a cero. Se expresa en kWh.
Gmaxd,p Máxima cantidad de energía que podría ser generada por la planta p en el día d conforme a su disponibilidad real y al precio ofertado. Se calcula como la suma de la disponibilidad real de la planta por el número de horas en los que su precio de oferta sea igual o inferior al costo marginal del predespacho ideal. Se expresa en kWh.
Greald,p Generación real de la planta p en el día d expresada en kWh.
INTd Variable binaria igual a 1 si el día d el Excedente de EDICO del sistema sea inferior a cero, y cero en caso contrario. Al finalizar el período de riesgo de desabastecimiento esta variable será igual a cero.
ii) Pago por energía almacenada: Las plantas con CODMA deberán pagar cada día, por concepto del respaldo, el monto resultante de la siguiente fórmula:
Donde:
PRAd,p Pago por concepto de obligación de CODMA de la planta p en el día d.
QPd,p Cantidad de energía almacenada para cumplir la CODMA de la planta p en el día d.
Posbd Precio ofertado por el recurso siguiente al que definió el precio de bolsa nacional. Promedio en las horas en que su precio de oferta sea igual o inferior al costo marginal del predespacho ideal en el día d.
CODMAp,i CODMA de la planta p en el día d, expresado en kWh día.
NPCd Número de plantas con CODMA en el día d.
QAd,k Cantidad almacenada en el embalse asociado a la planta k para asumir la obligación de las REMA en el día d expresado en kWh.
NKd Número de plantas que almacenaron energía para asumir la obligación de REMA en el día d.
Los pagos por energía almacenada se deberán garantizar a través de las garantías que cubren las transacciones en el Mercado de Energía Mayorista. En resolución aparte se reglamentarán estas garantías.
iii) Remuneración por energía almacenada: Los pagos de que trata el numeral 2 de este artículo se distribuirán entre las plantas que almacenen energía para asumir la obligación de REMA conforme a la siguiente ecuación:
Donde:
RAd,p Remuneración a la planta p en el día d por almacenar CREG el REMA.
QAd,p Cantidad almacenada en el embalse asociado a la planta p para asumir la obligación de REMA en el día d, expresado en kWh.
Posbd Precio ofertado por el recurso siguiente al que definió el precio de bolsa nacional. Promedio ponderado en las horas en las que su precio de oferta sea igual o inferior al costo marginal del predespacho ideal en el día d.
iv) Pagos por efecto de energía entregada: Cuando una planta venda REMA en el día d, pagará, a los agentes a quienes les haya almacenado energía por efecto de CODMA, el valor calculado conforme a la siguiente ecuación:
Donde:
PEAd,v Pago de la planta v en el día d por concepto de la entrega de energía almacenada para asumir la obligación de REMA.
QEd,v Cantidad de energía generada por la planta v para cumplir la obligación de REMA en el día d expresado en kWh. Se calcula conforme al numeral 1 de este artículo.
Pbd Precio de bolsa nacional promedio ponderado en las horas en que entrega el QEd,v en el día d.
CEREd Costo equivalente real de la energía correspondiente al día d.
v) Distribución de pagos por efecto de la energía entregada: Los pagos por efecto de la energía entregada para cumplir la obligación de REMA se distribuirán entre las plantas con energía almacenada para cumplir la CODMA, conforme a la siguiente fórmula:
Donde
REd,p Remuneración por la entrega de energía almacenada para cumplir la obligación de REMA a la planta p en el día d.
QTAd,p Cantidad total de energía almacenada para cumplir la CODMA correspondiente a la planta p en el día d.
NCd Número de plantas con energía almacenada para cumplir la CODMA.
PEAd,k Pago de la planta k en el día d por concepto de la entrega de energía almacenada para asumir la obligación de REMA.
NKd Número de plantas que entregaron energía almacenada para cumplir la obligación de REMA.
Pbd Precio de bolsa nacional promedio ponderado en el día d.
Firmas del proyecto,
El Presidente,
TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA,
Viceministro de Energía delegadodel Ministro de Minas y Energía.
El Director Ejecutivo,
GERMÁN CASTRO FERREIRA.
