Resolución 101_53 de 2024 CREG
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RESOLUCIÓN 101 053 DE 2024
(septiembre 23)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
Diario Oficial No. 52.898 de 3 de octubre de 2024
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
<Vigencia temporal, consultar artículo 11>
Por la cual se establecen medidas transitorias para autorizar la entrega de excedentes de generación de energía al Sistema Interconectado Nacional (SIN)
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, y el Decreto 1260 de 2013
CONSIDERANDO QUE:
El artículo 334 de la Constitución Política establece que corresponde al Estado la dirección general de la economía, para lo cual intervendrá, entre otros asuntos, en los servicios públicos y privados, buscando el mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes, la distribución equitativa de las oportunidades y los beneficios del desarrollo, y la preservación de un ambiente sano.
El artículo 365 de la misma Carta Política establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y es deber de este, asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional.
El artículo 370 de la Constitución Política confiere al Presidente de la República la función de señalar, con sujeción a la ley, las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios.
De conformidad con el artículo 2 de la Ley 142 de 1994, la intervención del Estado en la prestación de los servicios públicos domiciliarios debe perseguir entre otros fines, la prestación eficiente, continua e ininterrumpida, la libre competencia, y la no utilización abusiva de la posición dominante.
En el artículo 73 de la Ley 142 de 1994 se señala que las Comisiones de Regulación tienen la función de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante y produzcan servicios de calidad.
En el artículo 74 de la Ley 142 de 1994, se señala que son funciones y facultades especiales de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, entre otras, las de regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante, buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia, y establecer criterios para la fijación de compromisos de ventas garantizadas de energía y potencia entre las empresas eléctricas y entre estas y los grandes usuarios.
Particularmente el numeral 1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, le asignó a la CREG la función de expedir el Reglamento de Operación para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista de Energía.
El artículo 2 de la Ley 143 de 1994 establece que corresponde al Estado, en relación con el servicio de energía, garantizar la prestación continua e ininterrumpida del servicio.
Así mismo el artículo 4 señala que uno de los objetivos del Estado respecto al servicio de energía es “Abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país”.
El artículo 6 de la Ley 143 de 1994 señaló que las actividades relacionadas con el servicio de electricidad se regirían, entre otros principios, por el de adaptabilidad, el cual conduce a la incorporación de los avances de la ciencia y de la tecnología, con el fin de que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio al menor costo económico.
El artículo 18 de la Ley 143 de 1994 ordena que la CREG debe desarrollar el marco regulatorio que incentive la inversión en expansión de la capacidad de generación y transmisión del Sistema Interconectado Nacional, SIN, por parte de inversionistas estratégicos, y establecer esquemas que promuevan la entrada de nueva capacidad de generación y transmisión.
El artículo 20 de la Ley 143 de 1994 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.
Para cumplir el objetivo señalado, la Ley 143 de 1994, artículo 23, atribuyó a la CREG 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.
El artículo 42 de la Ley 143 de 1994 señala que las compras de electricidad deben realizarse mediante mecanismos que estimulen la libre competencia.
La Resolución CREG 024 de 1995 reglamenta los aspectos comerciales del mercado mayorista de energía en el SIN, como parte del Reglamento de Operación.
El parágrafo del artículo 3 de la Resolución CREG 086 de 1996 y el artículo 14 de la Resolución CREG 024 de 2015, establecen el cambio de potencia máxima declarada cuando las plantas menores a 20 MW, generación distribuida y autogeneradores a gran escala presenten entregas de potencia promedio por encima de la declarada ante el Mercado de Energía Mayorista, MEM.
Como respuesta a los impactos previstos con la ocurrencia del fenómeno de El Niño en el año 2015, se emitió la Resolución CREG 171 de 2015, donde se estableció temporalmente la posibilidad de participación en el MEM de las plantas menores, cogeneradores y autogeneradores registrados con una capacidad inferior a 20 MW, no despachadas centralmente, haciendo entrega de su energía excedentaria para aumentar la disponibilidad de energía en el SIN.
Mediante la Resolución CREG 157 de 2011 la Comisión modificó las normas sobre el registro de fronteras comerciales y contratos de energía de largo plazo, en las cuales se define un procedimiento de registro de fronteras comerciales que tiene varias etapas, cuya ejecución dura aproximadamente 15 días.
Mediante la Resolución CREG 075 de 2021, “Por la cual se definen las disposiciones y procedimientos para la asignación de capacidad de transporte en el Sistema Interconectado Nacional”, con fundamento en los lineamientos de política pública establecidos por el Ministerio de Minas y Energía mediante la Resolución 40311 de 2020, la CREG definió las condiciones regulatorias para la asignación de capacidad de transporte a generadores en el SIN, señalando los criterios y procedimientos a tener en cuenta por parte de los involucrados en esta actividad.
Mediante la Resolución CREG 174 de 2021, “Por la cual se regulan las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional”, se establecieron los aspectos operativos y comerciales para permitir la integración de la autogeneración a pequeña escala y de la generación distribuida al SIN y los aspectos de procedimiento de conexión de los autogeneradores a gran escala con potencia máxima declarada menor a 5 MW.
El Consejo Nacional de Operación (C.N.O.) del sector eléctrico, en uso de sus facultades legales, en especial las conferidas en el artículo 36 de la Ley 143 de 1994 y el Anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, expidió el Acuerdo 1585 de 2022 “por el cual se aprueba la actualización de los procedimientos para solicitar el cambio de parámetros técnicos de las plantas de generación, activos de uso del STN, activos de conexión al STN y sistemas de almacenamiento de energía con baterías SAEB”.
Mediante Resolución CREG 101 034 de 2024, se establecieron disposiciones temporales para la entrega de excedentes de generación de energía al SIN, con el propósito de aumentar la generación disponible durante la ocurrencia del Fenómeno de El Niño 2023-2024. Finalizada su aplicación, el Centro Nacional de Despacho (CND) reportó que la medida transitoria había dado como resultado un aumento de capacidad de 61,65 MW (radicado CREG E2024013995)
En septiembre de 2024, de acuerdo con el informe entregado por XM S.A E.S.P. -en su calidad de CND- sobre la operación del SIN, con radicado CREG E2024013312, se concluye y recomienda que:
(…) Se observa un déficit importante de aportes en los meses de Julio y agosto, lo que ha frenado la recuperación del embalse agregado e incluso generado desembalsamiento durante los últimos días, comportamiento contrario al esperado en la senda que era de recuperación.
Para el mes de septiembre el IDEAM pronostica un déficit de aportes en un mes de menor media histórica frente a los meses de julio y agosto.
La probabilidad de Niña para los meses de noviembre a enero, se está equiparando con la probabilidad de neutralidad. (…)
(…) Recomendaciones ante situación persistente de bajos aportes (…) (…) Extender en el ámbito de aplicación de la Resolución CREG 101 034 de 2024, todas las plantas independientes de la tecnología y el tipo de planta; evaluar los procedimientos definidos actualmente garantizando que puedan ser aplicados en el menor tiempo posible (…)
En el seguimiento que se realiza desde la Comisión y dada la recomendación del CND, se evidenció que los aportes hídricos en el sistema presentaron un déficit en los meses de julio y agosto de 2024, respecto de los mínimos históricos registrados desde el año 2000, lo que ha venido frenando la recuperación del embalse agregado luego del fenómeno de El Niño presentado durante este año. Por lo tanto, se requiere tomar medidas frente a la reducción atípica de los aportes hídricos y de esta manera garantizar el abastecimiento del servicio público de energía eléctrica a los usuarios.
El artículo 2.2.3.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015 establece que “La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), ante la presencia de circunstancias extraordinarias que afecten o amenacen afectar la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica y sus actividades complementarias, adoptará las medidas necesarias para garantizar la continuidad y confiabilidad en la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica y sus actividades complementarias.”
Adicionalmente, en el mismo artículo del anterior Decreto se establece que las medidas se pueden tomar por un periodo de 6 meses prorrogables: (…) parágrafo. Las medidas que adopte la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en desarrollo de lo dispuesto en el presente artículo, tendrán vigencia hasta por seis (6) meses prorrogables. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), estará obligada a levantar las medidas adoptadas, una vez se restablezca la normalidad. (…).
Conforme a lo anterior, la CREG, en su Sesión 1338 del 12 de septiembre de 2024, acordó expedir el proyecto Resolución CREG 701 064 de 2024, que implicaba la reactivación de la medida establecida en la Resolución 101 034 de 2024.
Los comentarios y observaciones al proyecto regulatorio antes mencionado, así como sus respuestas, se incorporan en el documento soporte que acompaña la presente resolución.
En todo caso, los comentarios allegados tienen relación, entre otros temas, con aumentar el tiempo de aplicación de la medida, tener procesos más rápidos de aprobación para la entrega de excedentes adicionales, y reactivar otras alternativas usadas transitoriamente durante el fenómeno de El Niño 2023-2024, como lo son:
a) Aplicar nuevamente las medidas de la Resolución CREG 101 040 de 2024, en la cual: i) se flexibilizaron las desviaciones del programa de generación de plantas variables de que trata la Resolución CREG 060 de 2019, ii) se agregó una causal de redespacho para plantas de generación hidráulica que tuvieran una restricción ambiental sustentada y que la misma produzca desviaciones del programa de generación, y iii) se establecieron disposiciones para que generadores, cogeneradores o autogeneradores que no hubieren entrado en operación comercial y que no tuvieran los requerimientos suficientes para declararse en inicio de pruebas, pudieran declararse en inicio de pruebas entregando su energía disponible.
b) Aplicar nuevamente las medidas de la Resolución CREG 101 031 de 2023, en la cual se suspende la obligación de toma de energía del sistema por parte de los Usuarios No Regulados (UNR), que se conectan al Sistema Interconectado Nacional, establecida en el literal b) del numeral 4.3.1 del Anexo 1 de la Resolución CREG 022 de 2001; esto para reducir el consumo desde el sistema.
Las anteriores medidas se implementaron con el propósito de aumentar la generación disponible en el SIN o reducir el estrés energético del sistema. En consecuencia, tienen el mismo propósito de aplicación de la Resolución CREG 701 064 de 2024, por lo tanto, se incorporarían las reglas flexibles relacionadas con que una planta se declare en pruebas de forma rápida y las medidas de la Resolución CREG 101 031 de 2023. En el documento soporte que acompaña esta resolución se explica dicha incorporación.
Adicionalmente, luego de la expedición del proyecto de Resolución CREG 701 064 de 2024 a comentarios, en el seguimiento que se realiza desde la Comisión, se encontró que los aportes hídricos en el sistema continúan con un déficit en lo transcurrido durante el mes de septiembre de 2024.
Con base en lo establecido en el artículo 2.2.2.30.5 del Decreto 1074 de 2015, por medio del cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector Comercio, Industria y Turismo y se compila el Decreto 2897 de 2010, se respondió el cuestionario establecido por la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, a efectos de evaluar la incidencia en la libre competencia de los mercados de estas medidas. Como resultado se concluyó que esta normativa no es restrictiva de la competencia. Por lo anterior, no se informó a SIC sobre la presente resolución.
Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1340 del 23 de septiembre de 2024, acordó expedir esta resolución.
RESUELVE:
ARTÍCULO 1. OBJETIVOS. Ante el comportamiento atípico de los aportes hídricos y la disminución del nivel de los embalses durante los meses de julio, agosto y septiembre de 2024, y para contribuir a la recuperación de los mismos, los objetivos de esta resolución son:
a) Facilitar la entrega de excedentes de generación al SIN,
b) Flexibilizar la declaración de plantas al estado de pruebas para la entrega de energía adicional al sistema, y
c) Establecer una suspensión temporal relacionada con el compromiso de consumo mínimo de los usuarios no regulados que se conectan al STN, para reducir la energía a usarse desde el sistema.
MEDIDAS TRANSITORIAS PARA AUTORIZAR LA ENTREGA DE EXCEDENTES DE GENERACIÓN DE ENERGÍA AL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN).
ARTÍCULO 2. ÁMBITO DE APLICACIÓN DEL CAPÍTULO I DE ESTA RESOLUCIÓN. Las disposiciones establecidas en capítulo I de esta resolución aplican a plantas menores y a agentes autogeneradores, cogeneradores, con y sin entrega de excedentes, que cumplan las siguientes condiciones: i) se encuentren conectados al Sistema Interconectado Nacional, SIN; ii) tengan capacidad instalada superior a 1 MW; y iii) durante la ventana de aplicación que se define en el artículo 11 de la presente resolución puedan entregar excedentes adicionales de generación al SIN.
PARÁGRAFO. Las disposiciones establecidas en este capítulo solo deberán ser aplicadas para el cumplimiento de su objetivo y, por lo tanto, no interrumpen ni suspenden la aplicación de la regulación vigente, la cual deberá continuar empleándose para las situaciones normales.
ARTÍCULO 3. PARTICIPACIÓN DE AGENTES CON ENERGÍA EXCEDENTARIA. Con el único propósito de aumentar la disponibilidad de energía eléctrica en el SIN, los agentes cubiertos por el ámbito de aplicación de que trata el artículo 2 de la presente resolución podrán declarar su disponibilidad excedentaria, entendida como aquella capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada, según corresponda, nueva o adicional a la registrada en el Mercado de Energía Mayorista, MEM, para entregar energía según la reglamentación vigente para las plantas no despachadas centralmente.
PARÁGRAFO 1. Durante la ventana de aplicación de que trata el artículo 11 de la presente resolución, a los agentes que participen en la entrega de energía excedentaria de que trata el presente artículo no les aplicarán las disposiciones del parágrafo del artículo 3 de la Resolución CREG 086 de 1996 ni del artículo 14 de la Resolución CREG 024 de 2015.
PARÁGRAFO 2. Los agentes que participen en la entrega de energía excedentaria de que trata el presente artículo deberán informar directamente al Centro Nacional de Despacho, CND, mediante comunicación formal al correo info@xm.com.co, la potencia máxima declarada o capacidad efectiva neta, para no ser aplicados los plazos que, para tal fin, se encuentran establecidos en el Acuerdo CNO 1585 de 2022 o aquel que lo modifique, adicione o sustituya.
ARTÍCULO 4. MODIFICACIÓN DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE. Los agentes cubiertos por el ámbito de aplicación de que trata el artículo 2 de la presente resolución, que estén interesados en, temporalmente, entregar excedentes adicionales de generación, deberán solicitar la ampliación de la capacidad de transporte que tengan asignada. Esta solicitud deberá hacerse ante la UPME, con excepción de los autogeneradores con potencia máxima a declarar menor a 5 MW, quienes deberán hacer la solicitud al Operador de Red, OR.
Tanto la UPME como el OR, según corresponda, resolverán las solicitudes modificando temporalmente la capacidad de transporte asignada o la potencia máxima declarada. Dichas modificaciones estarán vigentes durante la ventana de aplicación establecida en el artículo 11 de la presente resolución y para resolver las solicitudes deberá considerarse las disposiciones establecidas en la presente resolución.
Además, los interesados en la entrega de excedentes de energía deberán solicitar al transportador responsable de los activos donde está conectada la planta un concepto favorable sobre la coordinación de protecciones eléctricas. El transportador deberá dar respuesta a la solicitud del mencionado concepto, con copia al CND, en un plazo máximo de cinco (5) días hábiles.
Para los interesados, cuyas plantas hayan tenido concepto favorable de coordinación de protecciones emitido por el transportador durante el año anterior a la vigencia de la presente resolución, el transportador podrá establecer un trámite simplificado que permita autorizar o confirmar nuevamente el concepto proporcionado, siempre y cuando permanezcan las mismas condiciones técnicas con las que se viabilizó dicho concepto.
ARTÍCULO 5. REGLAS PARA LA AMPLIACIÓN DE CAPACIDAD. La ampliación temporal de la capacidad de transporte para la entrega de excedentes de energía, de que trata el capítulo I de esta resolución, se realizará con base en las siguientes reglas:
a) Trámite de Solicitudes ante la UPME. Cinco (5) días hábiles contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, la UPME definirá y publicará mediante el acto administrativo que estime pertinente, el procedimiento, los requisitos y los plazos que los interesados deberán presentar con la solicitud de ampliación temporal de capacidad de transporte, con la finalidad de llevar a cabo el análisis de la viabilidad técnica requerido para la entrega adicional de excedentes de generación de cada una de las plantas. En todo caso, solo se entenderá iniciado el trámite, a partir de la fecha de radicación de la información que ha sido verificada como completa por la UPME.
Para los interesados, cuyas plantas hayan tenido concepto de conexión con ampliación de capacidad de transporte temporal emitida por la UPME durante el año anterior a la vigencia de la presente resolución, dicha entidad podrá establecer un trámite simplificado que permita autorizar nuevamente de manera temporal la entrega de excedentes de generación, siempre y cuando permanezcan las mismas condiciones técnicas con las que se viabilizó su ampliación de capacidad.
La respuesta a las solicitudes se emitirá a través de un concepto de conexión, y en caso de que la solicitud sea aprobada o favorable, en el concepto se indicará la cantidad que se ha adicionado transitoriamente a la capacidad de transporte de la planta y la fecha inicial en que hará la entrega de excedentes de energía adicionales al SIN, con base en las reglas definidas en esta resolución. La UPME comunicará el citado concepto al respectivo transportador, al ASIC y al CND, mediante el mecanismo que considere idóneo.
La UPME llevará el registro de las solicitudes recibidas y las respuestas emitidas, con el fin de hacer seguimiento al resultado de aplicación de esta medida. Este registro deberá ser enviado a la CREG dentro del mes siguiente a la fecha de finalización de la ventana de aplicación establecida en esta resolución.
b) Solicitudes remitidas al OR. Mediante circular expedida y aprobada por el Director Ejecutivo de la CREG se definirá la información, documentos y plazos a considerar por parte del OR para la aplicación de lo dispuesto en esta resolución.
En la respuesta a las solicitudes aprobadas por cada OR, se deberá indicar la cantidad temporal adicionada a la potencia máxima declarada y la fecha inicial a partir de la cual la planta podrá empezar la entrega de excedentes de energía al SIN, con base en las reglas definidas en esta resolución.
Cada OR deberá llevar el registro de las solicitudes recibidas y las respuestas dadas, con el fin de hacer seguimiento al resultado de aplicación de esta medida. Este registro deberá ser enviado a la CREG y a la SSPD dentro del mes siguiente a la fecha de finalización de la ventana de aplicación establecida en el artículo 11 esta resolución.
ARTÍCULO 6. REGISTRO DE LA FRONTERA GENERACIÓN. Los autogeneradores o cogeneradores que para la entrega de excedentes de generación de que trata el capítulo I de esta resolución no cuenten con frontera de generación, deberán hacer el registro de dicha frontera aplicando las disposiciones de la Resolución CREG 157 de 2011, pero considerando lo siguiente:
a) La solicitud de registro no tendrá que cumplir la antelación prevista en el artículo 4 de la Resolución CREG 157 de 2011.
b) El agente que solicite el registro no estará obligado a cumplir con los requisitos señalados en los numerales 4 y 5 del artículo 4 de la Resolución CREG 157 de 2011.
c) Para realizar el registro de la frontera, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, contará con un plazo máximo de dos (2) días hábiles desde que reciba la información completa requerida.
d) Para el registro de estas fronteras no se aplicará lo dispuesto en los artículos 6 y 7 de la Resolución CREG 157 de 2011.
PARÁGRAFO. Una vez finalice la ventana de aplicación establecida en el artículo 11 de la presente resolución, el ASIC procederá a cancelar la frontera de generación que haya sido registrada para aplicar a las disposiciones temporales establecidas en esta resolución o, en el caso de que fuera una frontera preexistente, se deberá modificar la potencia máxima declarada o la capacidad efectiva neta a los valores registrados antes de la aplicación de las disposiciones establecidas en la presente resolución.
ARTÍCULO 7. REQUISITOS DE LA MEDIDA. Si para la entrega de excedentes de generación de que trata está resolución se requiere instalar equipos de medida de las fronteras de generación estos podrán ser de cualquiera de los tipos de puntos de medición establecidos en el artículo 9 de la Resolución CREG 038 de 2014. Adicionalmente, no se exigirá tener el dispositivo de interfaz de comunicación de que trata el literal j) del Anexo 1, ni la medición de respaldo señalada en el artículo 13, de la resolución mencionada. Sin perjuicio de lo anterior, las plantas que cuenten con medición horaria y dispositivo de interfaz de comunicaciones deberán reportar la información diaria en los plazos previstos en la regulación vigente.
El reporte al ASIC de la lectura mensual de la frontera de generación de la planta que no cuente con interfaz de comunicación, debe ser enviado por el agente generador que la representa a más tardar el segundo día calendario del mes siguiente al de la entrega de energía. Si el agente generador no reporta oportunamente esta información, se tomará un valor de cero.
REQUISITOS MÍNIMOS PARA DECLARACIÓN DE UNA PLANTA EN PRUEBAS.
ARTÍCULO 8. ÁMBITO DE APLICACIÓN DEL CAPÍTULO II DE ESTA RESOLUCIÓN. Este capítulo aplicará a los generadores, cogeneradores o autogeneradores que no hayan entrado en operación comercial y que no tengan los requerimientos suficientes para declararse en inicio de pruebas, todos aquellos de capacidad instalada mayor a 1 MW.
ARTÍCULO 9. REQUISITOS MÍNIMOS PARA DECLARACIÓN DE UNA PLANTA EN PRUEBAS. Los generadores, cogeneradores o autogeneradores que no hayan entrado en operación comercial y que no tengan los requerimientos suficientes para declararse en inicio de pruebas, podrán declararse en inicio de pruebas entregando su energía disponible.
Así mismo, en caso de generadores, cogeneradores o autogeneradores que se encuentren en operación comercial y estén llevando a cabo ampliaciones para tener mayor capacidad de generación, si las ampliaciones permiten solicitar e iniciar pruebas podrán solicitarlas y realizarlas.
PARÁGRAFO 1. Este artículo se podrá aplicar una vez el generador, cogenerador o autogenerador haya cumplido como mínimo con el mismo concepto favorable de la coordinación de protecciones eléctricas de que trata el artículo 4 del capítulo I de esta resolución y con los mismos requerimientos de frontera comercial y medida de que tratan los artículos 6 y 7 del capítulo I de esta resolución.
PARÁGRAFO 2. En caso de que la planta tenga una potencia máxima declarada o una Capacidad Efectiva Neta mayor de 19,9 MW, se deberán cumplir con otros requerimientos adicionales a los del parágrafo 1 anterior, los cuales deberán ser determinados e indicados por el CND para garantizar una operación segura y confiable del SIN.
PARÁGRAFO 3. Los autogeneradores o cogeneradores sin entrega de excedentes a red también podrán declarar inicio de pruebas con las reglas de este artículo; esto con el objetivo de reducir su demanda de energía desde el SIN. En este caso, únicamente se cumplirá el requisito de tener el concepto favorable de la coordinación de protecciones eléctricas del parágrafo 1 de este artículo.
PARÁGRAFO 4. La operación de las plantas en pruebas y conectadas al sistema cumpliendo con los requerimientos mínimos de este artículo solo podrá ejecutarse hasta la fecha estipulada en el artículo 11 de la presente resolución, por lo cual deberán suspender su programa de pruebas luego de dicha fecha. Se podrán declarar en pruebas de forma posterior, cumpliendo con los requerimientos de la regulación vigente y Acuerdos del Consejo Nacional de Operación (C.N.O.) que definan tales requisitos.
SUSPENSIÓN TEMPORAL DE UNA VERIFICACIÓN PREVISTA EN EL NUMERAL 4.3 DEL ANEXO 1 DE LA RESOLUCIÓN CREG 022 DE 2001, RELACIONADA CON COMPROMISOS DE CONSUMO DE USUARIOS NO REGULADOS QUE SE CONECTAN AL STN.
ARTÍCULO 10. SUSPENSIÓN DE LA APLICACIÓN DE UN APARTE DE LA RESOLUCIÓN CREG 022 DE 2001. Durante el plazo de esta medida, definido en el artículo 11 de esta resolución, se suspende la obligación de toma de energía del sistema por parte de los Usuarios No Regulados, UNR, que se conectan al STN, establecida en el literal b) del numeral 4.3.1 del Anexo 1 de la Resolución CREG 022 de 2001.
Los meses en los que aplique esta medida no se contarán como parte del periodo de cumplimiento de la obligación establecido en el literal b) del numeral 4.3.1 del Anexo 1 de la Resolución CREG 022 de 2001 y, por tanto, el plazo restante para finalizar con el cumplimiento de la citada obligación se desplazará en un número de meses igual al de la duración de la suspensión.
El UNR interesado en la suspensión de la obligación debe informar al CND, el mes a partir del que quiere que se contabilice la suspensión, la cual irá hasta el último mes del plazo definido en el artículo 11 de la presente resolución. Cada mes de la suspensión se contará como mes completo, así se haya tomado energía durante algunos días de ese mes.
La vigencia de la garantía, establecida en el numeral 4.6 del Anexo 1 de la Resolución CREG 022 de 2001, se debe extender por el número de meses que dure la suspensión de la obligación y hasta que se cumpla con el requisito de la toma de energía del sistema.
En concordancia con esta suspensión, no se aplicará lo previsto en el literal b) del numeral 4.4.1 del Anexo 1 de la Resolución CREG 022 de 2001, durante el mismo periodo definido en el artículo 11 de la presente resolución.
VENTANA DE APLICACIÓN, RESTABLECIMIENTO DE CONDICIONES INICIALES Y VIGENCIA.
ARTÍCULO 11. VENTANA DE APLICACIÓN. La ventana de aplicación de las disposiciones establecidas en esta resolución será de seis (6) meses contados a partir de la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución. Esta ventana podrá ser acortada o prorrogada, mediante la expedición de la resolución correspondiente, en cumplimiento de lo establecido en el artículo 2.2.3.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015, y se entenderá finalizada, por el vencimiento del plazo inicial, de sus prórrogas o de sus disminuciones si la hubiere.
ARTÍCULO 12. RESTABLECIMIENTO DE CONDICIONES INICIALES. Cuando se cumpla la fecha de finalización de las presentes medidas, según lo establecido en el artículo 11 de la presente resolución, las condiciones que fueron modificadas para atender lo dispuesto en esta norma deberán restablecerse a las condiciones existentes al momento de su aplicación.
ARTÍCULO 13. VIGENCIAS. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y se mantendrá vigente según las condiciones establecidas para la ventana de aplicación de que trata el artículo 11 de la presente resolución.
PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE
Dada en Bogotá D.C., el 23 de septiembre de 2024.
JAVIER EDUARDO CAMPILLO
Viceministro de Energía, delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente
ANTONIO JIMENEZ RIVERA
Director Ejecutivo
