Resolución 501_2 de 2023 CREG
DESCARGAS
RESOLUCIÓN 501 002 DE 2023
(enero 23)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
Por la cual se decide la solicitud de Revocatoria Directa contra la Resolución CREG 101 028 de 2022 “Por la cual se hacen modificaciones a las Resoluciones CREG 024 y 025 de 1995, y CREG 062 de 2000 y se establecen otras disposiciones”.
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, 2253 de 1994 y 1260 de 2013.
CONSIDERANDO QUE:
La Resolución CREG 025 de 1995 estableció el Código de Redes, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional, que contiene los reglamentos de Código de Planeamiento, Código de Conexión, Código de Medida y Código de Operación.
La Resolución CREG 062 de 2000 definió las bases metodológicas para la identificación y clasificación de las restricciones y de las generaciones de seguridad en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), y los criterios generales y procedimientos para la evaluación y definición de las mismas, como parte del Reglamento de Operación del SIN.
La Resolución CREG 063 de 2000 establece los criterios para la asignación entre los agentes del SIN de los costos asociados con las generaciones de seguridad y otras disposiciones en materia de reconciliaciones, como parte del Reglamento de Operación del SIN.
La Resolución CREG 034 de 2001 reglamentó la metodología de remuneración de las plantas de generación que generan por reconciliación positiva y reconciliación negativa.
La Resolución CREG 051 de 2009 modificó el esquema de oferta de precios, los costos de arranque-parada, el despacho ideal, el despacho económico y las reglas para determinar el precio de la bolsa.
La Resolución CREG 076 de 2009 modificó y aclaró las reglas contenidas en la Resolución CREG 051 de 2009.
A partir de los análisis realizados al valor de la componente de las restricciones en el costo unitario de la tarifa al usuario final, se identificó la necesidad de establecer medidas particulares sobre varios aspectos que inciden en el costo de las restricciones, a saber: disponibilidad de activos de transporte, reporte de costos de combustibles, pruebas de generación, reglas operativas, desviaciones en la demanda, y características de las plantas de generación.
Las propuestas sobre las medidas anteriores se publicaron para comentarios con las Resoluciones CREG 034 de 2019, “Por medio de cual se hacen modificaciones a las Resoluciones CREG 025 de 1995, CREG 121 de 1998, CREG 062 de 2000 y CREG 034 de 2001 y se establecen otras disposiciones” y CREG 100 de 2019, “Por medio de la cual se hacen modificaciones a las Resoluciones CREG 025 de 1995 y CREG 063 de 2000 y se establecen otras disposiciones”.
En los plazos establecidos para la consulta se recibieron comentarios de agentes y terceros interesados sobre las propuestas publicadas en las Resoluciones CREG 034 y CREG 100 de 2019.
De las reglas particulares propuestas y por su mayor impacto, la Comisión consideró conveniente establecer en primer lugar las normas referentes a los costos remunerados de suministro y transporte de combustibles, y a las pruebas por unidades, para lo cual expidió la Resoluciones CREG 044 de 2020 “Por medio de la cual se hacen modificaciones a las Resoluciones CREG 024 de 1995, CREG 121 de 1998 y CREG 034 de 2001 y se establecen otras disposiciones” y CREG 207 de 2020 “Por la cual se define el esquema de auditoría sobre la información reportada de los costos de suministro y transporte de combustible declarados por los agentes generadores”.
Para avanzar en la implementación de las otras medidas particulares sobre el costo de las restricciones del sistema previamente consultadas, la CREG ha encontrado conveniente dar aplicación a las reglas referentes a las características de los arreglos de unidades de las plantas térmicas (o configuraciones) de ciclo combinado. Las medidas relacionadas con desviaciones de demanda y disponibilidad de los activos de transporte continúan siendo sujeto de análisis, y la Comisión se pronunciará sobre estas oportunamente en resolución independiente.
La Comisión encontró conveniente adicionar una medida transitoria a las reglas consultadas para las configuraciones de las plantas térmicas, que tenga aplicación inmediata en la selección de la configuración utilizada para el despacho de energía del SIN. Esto con el fin de obtener un impacto favorable en las tarifas de energía, mitigando el efecto de alzas en las mismas y de potenciales efectos inflacionarios actuales que afectan la capacidad de pago de los usuarios del servicio de energía eléctrica.
Mediante Resolución CREG 701 018 de 2022 se sometió a consulta el proyecto de resolución sobre el presente acto administrativo durante el término de 1 día, toda vez que en rigor se consultaban 2 artículos, ya que los demás fueron consultados previamente mediante Resoluciones CREG 034 y 100 de 2019. El listado de comentarios formulados por las empresas, así como su análisis, se encuentran en el documento soporte documento CREG 101 028 de 2022.
Como resultado del diligenciamiento del formulario sobre prácticas restrictivas de la competencia, en cumplimiento de lo establecido en el Decreto 1074 de 2015, se concluyó que esta norma no es restrictiva de la competencia. Por lo anterior, no se informó a la abogacía de la Competencia de la Superintendencia de Industria y Comercio.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión 1194 de 16 de septiembre de 2022, acordó expedir la Resolución CREG 101028.
Que la Empresa TEBSA S. ESP mediante escrito E-2022-014394 de 24 de noviembre de 2022 solicita la revocatoria directa de la Resolución CREG 101028 de 16 de septiembre de 2022
I Fundamentos de la solicitud de Revocatoria Directa
1.Manifiesta oposición a la Constitución Política y a la Ley.
Argumenta el representante legal de la Empresa peticionaria “que la Resolución CREG 101 028 es una norma que atenta contra el régimen especial de libre competencia establecido en el artículo 333 de la Constitución Política. En este caso, se ha presentado una situación completamente contraria a la admitida por la norma, pues existe una limitación de la competencia y discriminación tecnológica, interviniendo de manera indirecta en la operación de las compañías, tal como es posible evidenciarlo en los considerandos de la Resolución CREG 101 028.
La norma en cuestión dirige sus esfuerzos al agente generador con plantas de ciclo combinado, con el agravante de que no considera, si este es elegible para prestar el servicio de generación de seguridad o no, afectando las decisiones tanto del agente como del mercado; es decir, la CREG no hace esfuerzos por evaluar, i) el impacto que se genera al tomar una de las opciones de configuraciones que tiene la planta en las transacciones de compra/venta en bolsa del generador y su contraparte; ii) el impacto en las mayores o menores compras de energía para cubrir los contratos; ni iii) los efectos en la atención de las Obligaciones de Energía Firme (en adelante, las “OEF”) asignadas, ya que el CND puede decidir que se genere en una configuración que haga más costosa la operación del generador cuando el precio de bolsa supere el precio de escasez.
Además de esto, la Resolución CREG 101 028 está obviando que las restricciones tienen su origen, evolución y necesidad creciente desde terceros agentes o situaciones del mercado, totalmente ajenas a los generadores térmicos. Esto, toda vez que como es bien conocido, el papel del generador es ser un agente pasivo en el origen o causa de las restricciones, y su rol es el producir la energía determinada por el CND para atender las necesidades del sistema representado por el operador, quien es el encargado de evaluar la cantidad y lugar específico de generación requerida acorde con las variables analizadas, entre ellos el comportamiento de la demanda, sin que tenga la posibilidad de evitar o provocar las restricciones.
Así mismo, la Resolución CREG 101 028 desconoce que la congestión que se ha generado en el sistema es el resultado del exceso de demanda debido a límites en la oferta, ya sea por falta de planeación, articulación y coordinación por parte de las entidades estatales, lo cual ha generado que exista una falla en el mercado, consistente en las limitaciones del Sistema de Transmisión Nacional y el Sistema de Transmisión Regional, conforme al cual no existe suficiente capacidad para transportar energía de manera libre a lo largo del SIN, lo que hace necesario que parte de la demanda de alguna región, sea proveída por plantas de generación específicas; que para el caso particular de la demanda del área Caribe debe ser parcialmente atendida por plantas de generación ubicadas en la Costa Caribe.
La norma donde el operador determinaría en el proceso de optimización la configuración que debe operar la planta, no considera la premisa que el mercado de generación es un mercado de ofertas de precios en el que el generador está dispuesto a entregar su energía al precio definido por éste, y si como resultado de lo anterior, en el proceso de optimización resulta una oferta competitiva, de una configuración de menor valor que otras posibles configuraciones, el generador eventualmente no podría recuperar los riesgos e incertidumbres que ha reflejado en su oferta habiendo otra que también cubre la seguridad pero no es tomada por el operador, lo que hace inocuo la limitación de la remuneración de generaciones de seguridad, y carece de sentido mantener todos los procesos de auditorías asociados a las generaciones de seguridad, dado que es el operador el que está escogiendo de una gama de alternativas y limitando la libertad de ofertas.
Así las cosas, es evidente que con la expedición de la Resolución CREG 101 028 se discrimina a las plantas térmicas que utilizan el ciclo combinado, al centralizar la decisión de operación en el CND, afectando así su participación libre, espontánea y bajo sus propios riesgos e incertidumbres; contrario a la libertad operativa y comercial que ofrece la bolsa de energía a las demás tecnologías sin incidencia del CND, donde en un mercado en competencia éstas, es decir las tecnologías que no se ven afectadas obtendrían una flagrante ventaja, causando potenciales pérdidas al agente generador, por el hecho de tener ciclos combinados la cual, de hecho, resulta ser la tecnología más eficiente. Precisamente no se observa en la reglamentación ajuste alguno de las liquidaciones de las transacciones en bolsa que podrían verse afectadas para el generador, quien se vería obligado a escoger la configuración que resulte más eficiente en costos, sin importar el impacto que esto podría tener en el desarrollo de sus actividades y en la operación del gasoducto por cuenta de las potenciales, abruptas y recurrentes variaciones al consumo de gas que incidirían la estabilidad de la presión, con la consecuente afectación de otros usuarios”.
Vulneración a la Ley 142 y 143 de 1994
“La norma del asunto está dando un trato diferenciado a los generadores térmicos que utilizan para su generación plantas de ciclo combinado, que no se encuentra
debidamente justificado. Esto, toda vez que lo que se busca es que los operadores de este tipo de plantas reporten de manera individualizada la información aplicable para cada una de las configuraciones posibles”.
Confianza legítima en la adjudicación de obligaciones de energía en firme y desconocimiento de los actos propios.
“Se llama la atención respecto a que la Resolución CREG 101 028 contradice los propios actos del Estado, al haber promovido en el mes de febrero del 2019 la subasta para la asignación de OEF, en la cual se adjudicaron OEF a plantas de ciclo combinado e, incluso, a un proyecto de reconversión a cierre de ciclo. Se trata entonces de un actuar contrario a la confianza legítima en los actos de la administración, lo que además de cuestionable desde un punto de vista de señales dadas al mercado, puede ser jurídicamente censurado y generar el derecho a reparaciones económicas.
Precisamente, el principio de confianza legítima ha sido reiteradamente reconocido tanto por la jurisprudencia de la Corte Constitucional como del Consejo de Estado, indicándose que implica "que el ciudadano debe poder evolucionar en un medio jurídico estable y previsible, en cual pueda confiar", sumado al que la confianza legítima, previene a las autoridades y a los particulares a "mantener una coherencia en sus actuaciones, un respeto por los compromisos a los que se han obligado y una garantía de estabilidad y durabilidad de la situación que objetivamente permita esperar el cumplimiento de las reglas propias del tráfico jurídico".
Resulta entonces censurable, haber asignado OEF a generadores térmicos con ciclos combinados bajo unas condiciones regulatorias determinadas, para ahora cambiarlas, sin tener en cuenta el impacto que esto puede generar para todos los agentes de la cadena.
Similar situación se da con los contratos de suministro y transporte antes mencionados, los cuales fueron suscritos y negociados por los generadores bajo el presupuesto de que habría una estabilidad en la regulación emitida por la CREG; incluso, se llama la atención respecto a que fue la misma regulación de la Comisión la que previó la suscripción de estos contratos de suministro en firme. Sin embargo, es claro que la propuesta normativa en cuestión rompe con la confianza legítima que se tenía en esa estabilidad, resulta incoherente y, para el caso particular de dichos contratos, puede generar la imposición de multas por terminación anticipada o incumplimientos, las cuales serían un daño antijurídico susceptible de reclamo en los términos del artículo 90 Constitucional”.
Vulnera la protección de los usuarios, al violar las normas de procedimiento.
“A diferencia de las resoluciones que impactan la tarifa al usuario final, la Resolución CREG 101 028, no ha sido informada, previa consulta, a la Superintendencia de Industria y Comercio para el ejercicio de la Abogacía de la Competencia, con fundamento en las disposiciones del Decreto 1074 de 2015, Artículo 2.2.2.30.5.3 Lo anterior, ha sido desarrollado por la doctrina”.
La Resolución no tiene en cuenta los criterios para definir el régimen tarifario.
“El artículo 87 de la Ley 142 de 1994 contempla una serie de criterios económicos a partir de los cuales se orientará el régimen tarifario, y los cuales deben ser tenidos en cuenta por la CREG al momento de establecer modificaciones al régimen actual. En ese sentido, la norma no tiene en cuenta los siguientes criterios:
a. Eficiencia económica, el cual establece que el régimen tarifario deberá procurar que las tarifas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, teniendo en cuenta no sólo los costos sino también los aumentos de productividad esperados.
En ese sentido, al establecer que será el CND el encargado de seleccionar la configuración de las plantas de ciclo combinado a partir de las cuales se minimicen los costos para los usuarios, claramente no está teniendo en cuenta que este tipo de plantas, es decir las de ciclo combinado, son plantas que en cada una de sus configuraciones tienen costos, riesgos e incertidumbres diferentes, así como rendimientos de generación diferentes y efectos en los sistemas de gas también diferentes, por lo cual las tarifas deberían tener en cuenta no sólo una optimización de los costos, sino también la generación necesaria para garantizar la adecuada prestación del servicio y los efectos colaterales.
b. Suficiencia financiera, el cual dispone que las fórmulas de tarifas deberán garantizar la recuperación de los costos y gastos propios de operación de quienes desarrollen las actividades que garantizan la prestación del servicio, incluyendo además una remuneración para los accionistas.
En ese sentido, buscar una disminución de las tarifas aplicables al servicio a partir del uso de las configuraciones que minimicen el despacho eventualmente podría derivar en algún alivio en el costo de la energía en favor de los usuarios finales, a costa de perjudicar UNICAMENTE a las generadoras térmicas que tienen plantas de ciclo combinado, toda vez que al usarse la configuración con el menor costo aplicable se puede causar una disminución injustificada de ingresos para estas compañías, impactando así en sus finanzas.
Adicionalmente, es importante tener en cuenta que el artículo 87.7 de la Ley 142 de 1994 dispone que en caso de contradicción entre los criterios previamente esbozados se deberá resolver tomando en cuenta que para que una empresa sea eficiente, las tarifas que se consideren eficientes deberán ser definidas con base al criterio de suficiencia financiera”.
Agravio injustificado
“De otra parte, la Resolución CREG 101 028 puede afectar igualmente el mercado de gas natural. La generación de energía eléctrica tiene una relación directa con el mercado mayorista de gas natural, y particularmente el ciclo combinado de TEBSA por ser el mayor consumidor de gas en Colombia, puesto que este combustible representa una opción viable y eficiente para la generación térmica. La planeación de la COE_202201485 adquisición de este insumo parte de la base que existe un ingreso regulado en las actividades aguas abajo, en esencia el precio de escasez y el precio de las reconciliaciones. En esa medida, bajo un esquema de ingresos regulados, el incentivo de los competidores en el mercado es reducir sus costos y ser más eficientes en la prestación del servicio para aumentar su competitividad.
No obstante, la Resolución CREG 101 028 no evalúa el impacto que tendrá sobre las diferentes variables de operación en el sector del gas natural, tales como, los efectos en la presión del sistema de transporte de gas natural, según la determinación de configuración que haga el operador en el CND, ya sea en el despacho o redespacho de la planta de generación de ciclo combinado en este caso para TEBSA, por cuenta de la mayor probabilidad de entradas y salidas de unidades de generación a gas que hacen parte de este ciclo combinado.
En tal sentido, es necesario considerar lo establecido por la regulación vigente expedida por la CREG, y en particular, la Resolución CREG 185 de 2020 que señala que cualquier afectación a un consumidor de gas imputable a un remitente por la operación de sus unidades sin considerar el impacto de esto en el gasoducto, debe ser compensado por los remitentes que tengan variaciones de salidas negativas, caso en el cual, el transportador está facultado para cobrar el valor correspondiente de las compensaciones, de la forma como se señala en los numerales 3 y 4 del artículo 36 de la mencionada Resolución CREG 185 de 2020.
Para que una norma como la Resolución CREG 101 028 pueda estar vigente, la CREG deberá, entre otras, establecer mediante resolución los responsables de los impactos en los sistemas de gas natural que se verían afectados por las decisiones del CND, responsabilidad que no puede recaer sobre el agente que no está eligiendo la configuración de operación, como está en estos momentos, toda vez que según la regulación vigente (Resolución CREG 185 de 2020) del sector gas expedida por la CREG, tal decisión sin considerar el impacto de esto en el gasoducto, podría afectar uno o varios consumidores de gas que sería imputable a la planta TEBSA por la operación de sus unidades por parte de un tercero.
De esta forma, consideramos que la Resolución CREG 101 028 debe ser revocada toda vez que, además de las otras razones expuestas para su revocatoria, no establece quién asume la responsabilidad por las decisiones tomadas por el CND. De acuerdo con lo establecido en la regulación actual, esta responsabilidad debería ser asumida por XM S.A.COE_202201485.Se puede concluir que el daño por fatiga es el mecanismo subyacente que gobierna el gasto de vida de los componentes CCGT sometidos a los ciclos. Este daño aumenta los costos efectivos de ciclar una planta CCGT, debido a un aumento en los gastos de mantenimiento y efectos de interrupción forzosa, tales como: el costo de reemplazo energía y capacidad mientras la planta está parada, gastos asociados a la toma de decisiones operativas del operador del sistema CND o internamente gastos asociados a la toma de decisiones operativas, en la actualidad tienen como consecuencias que conducen a operaciones subóptimas, antieconómicas en el despacho y, en última instancia, a mayores costos operativos tanto para el sistema como para el ciclo combinado.
Se requiere que los análisis de la CREG observen estos efectos para que valúen los sobrecostos para el sistema que serán revelados por CND en el de optimización del despacho evaluando adecuadamente estos daños por fatiga y sus sobrecostos, donde la mejor forma es a través de la inclusión de los costos de arranques en el proceso de optimización: (i) optimizar el modo de operación de los ciclos combinados; y (ii) la inclusión metodológica de trasformación de costos en el sistema en un factor de decisión del modelo optimización, cuyo costo al final de cuentas permite considera el modo de operación y su impacto en la vida útil remanente de los componentes críticos de la planta.
La regulación actual no considera dichos costos y efectos nocivos en la confiabilidad del sistema, de tal forma que los efectos que se tendrán sobre las maquinas, se trasladarán directamente a la seguridad, confiabilidad y economía del sistema. Lo anterior, debido a que las diferentes variables operativas para la atención segura, confiable y económica de la demanda con alta incertidumbre no pudiesen contar con la fortaleza y flexibilidad que les brindarían los ciclos combinados, toda vez que el proceso de optimización es incompleto y desconoce el esquema de operación óptimo, el cual debe incluir las variables particulares de estas unidades, tales como, la ejecución de los contratos de gas, al igual que los sobrecostos operativos del Ciclaje.
Adicional a lo anterior, el periodo de transición de la Resolución CREG 101 028 subvalora la incertidumbre que se gesta con su expedición, al estar siendo ignorados los costos del ciclo de fatiga, pues al tomar decisiones operativas se generará un costo subóptimo en el proceso de optimización, comprometiendo la fiabilidad y seguridad energética del sistema y área caribe, el cual se incrementará con la penetración significativa de fuentes renovables intermitentes.
Lo anterior, causará un sobrecosto derivado del incremento de arranques y paradas tanto para el sistema por requerir/prescindir de unidades, como para los agentes debido al esquema de remuneración actual que no cubre la totalidad de los costos asociados a arranques y paradas…”
II Análisis del Recurso
En primer término, se resalta lo dispuesto en el artículo 93 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, el cual dispone:
ARTÍCULO 93. CAUSALES DE REVOCACIÓN. Los actos administrativos deberán ser revocados por las mismas autoridades que los hayan expedido o por sus inmediatos superiores jerárquicos o funcionales, de oficio o a solicitud de parte, en cualquiera de los siguientes casos:
1. Cuando sea manifiesta su oposición a la Constitución Política o a la ley.
2. Cuando no estén conformes con el interés público o social, o atenten contra él.
3. Cuando con ellos se cause agravio injustificado a una persona.
En este orden de ideas, solo se entrará a resolver los argumentos presentados por el representante legal de TEBSA que se encuentren clasificados dentro de los casos dispuestos por el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.
La jurisprudencia del Honorable Consejo de Estado ha definido la institución de la revocatoria directa como una de las modalidades de desaparición de los actos administrativos, mediante la cual la administración decide de oficio, o a petición de parte, retirar del ordenamiento jurídico un acto administrativo anterior.
Dentro del ámbito del Derecho Administrativo representa una de las formas de autotutela, en la medida en que proviene de la misma administración, como consecuencia del examen de sus propias decisiones, en sede administrativa.
Sin embargo, no es posible concebir tal institución jurídica sin un marco legal determinante de los motivos que dan lugar a la aplicación de la figura, pues lo contrario conllevaría a una inseguridad jurídica e inestabilidad del ordenamiento.
En tal contexto, a partir de la naturaleza del acto administrativo, es decir, un acto de carácter general y abstracto frente al cual no procede recurso alguno, cualquier persona se encuentra habilitada para solicitar su revocatoria cuando considere que se presenta alguna de las causales establecidas en el mencionado artículo 93 del CPACA, por lo cual la petición presentada es procedente.
En este sentido y, previa estas consideraciones, se procederá a resolver la revocatoria directa.
CONSIDERACIONES GENERALES
En primer lugar, la Comisión realiza unas consideraciones generales del entendimiento regulatorio sobre restricciones y configuraciones.
1. Mercado de Energía Mayorista (MEM)
En Colombia el Mercado de Energía Mayorista es el mercado de grandes bloques de energía, en donde participan los compradores (generalmente comercializadores) y los vendedores (generalmente generadores). De acuerdo con las Resoluciones CREG 024 y 025 de 1995, y CREG 071 de 2006, los generadores derivan sus ingresos de la participación en el mercado, en los diferentes escenarios de transacción, y prestando servicios adicionales para los cuales la regulación ha definido esquemas, de mercado o administrados, para su remuneración. Los conceptos que se liquidan en el mercado, y de los cuales derivan su ingreso los generadores son:
- Esquemas de mercado: compra y venta de energía en contratos de largo plazo, o en la Bolsa de Energía.
- Remuneración por confiabilidad: participan en las subastas o los esquemas de asignación administrados del Cargo por Confiabilidad, y reciben una remuneración en función de las obligaciones de energía firme que adquieren.
- Generación de seguridad fuera de mérito: si como consecuencia de su participación en el mercado de la Bolsa de Energía, las plantas no salen despachadas, por no tener precio competitivo en una o varias horas del día, el Operador del Sistema los puede programar, para cubrir la generación de seguridad requerida para la atención de la demanda, dado que no es posible transportar la energía desde plantas competitivas por limitaciones eléctricas y operativas de la red.
Mercados de Energía y Confiabilidad
Las características de cada uno de los tipos de mercado son los siguientes:
Bolsa de energía.
Es el mecanismo de compra y venta de energía entre agentes que participan en el mercado, en un horizonte de corto plazo (1 día). Para participar en este mercado, los agentes generadores deben declarar la energía disponible que tienen para el día siguiente, y ofertar el precio al cual están dispuestos a vender dicha energía. Con esta información de los generadores, el Operador del Sistema realiza el despacho de generación, de tal forma que se atienda la demanda de todo el Sistema Interconectado Nacional. Para la declaración de los generadores de la cantidad de energía disponible para el despacho, los agentes deben tener en cuenta el estado en que se encuentran sus plantas de generación, y el insumo (combustible, viento, sol, agua, entre otros) necesario para que, en caso de ser despachados, puedan cumplir con dicho despacho. Es decir, en el caso de las plantas hidráulicas, deben tener agua suficiente para generar lo que declaran disponible, y en el caso de las plantas térmicas, que se cuenta con el suministro del combustible en la planta, bien sea: carbón, gas o diésel, según como opere la planta.
Con los precios y cantidades disponibles de cada planta de generación, el despacho de energía selecciona las plantas más económicas para atender la demanda en cada hora del día, lo que se denomina generación en mérito. El precio de la energía en cada hora corresponde a la oferta de la última planta requerida para atender la demanda, lo que se denomina la planta marginal. El precio de la energía es el que se paga a cada generador que quedó en el despacho.
Por tanto, los generadores, para asegurar el suministro de combustibles, deben realizar la contratación de dicho insumo, para poder contar con él para declararse disponible para el Sistema y participar en el mercado de la Bolsa de Energía.
Contratos de energía
Mediante la venta en contratos, el generador le asegura el comprador el precio de la energía, la cual puede ser generada en sus propias plantas, o ser comprada en el mercado diario por parte del generador para honrar el contrato, según le sea más económico. Los contratos no aseguran entrega física, y son instrumentos de cobertura de precios, tanto para los compradores como para los vendedores.
Cargo por confiabilidad
Corresponde al mercado de la confiabilidad, en donde los generadores participan voluntariamente ofreciendo el servicio de tener una energía disponible para el Sistema, con el fin de asegurar que se va a contar con la energía suficiente para atender la demanda de energía en todo momento, aún en condiciones críticas en el sistema, generalmente asociadas con bajos aportes hidrológicos. Para participar en este mercado, los agentes generadores deben contar con: i) el activo de generación; y, ii) los contratos que aseguren el suministro del combustible en la planta para generar en el momento en que el sistema los requiera.
La remuneración del Cargo por Confiabilidad se obtiene a partir de las asignaciones de Obligaciones de Energía Firme, las cuales se realizan en uno de los siguientes mecanismos: i) Participando en una subasta de sobre cerrado, en donde quienes quieren participar declaran la energía firme con la que están dispuestos a comprometerse, y entregan el precio al cual dispuesto a prestar el servicio de confiabilidad; y ii) Mediante la asignación de obligaciones por mecanismo administrado, en donde, conforme la energía firme declarada por los agentes generadores, se asignan las obligaciones hasta cubrir la demanda, en proporción a la energía firme declarada por todos los generadores existentes del sistema. Una vez asignadas las obligaciones, diariamente se verifica que la planta esté disponible para el Sistema, para lo cual debe contar con el combustible necesario para cumplir con dichas obligaciones. Si no se declara disponible para el despacho diario, pierde el derecho a recibir la remuneración del Cargo por Confiabilidad para el día en que no está disponible.
De acuerdo con lo anterior, podemos destacar que, para participar en la bolsa de energía y recibir remuneración del Cargo por Confiabilidad, el agente generador debe cumplir con dos requisitos fundamentales: i) contar con un activo de generación; y, ii) contar con el suministro del combustible para poder asegurar las cantidades que se compromete con la declaración.
Por tanto, la remuneración del servicio de Confiabilidad, que resulta de las subastas realizadas para asignación de obligaciones de energía firme, y que es aceptada por las plantas de generación existentes en el momento de presentar su energía firme disponible para la asignación administrada, ya considera los costos en que incurren los agentes para declararse disponibles para cumplir con las obligaciones de energía firme que adquieren en dicho mercado de confiabilidad.
Las condiciones en que los agentes generadores contratan sus insumos (combustibles), no son definidas por la Comisión. La única condición que establece la regulación, como requisito para acceder al Cargo por Confiabilidad, es que el agente generador debe demostrar que el mecanismo de contratación que utilice para los insumos, le garanticen la disponibilidad de los mismos en el momento en que la planta sea llamada a cumplir con las obligaciones de energía firme(1).
Restricciones
Otra de las fuentes de ingreso de los generadores, es el que está asociado con la generación de seguridad fuera de mérito, para cubrir los requerimientos de generación del Sistema para prestación del servicio cuando se presentan restricciones, eléctricas u operativas, en la red de transporte de energía.
De esta forma, cuando las capacidades de las redes no son suficientes para transportar la energía de las plantas más económicas para atender la demanda, se dice que las generaciones de seguridad se asocian a restricciones eléctricas. Cuando dicha generación se requiere para mantener condiciones operativas del Sistema, tales como voltaje, frecuencia, estabilidad, entre otros, se dice que la misma está asociada con restricciones operativas.
Ahora bien, cuando, como producto del proceso de despacho en el mercado de la Bolsa de Energía (explicado antes en este documento), la generación requerida para aliviar las restricciones del Sistema no se alcanza con plantas que se despachan en mérito (las de menor precio de oferta), se recurre a programar otras plantas que, habiéndose declarado disponibles para el despacho de la Bolsa, no alcanzaron a ser programadas para generar, por haber ofertado un precio alto en ese momento. Por eso, dicha generación se denomina Generación de Seguridad Fuera de Mérito.
La Generación de Seguridad fuera de mérito no se establece antes del despacho, si no que se programa después de que se conocen las condiciones de despacho de los generadores, como producto de la competencia en el mercado de corto plazo, al establecer cuál de la generación de seguridad que requiere el Sistema, no ha sido despachada en mérito. Para ilustrar esto, es importante considerar que, cuando hay abundancia de recurso hídrico, normalmente las plantas que resultan en mérito son las hidráulicas, que se ubican, en general, en lugares por fuera de la región Caribe. Por tanto, para atender la demanda en dicha región, se hace necesario programar generación más costosa en ese momento, como generación de seguridad fuera de mérito. Sin embargo, cuando se presenta escasez del recurso hídrico, y la generación en mérito corresponde a plantas termoeléctricas, que buena parte de ellas se ubican en la región Caribe, la generación de seguridad requerida en dicha región se programa en mérito, y en cambio de esto, se requiere llevar energía a otras regiones del país, llegando incluso a programarse generación de seguridad fuera de mérito con plantas de generación hidráulicas. Por tanto, la remuneración como seguridad fuera de mérito de una generación, es una condición que resulta de las condiciones del despacho diario, y no es una condición garantizada para ningún agente en particular.
Adicionalmente, como bien se analiza en el documento soporte de la Resolución CREG 034 de 2001, la generación de seguridad fuera de mérito corresponde en muchas ocasiones a situaciones en las cuales no se presenta competencia para atender la demanda, dada la situación eléctrica del área, y por esta razón es que en dicha resolución, se definió que su remuneración corresponde al menor valor entre la oferta que hizo el agente a la Bolsa de Energía (que es el precio al cual está dispuesto a vender la energía el generador), y los costos variables de la producción de la energía, de acuerdo con lo definido por dicha Resolución CREG 034 de 2001.
En cuanto al cálculo de los costos variables de producción de energía, según la Resolución CREG 034 de 2001, modificada por la Resolución CREG 044 de 2020, los mismos corresponden a los costos de los contratos de suministro de combustible y transporte del combustible, costos de operación y mantenimiento, costos de arranque-parada(2), y los otros costos de mercado (Costos Cargo por Confiabilidad, Fondo Zonas No Interconectadas, Aporte ambientales, regulación secundaria de frecuencia). En cuanto a los costos de combustible, corresponde a los costos variables en que incurre el agente para entregar la energía requerida por seguridad.
Configuraciones
Tal como se señala en documento D-101-029 de 2022, soporte de la Resolución CREG 101 028 de 2022, las plantas de ciclo combinado se caracterizan por contar con diferentes configuraciones con las cuales se puede operar.
Las plantas de ciclo combinado son aquellas en donde se genera electricidad mediante la utilización conjunta de un turbogrupo de gas y un turbogrupo de vapor. Dependiendo del número de unidades se pueden combinar de diferentes formas, siendo que dichas combinaciones que se han denominado configuraciones. Un ejemplo de un ciclo combinado se presenta en la Ilustración 1.
Ilustración 1. Ejemplo de configuración de planta térmica ciclo combinado
Para el despacho económico el tipo de configuración con que operan las plantas de generación es un dato relevante porque cada configuración tiene un mínimo y un máximo técnico.
Sin embargo, en las plantas térmicas de ciclo combinado que tienen diferentes grupos de turbo-generación (turbinas a gas y turbinas a vapor) y servicios comunes, pueden existir diferentes configuraciones posibles para el día de operación. En la actualidad en el sistema interconectado nacional se dispone de las siguientes plantas de ciclo combinado que tienen el número de configuraciones que se presentan en la tabla 1.
| Planta | Numero de configuraciones |
| Flores 1 | 3 |
| Flores 4 | 11 |
| Termocentro | 10 |
| Termoemcali | 2 |
| Termosierra | 13 |
| Termovalle | 8 |
| Tebsa | 48 |
Tabla 1. Configuraciones plantas térmicas ciclo combinado
En el caso de las plantas térmicas, las configuraciones posibles tienen precios y costos de arranque-parada diferentes. Además, las configuraciones son excluyentes.
Para la operación diaria, teniendo en cuenta la eficiencia del sistema, puede ser conveniente una configuración diferente a la ofertada por el agente. El problema se presenta, cuando a partir de las reglas actuales, el agente declara una sola configuración, pero la planta puede tener más configuraciones disponibles, dentro de las cuales, algunas podrían ser más eficientes para el sistema, dado que, por ejemplo, para el sistema en una determinada condición es más conveniente tener la configuración de mayor mínimo técnico, y en otras condiciones es más conveniente la configuración de menor mínimo técnico.
La anterior situación, se hace más relevante en el caso del despacho de plantas de ciclo combinado para atender restricciones, en donde se puede dar el caso de tener que operar una configuración con mínimo técnico alto, siendo que para atender la condición de la red se puede hacer con una configuración con mínimo técnico menor. Lo que hace más costoso la operación del sistema y los costos de las restricciones son mayores.
Precios de Arranque – Parada
Para considerar los precios de arranque – parada de las plantas térmicas, la reglamentación considera lo siguiente:
Período de transición. Corresponde al período de 5 meses previsto en la Resolución CREG 101 028 de 2022 para adelantar en el proceso de despacho los ajustes previstos, cual finaliza en febrero de 2023.
Para dicho período los costos de arranque – parada se siguen manejando en la misma forma en que se ha venido haciendo, es decir, los agentes ofertan cada trimestre el precio de arranque – parada por tipo de combustible y configuración.
El cambio que se tiene previsto en la transición es que los agentes con plantas de ciclo combinado ofertarán diariamente la disponibilidad y precios de energía de cada configuración disponible registrada en cumplimiento de los acuerdos del C.N.O. Luego, para adelantar el despacho para atender las necesidades del sistema, el Centro Nacional de Despacho (CND) seleccionará la configuración de la planta de ciclo combinado con mayor disponibilidad de generación y el menor mínimo técnico que cumpla con los requerimientos eléctrico y operativos del área.
Es decir, la configuración que entra al proceso de despacho del sistema cuenta con los precios de arranque – parada, precios de energía y disponibilidad entregados por el agente. Por lo tanto, pasamos de un proceso en el cual el agente selecciona la configuración que declara al sistema, a otro proceso en donde se selecciona la configuración más conveniente para el sistema.
Período definitivo. Es el período a partir del cual se tienen implementadas las modificaciones al despacho prevista en la Resolución CREG 101 028 de 2022.
Para este período los precios de arranque – parada se van a ofertar trimestralmente con mayor detalle, de tal forma que el agente con plantas de ciclo combinado deberá reportar los precios de arranque – parada por tipo de combustible, unidad de generación y estado térmico: frio, tibio y caliente. Esto último dado que son diferentes los costos de operación de una maquina cuando inicia su operación desde un estado: frío, tibio o caliente. Tal como se explica en el documento CREG 101 029 de 2022.
Adicionalmente, los agentes con plantas de ciclo combinado deberán declarar la disponibilidad las unidades que la conforman, siendo que la disponibilidad de la configuración no podrá ser mayor a la disponibilidad de las unidades que la conforman. Por otra parte, se continúa con la oferta de precios de energía por configuración.
Con la información desagregada de los precios de arranque – parada por unidad y estado, y la disponibilidad por unidades y los precios de las configuraciones, se adelanta el proceso de despacho para atender las necesidades del sistema, para que sea mediante el proceso de despacho la selección de la configuración que optimiza la operación del sistema. Mediante dicho proceso, se remuneran las unidades de generación de la(s) configuración(es) de las plantas de ciclo combinado que se vaya(n) requiriendo.
Por lo tanto, pasamos de un proceso en el cual el agente selecciona la configuración que declara al sistema, a otro proceso en donde se selecciona(n) la(s) configuración(es) más conveniente(s) para el sistema a través del proceso de optimización.
Finalmente, lo que nos muestra las anteriores reglas es que se tienen previstas las metodologías para que se remuneren los precios de arranque – parada de las plantas de ciclo combinado, siempre buscado la operación optima del sistema.
2. Mercado de Gas Natural
En cuanto al mercado de gas natural, el cual se tiene reglamentado por las Resoluciones CREG 071 de 1999 “Por la cual se establece el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural- (RUT)”, CREG 185 de 2020 “Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad de transporte en el mercado mayorista de gas natural” y CREG 186 de 2020 “Por la cual se reglamentan aspectos comerciales del suministro del mercado mayorista de gas natural”, y su interacción con el mercado de generación destacamos lo siguiente:
1. El proceso de nominación del gas (suministro y transporte) se adelanta el agente en horarios posteriores a la publicación por el CND del programa de generación para cada una de las plantas térmicas que participan en el despacho.
2. Existen consideraciones operativas y tiempos para atender los redespachos y autorizaciones que presenten los generadores térmicos originados por requerimientos del CND, con sujeción a las disponibilidades de las plantas térmicas declaradas por los agentes y a las necesidades del sistema eléctrico.
3. Se disponen de reglas para compensar a los afectados por las desviaciones con respecto a las nominaciones programadas por los remitentes.
Con respecto a las anteriores reglas, la Resolución CREG 101 028 de 2022 no tiene modificación sobre ninguno de los procesos anteriores. Siendo así las cosas, el hecho de que, para el caso de las plantas térmicas de ciclo combinado, la selección de la configuración se haga en el proceso del despacho eléctrico adelantado por el CND, no afecta ninguno de los procesos señalados, ni cambia la responsabilidad por la nominación y su cumplimiento. Es decir, la situación del agente generador frente al mercado de gas natural sigue siendo la misma.
La Comisión entra a analizar las razones de inconformidad frente a la norma expuestas por el representante legal.
1. Manifiesta oposición a la Constitución Política y a la Ley.
Es de resaltar que la Resolución CREG 101 028 de 2022, se expidió con respeto a la Constitución Política y dentro del marco de las competencias legales de la Comisión de Regulación de Energía y Gas fincadas en las leyes 142 y 143 de 1994.
Manifiesta el peticionario que con la expedición de la resolución CREG 101 028 de 2022 se vulneró el régimen de la libre competencia.
Al respecto, resulta pertinente señalar que, el derecho a la libre competencia económica garantiza en esencia a los agentes de un mercado, la posibilidad de concurrir al mismo, en disputa con los demás, con el fin de ofrecer y vender bienes o servicios, y de establecer y mantener una clientela. Dicho principio no es absoluto, sino que, como lo establece el propio artículo 333 de la Constitución Política, es un derecho de todos, que supone responsabilidades.
No se puede desconocer que la Constitución Política al disponer la estructuración del Estado dentro del principio del Estado Social de Derecho implica que las actividades que se desarrollen en el marco de la economía de mercado deben atender a la finalidad social del Estado, una de ellas es contar con unos servicios públicos domiciliarios, cuya remuneración, refleje costos eficientes.
De esta manera, los mecanismos regulatorios deben garantizar el equilibrio entre la libertad económica (incentivo económico), la promoción de intereses colectivos concretos y la prestación de servicios públicos, es decir, la regulación ha de propender por hacer compatibles los intereses privados, que actúan como motor de la actividad económica, con la satisfacción de las necesidades colectivas(3).
Al respecto, la Corte Constitucional ha expresado que el poder del Estado de intervenir los servicios públicos conlleva en sí mismo la facultad de restringir las libertades económicas de quienes participan en su prestación la cual se desprende de la libertad de configuración que tiene el legislador en materia económica. Así mismo manifestó que la intervención y definición de los límites a las libertades económicas no tiene que darse directamente a través de la ley, sino que corresponde a esta determinar los fines, instrumentos y facultades de la intervención a través de la regulación. Estas limitaciones, recuerda la Corte, se deben enmarcar en los parámetros definidos por la ley y orientarse a la consecución de los fines constitucionalmente legítimos. (Corte Constitucional, Sentencia C-186 de 2011).
Ha dicho la Corte Constitucional:
“Los órganos de regulación han de ejercer sus competencias con miras a alcanzar los fines que justifican su existencia en un mercado inscrito dentro de Estado social y democrático de derecho. Estos fines se pueden agrupar en dos clases, a pesar de su variedad y especificidad. La primera clase comprende los fines sociales que el mercado por sí mismo no alcanzará, según las prioridades de orden político definidas por el legislador y de conformidad con el rango temporal que éste se ha trazado para alcanzarlos. La segunda clase abarca los fines económicos atinentes a procurar que el mercado funcione adecuadamente en beneficio de todos, no de quienes dentro de él ocupan una posición especial de poder, en razón a su predominio económico o tecnológico o en razón de su acceso especial al proceso de toma de decisiones públicas tanto en el órgano legislativo como en los órganos administrativos clásicos”.
Principio de Igualdad
Ahora bien, con relación a la presunta vulneración al derecho fundamental a la igualdad, no existe dicha tal vulneración. Desde Aristóteles se predica la igualdad como el trato igual entre iguales y desigual entre desiguales.
La igualdad en este sentido no puede predicarse de la actividad de generación de energía eléctrica, si no de la actividad de generación con la misma tecnología. Para predicarse la vulneración al derecho a la igualdad, se tienen que comparar iguales entre iguales, es decir generadores con ciclo combinado. En este sentido TEBSA está compitiendo con agentes que tiene sus mismas características técnicas.
Así las cosas, el establecer que el agente generador con ciclo combinado, disponga de una configuración más eficiente para el sistema, no busca que su suficiencia financiera se afecte, si no que esa formación más eficiente en el precio redunde en un beneficio para el usuario final frente al cual la CREG tiene mandato constitucional y legal para su protección.
Por lo anterior, llama la atención que el agente se oponga a una generación más eficiente en beneficio del usuario.
Referente a la afirmación que la Resolución no tiene en cuenta los criterios para definir el régimen tarifario, entendemos que tal afirmación la hace el Representante Legal de Tebsa, dentro de la causal 1 del artículo 93 por una presunta vulneración a la ley y en consecuencia procedemos a darle respuesta.
La Resolución no tiene en cuenta los criterios para definir el régimen tarifario.
El peticionario cita el artículo 87.4 de la Ley 142 de 1994 y el artículo 44 de la Ley 143 de 1994, destacando que cuando el artículo 87.4 fue objeto de revisión por la Corte Constitucional en la Sentencia C-150 de 2003, se precisó sobre la necesidad de que la remuneración de costos e inversiones deben garantizar la prestación y mejoramiento del servicio en el largo plazo, siendo contrario a la Constitución Política exigir al prestador del servicio privado su sacrificio a través de la participación en un mercado que le impida la recuperación de dichos costos e inversiones.
Finalmente, señala que el artículo 87.4 dispone que la remuneración a los distintos actores debe permitir utilizar las tecnologías y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus usuarios, pero que, a pesar de ello, la Resolución CREG 101 028 no garantiza la suficiencia de la oferta eléctrica en la Costa Caribe, buscar una disminución de las tarifas aplicables al servicio a partir del uso de las configuraciones que minimicen el despacho eventualmente podría derivar en algún alivio en el costo de la energía en favor de los usuarios finales, a costa de perjudicar únicamente a las generadoras térmicas que tienen plantas de ciclo combinado, toda vez que al usarse la configuración con el menor costo aplicable se puede causar una disminución injustificada de ingresos para estas compañías, impactando así en sus finanzas
Al respecto, resulta pertinente precisar cuál es el alcance de los principios de eficiencia y sostenibilidad económica.
El artículo 87.4 de la Ley 142 de 1994 señala que por suficiencia financiera se entiende que las fórmulas de tarifas garantizarán la recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento; permitirán remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable; y permitirán utilizar las tecnologías y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus usuarios.
El Ley 143 de 1994, en su artículo 44 establece que “Por suficiencia financiera se entiende que las empresas eficientes tendrán garantizada la recuperación de sus costos de inversión y sus gastos de administración, operación y mantenimiento, con el valor de las ventas de electricidad y el monto de los subsidios que reciban en compensación por atender a usuarios residenciales de menores ingresos.”
Y el artículo 87.1 de la Ley 142 de 1994, dispuso que por “eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y que éstos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo; y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. En el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por éste”.
Conforme lo anterior, la Resolución, no busca afectar financieramente a las empresas, al contrario, a partir de la prevalencia del interés general sobre el particular, se busca utilizar los recursos más económicos en pro del usuario, que entre otras es uno de los mandatos constitucionales y legales de la CREG.
Así mismo una presunta afectación económica debe probarse más allá de la argumentación retórica, lo cual no se observa en la solicitud de revocatoria directa.
Principio de confianza legítima.
Referente a la presunta vulneración al principio de confianza legítima argumentando por el peticionario, según él, al haberse permitido que TEBSA con una planta de ciclo combinado participar en la subasta del cargo por confiabilidad haber asignado OEF a generadores térmicos con ciclos combinados bajo unas condiciones regulatorias determinadas, para ahora cambiarlas, sin tener en cuenta el impacto que esto puede generar para todos los agentes de la cadena, afirmación que carece de validez y por lo tanto no puede ser aceptada, toda vez que la remuneración del cargo por confiabilidad permanece incólume.
El principio de la confianza legítima parte del principio constitucional de la buena fe, al respecto la Corte Constitucional lo ha entendido de la siguiente manera: (Sentencia SU 360 de 1999. M P Alejandro Martínez Caballero).
“Este principio se aplica como mecanismo para conciliar el conflicto entre los intereses público y privado, cuando la administración ha creado expectativas favorables para el administrado y lo sorprende al eliminar súbitamente esas condiciones. Por lo tanto, la confianza que el administrado deposita en la estabilidad de la actuación de la administración, es digna de protección y debe respetarse”.
TEBSA beneficiario del cargo por confiabilidad y tener a su cargo una Obligación de Energía Firme OEF, seguirá recibiendo tal remuneración. La norma busca disponga de una configuración más eficiente para el sistema, lo que en ninguna manera implica que se le haya cambiado la reglas conforme a las cuales participó en la subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme (OEF). En ese sentido, y dado que la remuneración del Cargo por Confiabilidad depende de la disponibilidad comercial de las plantas, la Resolución CREG 101 028 de 2022 establece que, para la disponibilidad comercial de las plantas de ciclo combinado, se tomará como base la disponibilidad declarada de la configuración con mayor capacidad.
Finalmente se argumenta que se vulneró las reglas en las que el acto administrativo debía fundarse toda vez que no se consultó a la Superintendencia de Industria y Comercio, al respecto se recuerda que conforme al Decreto 1074 de 2015 el proyecto de acto administrativo deberá informarse a la Superintendencia de Industria y Comercio, cuando una vez diligenciado el formulario diseñado por la -SIC-, alguna de las preguntas resulte afirmativas. Diligenciado el formulario que se adjuntó al documento soporte de la Resolución CREG 101028, se puede corroborar que ninguna de las preguntas tuvo una respuesta afirmativa.
2. Vulneración al interés general
Aunque no hay una mención específica por parte del peticionario, es importante señalar que realizado un análisis integral de la norma y consultado el Centro Nacional de Despacho, se encontró lo siguiente:
Los resultados de la aplicación de la Resolución CREG 101 028 de 2022, corresponde a los análisis del operador del mercado, la empresa XM S.A. E.S.P., para el período comprendido entre el 27 de septiembre y el 4 de diciembre de 2022, es decir corresponde al período de transición.
Del análisis destacamos lo siguiente:
i. Entre el 27 de septiembre y el 4 de diciembre de dejaron de programar en el despacho 188 GWh, que significa una reducción entre el 35% en generación de seguridad en TEBSA, la cual es programada en otros recursos del sistema más baratos (del interior del país en mérito o generadores de Caribe más baratos). Se supone que sin Res 101 028, TEBSA hubiera declarado para la operación la configuración con mayor disponibilidad y mayor mínimo técnico.
ii. Entre el 27 de septiembre y el 4 de diciembre se dejó de tener una generación real de 146 GWh en TEBSA, que significa una reducción entre el 25% en generación de seguridad en dicha planta. La generación real (392 GWh día) es superior a la programada (60 GWh día) por cambios que se presentan en el redespacho u operación en tiempo real, asociados a variaciones en la demanda o disponibilidad de activos de generación o transporte. Se supone que sin Res 101 028, TEBSA hubiera declarado para la operación la configuración con mayor disponibilidad y mayor mínimo técnico.
iii. … En otras palabras, se está seleccionando una configuración que permitió reducir el despacho de la planta en un 32%, con afectación mínima al precio de oferta, gracias a poder seleccionar una configuración de menor mínimo técnico.
Tal como se identificó en el documento soporte CREG 101 028 de 2022, la selección de ciclo por parte del agente es diferente al optimo del sistema, por lo que la conveniencia de que la selección de la configuración de las plantas del ciclo combinado por medio de las reglas de mercado tendría un efecto positivo en la disminución de los costos de operación y en los costos de la generación de seguridad del sistema.
De lo que se puede concluir que el interés general se encuentra plenamente protegido y garantizado con la Resolución CREG 101028 y ha implicado una protección eficiente para el usuario.
3. Agravio injustificado
En el caso de la planta de ciclo combinado denominada TEBSA, conformada por 5 turbina a gas (GT) y 2 turbinas de vapor (ST), el número de configuraciones y sus respectivas capacidades máximas y mínimos técnicos son los que se presenta en la tabla, de acuerdo con lo aprobado en el Consejo Nacional de Operación (C.N.O.).
| RANGO DE DISPONIBILIDAD | UNIDADES INDISPONIBLES | |||||
| CONFIGURACIÓN ACUERDO CNO | MÍNIMO TÉCNICO (MW) | MÍNIMO | MÁXIMO | GT 110 | GT 220 | ST |
| 1 | 210 | 0 | 791 | 0 | 0 | 0 |
| 2 | 234 | 0 | 791 | 0 | 0 | 0 |
| 3 | 312 | 0 | 791 | 0 | 0 | 0 |
| 4 | 392 | 0 | 791 | 0 | 0 | 0 |
| 5 | 210 | 0 | 642 | 1 | 0 | 0 |
| 6 | 234 | 0 | 642 | 1 | 0 | 0 |
| 7 | 312 | 0 | 642 | 1 | 0 | 0 |
| 8 | 210 | 0 | 642 | 0 | 1 | 0 |
| 9 | 234 | 0 | 642 | 0 | 1 | 0 |
| 10 | 312 | 0 | 642 | 0 | 1 | 0 |
| 11 | 210 | 0 | 624 | 0 | 0 | 1 |
| 12 | 234 | 0 | 624 | 0 | 0 | 1 |
| 13 | 283 | 0 | 624 | 0 | 0 | 1 |
| 14 | 333 | 0 | 624 | 0 | 0 | 1 |
| 15 | 210 | 0 | 530 | 1 | 0 | 1 |
| 16 | 234 | 0 | 530 | 1 | 0 | 1 |
| 17 | 283 | 0 | 530 | 1 | 0 | 1 |
| 18 | 210 | 0 | 530 | 0 | 1 | 1 |
| 19 | 234 | 0 | 530 | 0 | 1 | 1 |
| 20 | 283 | 0 | 530 | 0 | 1 | 1 |
| 21 | 120 | 0 | 464 | 0 | 0 | 2 |
| 22 | 144 | 0 | 464 | 0 | 0 | 2 |
| 23 | 194 | 0 | 464 | 0 | 0 | 2 |
| 24 | 244 | 0 | 464 | 0 | 0 | 2 |
| 25 | 210 | 0 | 436 | 2 | 0 | 1 |
| 26 | 234 | 0 | 436 | 2 | 0 | 1 |
| 27 | 210 | 0 | 436 | 1 | 1 | 1 |
| 28 | 234 | 0 | 436 | 1 | 1 | 1 |
| 29 | 210 | 0 | 436 | 0 | 2 | 1 |
| 30 | 234 | 0 | 436 | 0 | 2 | 1 |
| 31 | 120 | 0 | 370 | 1 | 0 | 2 |
| 32 | 144 | 0 | 370 | 1 | 0 | 2 |
| 33 | 194 | 0 | 370 | 1 | 0 | 2 |
| 34 | 120 | 0 | 370 | 0 | 1 | 2 |
| 35 | 144 | 0 | 370 | 0 | 1 | 2 |
| 36 | 194 | 0 | 370 | 0 | 1 | 2 |
| 37 | 210 | 0 | 319 | 2 | 1 | 1 |
| 38 | 210 | 0 | 319 | 1 | 2 | 1 |
| 39 | 210 | 0 | 319 | 0 | 3 | 1 |
| 40 | 120 | 0 | 276 | 2 | 0 | 2 |
| 41 | 144 | 0 | 276 | 2 | 0 | 2 |
| 42 | 120 | 0 | 276 | 1 | 1 | 2 |
| 43 | 144 | 0 | 276 | 1 | 1 | 2 |
| 44 | 120 | 0 | 276 | 0 | 2 | 2 |
| 45 | 144 | 0 | 276 | 0 | 2 | 2 |
| 46 | 120 | 0 | 182 | 2 | 1 | 2 |
| 47 | 120 | 0 | 182 | 1 | 2 | 2 |
| 48 | 120 | 0 | 182 | 0 | 3 | 2 |
Tabla. Configuraciones a la planta de ciclo combinado Tebsa
De acuerdo con la tabla anterior, se puede ver que la planta de ciclo combinado TEBSA tiene 48 configuraciones posibles. En donde, por ejemplo, para la misma capacidad máxima de 791 MW tiene 4 mínimos técnicos, los cuales son en orden ascendente de 210, 234, 312 y 392 MW.
Así la cosas, si por ejemplo si el agente declara la configuración 4, con capacidad máxima de 791 MW y mínimo técnico de 392 MW, y el sistema requiere solamente por generación de seguridad 210 MW para el área eléctrica en donde se encuentra ubicada dicha planta, se estaría obligando por generación de seguridad a despachar 392 MW, dado que ese es el mínimo técnico de la configuración declarada, es decir, 182 MW adicionales de lo requerido.
Por consiguiente, el hecho de que el CND solicite el despacho en una determinada configuración, para la planta es perfectamente posible que la realice sin que implique ninguna afectación económica u operativa, por lo tanto, no se acepta el argumento de que con la norma se le está causando un perjuicio a la empresa.
Con relación al presunto daño que aumenta los costos efectivos de ciclar una planta CCGT, debido a un aumento en los gastos de mantenimiento y efectos de interrupción forzosa, tales como: el costo de reemplazo energía y capacidad mientras la planta está parada, gastos asociados a la toma de decisiones operativas del operador del sistema CND o internamente gastos asociados a la toma de decisiones operativas, en la actualidad tienen como consecuencias que conducen a operaciones subóptimas, antieconómicas en el despacho y, en última instancia, a mayores costos operativos tanto para el sistema como para el ciclo combinado, la Comisión no acepta tal afirmación por cuanto como se mostró con los análisis y los resultados presentados por el Centro Nacional de Despacho (CND), seleccionar por medio de un procedimiento la configuración más conveniente para el sistema, y no que sea el agente quién seleccione la configuración de su conveniencia, es lo que permite hacer una operación más optima, dado que permite utilizar los recursos más económicos dada las condiciones operativas. Además, los costos el desgaste de los equipos por arranque – parada de las unidades son reconocidos, a partir de los valores declarados por los agentes, tal como se explicó anteriormente.
Ahora bien, es relevante destacar que cuando un agente que representa una planta térmica se declara disponible para el despacho eléctrico, es porque cuenta con la maquina y el combustible para operarlo, teniendo en cuenta las condiciones del despacho del sistema. En ese sentido, es responsabilidad del agente disponer de los contratos y acuerdos con los proveedores del combustible para dar cumplimiento a las obligaciones que voluntariamente está asumiendo cuando se declara disponible para el despacho.
Dicho lo anterior, no se encuentra que ninguna de las causales dispuestas en el artículo 93 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo se han configurado, por lo que no procede la revocatoria de la norma.
Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en sesión 1236 de 23 de enero de 2023, acordó expedir esta resolución.
RESUELVE:
ARTÍCULO 1o.- No acceder a la solicitud de revocatoria directa interpuesta por el representante de la empresa TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P, por las razones expuestas en la parte motiva de este proveído.
ARTÍCULO 2o.- No acceder a la solicitud subsidiaria de suspensión de la Resolución CREG 101028 de 2022, interpuesta por el representante de la empresa TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P, por las razones expuestas en la parte motiva de este proveído.
ARTÍCULO 3o.- Notificar al señor Luis Miguel Fernández Zaher en su calidad de representante legal de la empresa TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P., o a quien haga sus veces, del contenido de la presente resolución, conforme con lo dispuesto en los artículos 67 y 69 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.
ARTÍCULO 4o.- Contra lo dispuesto en la presente resolución no procede recurso alguno.
NOTIFIQUE PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE
Dada en Bogotá, D.C. a los 23 días del mes de enero de 2023.
CARLOS ADRIAN CORREA FLOREZ
Ministro de Minas y Energía (e)
Presidente
JOSE FERNANDO PRADA RIOS
Director Ejecutivo
NOTAS AL FINAL:
1. Sobre la disponibilidad de combustibles la regla general definida en el artículo 44 de la Resolución CREG 071 de 2006 es la siguiente: “Los contratos de suministro de combustibles y transporte en firme de gas natural, así como los mecanismos adicionales que emplee el agente generador para sus plantas y/o unidades de generación térmica, deben garantizar el respaldo de las Obligaciones de Energía Firme de un agente generador. El esquema de atención de las necesidades de combustible de la planta y/o unidad de generación puede incluir contratos en firme de suministro y transporte; almacenamiento e inventarios, Contratos de Respaldo, contratos del mercado secundario de suministro y transporte de gas, según sea el caso”.
2. Definido en la Resolución 034 de 2001, modificada por la Resolución CREG 044 de 2020, en los siguientes términos “Es el valor reconocido como Costo de Arranque-Parada asociado con la generación de seguridad fuera de mérito, que será igual al valor del Precio de Arranque-Parada ofertado por el agente generador de acuerdo con la configuración correspondiente a la Capacidad Efectiva Neta de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG 051 de 2009.”
3. Adicionalmente de lo expuesto por parte de la Corte Constitucional en Sentencia C-353 de 2006, se debe tener en cuenta que como antecedente en relación con la aplicación de las normas en materia de servicios públicos domiciliarios y el ejercicio de las facultades regulatorias que ejercen las comisiones de regulación deben ser entendidas conforme lo ha analizado la Corte Constitucional en sentencia C-150 de 2003:
