PROYECTO DE RESOLUCIÓN 701 066 DE 2024
(septiembre 23)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1340 de septiembre de 2024, aprobó someter a consulta pública el presente proyecto de resolución hasta las 16:00 PM del 24 de septiembre de 2024, en aplicación a lo dispuesto en el numeral 1 del artículo 34 de la Resolución 105 003 del 14 de septiembre de 2023, que permite publicar, excepcionalmente, en un término menor al tradicional, cuando se requiera tomar medidas urgentes para garantizar el abastecimiento del producto o la continuidad y confiabilidad del servicio.
Se invita a las empresas, los usuarios, las autoridades y demás partes interesadas a presentar sus observaciones y sugerencias dentro del plazo establecido, mediante comunicaciones electrónicas dirigidas a la Dirección Ejecutiva de la CREG, a la cuenta creg@creg.gov.co, con el asunto: “Comentarios al proyecto de resolución por la cual se establece un programa transitorio para la participación activa de la demanda en la bolsa de energía”.
Al vencimiento de la consulta pública, la CREG determinará si el proyecto debe ser informado 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.
PROYECTO DE RESOLUCIÓN
Por la cual se establecen un programa transitorio para la participación activa de la demanda en la bolsa de energía
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y los decretos 1524 y 2253 de 1994
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.
Atendiendo a lo dispuesto, en el artículo 2 de la Ley 142 de 1994, dentro de los fines que persigue la intervención del Estado en la prestación de los servicios públicos domiciliarios se encuentran la prestación eficiente, continua e ininterrumpida, la libre competencia, y la no utilización abusiva de la posición dominante.
La Ley 142 de 1994 señala en el artículo 74, numeral 1, que corresponde a esta Comisión “Expedir regulaciones específicas para (...) el uso eficiente de energía y gas por parte de los consumidores (...)”.
El artículo 4 de la Ley 143 de 1994, señala que uno de los objetivos del Estado con respecto al servicio de energía es abastecer la demanda de electricidad “en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país”.
Así mismo, en su artículo 20, definió como objetivo fundamental de la regulación en el sector eléctrico asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio.
Para el cumplimiento del objetivo señalado, la mencionada Ley 143 de 1994, artículo 23, le atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), entre otras, las funciones de crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la competencia.
En los artículos 66 y 68 de la Ley 143 de 1994, el legislador estableció que el ahorro y el uso eficiente de la energía son “objetivos prioritarios en el desarrollo de las actividades del sector eléctrico” y que se deben tener en cuenta como criterio para el desarrollo de proyectos de estas actividades.
Mediante la Resolución CREG 026 de 2014 la Comisión estableció el Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento en donde se establece la definición de la senda de referencia la cual señala el valor mínimo del nivel del embalse para mantener la atención segura, confiable y con calidad de la demanda.
La Ley 1715 de 2014, en su artículo 6, ordena a la CREG establecer los mecanismos para incentivar la respuesta de la demanda y la mejora en eficiencia energética del Sistema Interconectado Nacional (SIN), conforme con los principios y criterios de las Leyes 142 y 143 de 1994 y los lineamientos de política energética que se fijen para tal fin.
En el artículo 31 de la misma ley se señala que la CREG deberá establecer mecanismos regulatorios para incentivar la respuesta de la demanda con el objeto de desplazar los consumos en periodos punta y procurar el aplanamiento de la curva de demanda; así como para responder a requerimientos de confiabilidad establecidos por el Ministerio de Minas y Energía o por la misma CREG.
El Decreto 2108 de 2015, que adicionó el numeral 2.2.3.1.4 del Decreto 1073 de 2015, Decreto Único Reglamentario del Sector de Minas y Energía, faculta a la CREG para tomar las medidas que garanticen la continuidad y calidad en la prestación del servicio de energía eléctrica en el SIN, en forma oportuna y permanente ante situaciones extraordinarias, transitorias y críticas, que puedan presentarse en un momento determinado y afectar la atención de la demanda eléctrica y el suministro oportuno.
Mediante la Resolución CREG 701 041 de 2024, la Comisión publicó el proyecto de resolución “Por la cual se establecen un programa transitorio para la participación activa de la demanda en la bolsa de energía”.
Agotado el periodo de consulta del mencionado proyecto, la Comisión expidió la Resolución CREG 101 043 de 2024, mediante la cual buscó:
“… implementar medidas transitorias que incentiven la participación activa de la demanda en el mercado de energía mayorista mediante la oferta de reducciones de demanda, para que puedan ser incluidas en la bolsa de energía. Lo anterior con el fin de que: i) con el actual nivel de los embalses del país no se ponga en riesgo el suministro del servicio de energía eléctrica; ii) que la recuperación de los embalses se dé de manera más rápida considerando la incertidumbre sobre los efectos que ha dejado el Fenómeno de El Niño y iii) se pueda evaluar el mecanismo de participación en un periodo de tiempo definido, para así implementar de manera definitiva medidas que permitan la participación activa de la demanda…”
En la Circular CREG 041 de 2024, se realizó un balance de la aplicación de la Resolución CREG 101 043 de 2024 y se estableció la finalización del programa de transitorio establecido en dicha resolución para la participación activa de la demanda en la bolsa de energía.
A partir de los resultados positivos obtenidos en aplicación de la primera etapa del mecanismo transitorio definido en la Resolución CREG 101 043 de 2024, se consideró conveniente avanzar en la implementación de un programa con vocación de permanencia para la participación de la demanda en el Mercado de Energía Mayorista. La propuesta regulatoria fue consultada a través del proyecto regulatorio CREG 701 054 de 2024 y la Comisión se encuentra adelantando el análisis de los comentarios recibidos durante el periodo de consulta pública.
Los aportes hidrológicos en el Sistema Interconectado Nacional han presentado una tendencia a la baja durante los meses de julio, agosto y lo corrido de septiembre en donde se tienen valores de 93,1 %, 65,56% y 64,8% de la media histórica y con valores para algunos días inferiores al 50% de la media.
El último reporte sobre la evolución del comportamiento del fenómeno de La Niña preparado por la NOAA muestra una probabilidad de ocurrencia de cerca de 40 % para el trimestre agosto-septiembre-octubre y que aumenta a 80 % en el trimestre noviembre-diciembre-enero para luego reducirse progresivamente durante el 2025.
El día 18 de septiembre de 2024 el nivel agregado del embalse fue de 50,64% y se ubicó por debajo de la senda de referencia del embalse, definida de acuerdo con la Resolución CREG 026 de 2014, en -0,16 puntos porcentuales y el 19 de septiembre en un valor de -0.7 puntos porcentuales.
En la sesión de la Comisión Asesora de Coordinación y Seguimiento de la Situación Energética, CACSSE, del 20 de septiembre de 2024, el Centro Nacional de Despacho recomendó la adopción de medidas orientadas a permitir la respuesta de la demanda en el Mercado Mayorista de Energía.
Las condiciones hidrológicas actuales del país y la tendencia observada en el nivel de los embalses hacen necesario que se implemente una medida regulatoria de aplicación inmediata que permita mitigar oportunamente el riesgo de desabastecimiento o fallas en la continuidad y confiabilidad del servicio público domiciliario de energía eléctrica apoyando la recuperación del embalse del Sistema Interconectado Nacional.
RESUELVE:
ASPECTOS GENERALES.
ARTÍCULO 1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a todos los usuarios del servicio público domiciliario de energía eléctrica, a aquellos agentes que desarrollan la actividad de comercialización en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), al Centro Nacional de Despacho (CND) y al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC).
ARTÍCULO 2. OBJETO. Mediante esta resolución se establecen las condiciones, requisitos y procedimientos para la participación activa de la demanda, de manera transitoria, en el mercado de energía mayorista mediante la oferta de reducciones de demanda para que puedan ser incluidas en la bolsa de energía.
Los puntos de conexión donde se tengan registradas ante el ASIC, fronteras de generación de usuarios con autogeneración que entreguen excedentes al SIN, no podrán participar en el Mecanismo RD.
ARTÍCULO 3. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en la Leyes 142 y 143 de 1994 y en resoluciones vigentes, las siguientes:
Mecanismo RD: Procedimiento mediante el cual un usuario o grupo de usuarios participa mediante reducciones de demanda en la bolsa de energía en contraprestación a un incentivo económico.
Línea base de consumo, LBC: Estimación de la cantidad de energía que habría sido consumida por un usuario, durante un período determinado, en ausencia de incentivos de respuesta de la demanda. Representa el consumo de energía esperado del usuario bajo condiciones normales, que proporciona una base de comparación para medir las variaciones de consumo en respuesta a programas de respuesta de la demanda.
Representante RD: Agente que realiza la actividad de comercialización de energía.
Usuario: Usuario del servicio público domiciliario de energía eléctrica.
ARTÍCULO 4. CRITERIOS GENERALES. La participación de la respuesta de la demanda en el mecanismo transitorio que se define en esta resolución debe atender los siguientes criterios:
a) La participación por parte de los usuarios en el Mecanismo RD transitorio es voluntaria. En caso de que el usuario decida participar, la oferta de reducción que realice a través de su representante es vinculante.
b) Los usuarios participarán en el Mecanismo RD transitorio a través de un representante. Los costos de representación deben acordarse entre el usuario y su representante.
c) La participación por parte de los usuarios en el Mecanismo RD transitorio dispuesto en esta resolución no limita o afecta la libre elección del prestador del servicio.
d) El Representante RD debe suministrar información amplia, clara, suficiente, oportuna y útil al usuario para que este evalúe, de la mejor manera posible, su participación en el Mecanismo RD transitorio. De igual forma, el Representante RD debe informar de manera clara y expresa al usuario las consecuencias de los incumplimientos en los compromisos de reducción de demanda.
e) El Representante RD podrá presentar tantas ofertas como usuarios a los que representa, o menos en caso de que los agregue. En todo caso, un usuario no podrá hacer parte de más de una oferta agregada.
f) El Representante RD debe especificar cada una de las fronteras comerciales registradas ante el ASIC que se encuentran asociadas a la oferta de reducción.
g) La remuneración de la reducción de demanda, por la participación en el mecanismo RD transitorio, será consecuencia del resultado de la verificación.
h) Un usuario solo podrá participar para el mismo día en uno de los mecanismos de programas de reducción demanda establecidos en la regulación vigente.
i) Para la participación en el mecanismo RD transitorio dispuesto en esta resolución, se podrá realizar la agregación de reducciones de demanda de usuarios siempre y cuando se cumplan en cada uno de ellos los requisitos de los sistemas de medición y cálculo de la línea base de consumo.
j) El Representante RD del usuario podrá ser diferente al comercializador que le presta el servicio de energía eléctrica.
k) El Representante RD informará a los usuarios que, para tener acceso al servicio de energía eléctrica y celebrar el respectivo contrato de servicios públicos, no es obligatorio, ni una condición necesaria, participar en el Mecanismo RD transitorio.
l) Las ofertas de desconexión presentadas a través del Representante RD deberán atender lo dispuesto en el artículo 5 de la Resolución CREG 080 de 2019 o aquel que lo modifique, adicione o sustituya.
MECANISMO RD TRANSITORIO.
ARTÍCULO 5. OFERTAS DE REDUCCIÓN DE DEMANDA PARA EL MECANISMO RD TRANSITORIO. El Representante RD de un usuario o grupo de usuarios, ofertará una reducción de demanda en megavatios hora (MWh) para una semana completa (7 días) desagregada a nivel diario, iniciando el domingo.
La oferta presentada será una reducción de cero o de un valor igual o superior a un (1) MW para cada día y de un precio único, expresado en pesos por megavatio hora ($/MWh), para toda la semana.
ARTÍCULO 6. PRESENTACIÓN DE OFERTAS PARA EL MECANISMO RD TRANSITORIO. Las ofertas deberán ser presentadas por el Representante RD al CND los miércoles, antes de las 9 a.m., de la semana previa a la ejecución del compromiso de reducción de demanda, empleando el procedimiento, medios y formatos que para ello establezca el CND.
PARÁGRAFO. Excepcionalmente, la primera presentación de ofertas de reducción de demanda será el 27 de septiembre de 2024 antes de las 9 a.m. El periodo de aplicación de estas ofertas corresponderá a la semana comprendida entre el 29 de septiembre y el 5 de octubre.
ARTÍCULO 7. ACEPTACIÓN DE LAS OFERTAS PARA EL MECANISMO RD TRANSITORIO. El CND aceptará todas las ofertas cuyo precio sea inferior o igual al precio de reserva definido en el artículo 8 e informará las ofertas aceptadas a los Representantes RD a más tardar al mediodía del jueves de la semana previa a la ejecución del compromiso de reducción de demanda empleando el procedimiento, medios y formatos que para ello establezca.
El Representante RD deberá informar al Operador de Red las ofertas aceptadas por el CND, para que el agente responsable de informar el pronóstico de demanda proceda a actualizarlo para la siguiente semana.
PARÁGRAFO 1. El CND solo podrá considerar ofertas de reducción de demanda con fronteras comerciales DDV activas, con LBC mayor que cero, con equipos de medición que no se encuentren en falla y que no tengan contrato vigente de DDV para el día para el que se realiza la oferta de RD.
En todo caso, el CND podrá rechazar una oferta cuando esta afecte las condiciones de seguridad, calidad y confiabilidad en la prestación del servicio.
PARÁGRAFO 2. Excepcionalmente, la primera aceptación de ofertas de reducción de demanda será el 27 de septiembre y será informada a los Representantes RD a más tardar a las 5 p.m. de ese mismo día.
ARTÍCULO 8. PRECIO DE RESERVA PARA EL MECANISMO RD TRANSITORIO. El precio de reserva será determinado por el Comité de Expertos de la CREG e informado mediante comunicación reservada y a través de un medio seguro al CND, a más tardar al medio día de los miércoles de la semana previa a la ejecución del compromiso de reducción de demanda, y con posterioridad al cierre de recepción de ofertas. Dicha información que deberá ser tratada conforme su naturaleza.
PARÁGRAFO 1. Excepcionalmente, el precio de reserva para la primera aceptación de ofertas de reducción de demanda será informado al CND a más tardar al medio día del 27 de septiembre, y con posterioridad al cierre de recepción de ofertas de ese día.
ARTÍCULO 9. TRASLADO DE COSTOS DEL MECANISMO RD TRANSITORIO. El costo del Mecanismo RD será adicionado en el costo total de restricciones del SIN y asignado por el ASIC a prorrata de la demanda comercial a los comercializadores.
PARÁGRAFO. La CREG podrá incorporar fuentes adicionales de financiación para cubrir el costo del Mecanismo RD.
ASPECTOS OPERATIVOS DEL MECANISMO RD TRANSITORIO.
ARTÍCULO 10. LIQUIDACIÓN Y FACTURACIÓN. El ASIC debe incluir en las liquidaciones diarias y el resumen mensual, así como en la facturación mensual los resultados la participación de la demanda en los términos de las resoluciones de CREG 024 de 1995, 084 de 2007 y 157 de 2011 o aquellas que las han modificado o complementado o sustituyan.
PARÁGRAFO. El ASIC podrá realizar las reliquidaciones necesarias para incorporar los resultados de la aplicación del Mecanismo RD transitorio en las transacciones del mercado.
ARTÍCULO 11. COSTOS DE REPRESENTACIÓN. El usuario y el Representante RD acordaran libremente los costos de representación y la operación del mecanismo previsto en la presente resolución. También acordaran la forma y oportunidad para el pago al usuario por la participación en el mecanismo.
ARTÍCULO 12. REGISTRO DE LA FRONTERA COMERCIAL PARA EL MECANISMO RD TRANSITORIO. Para la aplicación del mecanismo transitorio se utilizará las fronteras de Demanda Desconectable Voluntaria (DDV) como medio para registrar y verificar la reducción de demanda.
La frontera DDV deberá estar registrada conforme a los procedimientos establecidos en la regulación para fronteras comerciales, Resolución CREG 156 de 2011 y aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan, y cumplir con lo siguiente:
a) Al momento de registro ante el ASIC, el Representante RD deberá declarar la LBC para cada tipo de día, calculada de acuerdo con lo establecido en el Anexo 1 de la Resolución CREG 101 019 de 2022 o aquella que la modifique, complemente o sustituya. No se podrá registrar una frontera DDV con LBC igual a cero (0).
b) La LBC para cada tipo de día de la frontera DDV no podrá tener un error de estimación superior al 20% respecto al valor calculado. El ASIC verificará el cálculo y el error de estimación de la LBC según lo establecido en el Anexo 1 de la presente Resolución CREG 101 019 de 2022 o aquella que la modifique, complemente o sustituya. Para el tipo día en que el error de estimación supere el 20%, la LBC será igual a cero (0).
c) El cálculo de la LBC debe ser actualizado por el ASIC siempre que hayan transcurrido más de sesenta (60) días calendario desde la última actualización, o si el Representante RD solicita actualizar el cálculo.
d) En caso de que el usuario tenga registrada más de una frontera comercial en un mismo predio o inmueble, el cálculo de la LBC se hará considerando la sumatoria de los consumos de cada una de las fronteras asociadas al predio o inmueble, el cual tendrá una única LBC. Si una persona natural o jurídica cuenta con más de un inmueble, la sumatoria de los consumos se hará de forma independiente para cada uno de los predios o inmuebles.
Los plazos para el registro de fronteras DDV serán los mismos establecidos en la regulación vigente.
PARÁGRAFO 1. Las fronteras DDV registradas al momento de la entrada en vigencia de la presente resolución podrán participar en el Mecanismo RD transitorio en cualquiera de sus etapas sin tener que realizar un nuevo procedimiento de registro.
PARÁGRAFO 2. El CND y el ASIC establecerán los formatos necesarios para el proceso de registro.
ARTÍCULO 13. REDUCCIÓN DE DEMANDA POR PARTE DEL USUARIO O USUARIOS PARTICIPANTES EN EL MECANISMO RD TRANSITORIO. El Representante RD es responsable de informar al usuario o usuarios la aceptación de la oferta realizada y la programación de la reducción de demanda.
ARTÍCULO 14. VERIFICACIÓN DE LA REDUCCIÓN DE CONSUMO. La cantidad de energía efectivamente reducida del consumo será verificada de acuerdo con lo establecido en el Anexo 2 de la Resolución CREG 101 019 de 2022 o aquella que la modifique, complemente o sustituya.
La cantidad verificada de desconexión será el mínimo entre la cantidad ofertada y la desconexión verificada según el Anexo 2 de la Resolución CREG 101 019 2022.
ARTÍCULO 15. REMUNERACIÓN POR LA PARTICIPACIÓN EN EL MECANISMO RD. La remuneración por la participación en el mecanismo corresponderá al producto de la cantidad verificada para el día y la oferta realizada por el Representante RD.
ARTÍCULO 16. INFORMACIÓN SOBRE LAS DESVIACIONES EN LAS CANTIDADES COMPROMETIDAS EN EL MECANISMO RD. El ASIC, ante una diferencia entre la cantidad ofertada y la cantidad verificada, informará al Representante RD, con fines pedagógicos, el valor del incentivo correspondiente a la desviación.
El valor informado corresponderá a la diferencia, en valor absoluto, entre las cantidades, oferta y verificada, multiplicada por 1,3 veces el precio de la oferta.
ARTÍCULO 17. REQUISITOS DE MEDICIÓN. Los sistemas de medición de los usuarios participantes en el Mecanismo RD deberán cumplir con los mismos requisitos exigidos para las fronteras comerciales de los usuarios no regulados establecidos en la Resolución CREG 038 de 2014 y aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan.
ARTÍCULO 18. INDICADORES DEL MECANISMO RD TRANSITORIO. El ASIC debe aplicar la metodología de seguimiento del Mecanismo RD que utilizó para la primera fase del mecanismo establecido en la Resolución CREG 101 043 de 2024.
El informe con los indicadores de seguimiento del Mecanismo RD transitorio será publicado por el ASIC en su página web dentro del mes siguiente a la terminación del Mecanismo RD transitorio.
ARTÍCULO 19. DELEGACIÓN. El Comité de Expertos podrá prorrogar, hasta por 1 mes más, la duración del presente Mecanismo RD transitorio. Tal decisión deberá ser informada a través de Circular de la Dirección Ejecutiva.
ARTÍCULO 20. VIGENCIA. Esta Resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y hasta el 2 de noviembre de 2024 o hasta su prórroga por parte del Comité de Expertos, si así ocurre.
PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE