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Este viernes, se conoció que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), publicó para comentarios el proyecto de resolución para intervenir los precios de energía en bolsa.
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“Por la cual se adoptan reglas transitorias en el precio de bolsa del Mercado de Energía Mayorista durante el período del Fenómeno de El Niño” explica el proyecto.
Así las cosas, se aprobó someter a consulta pública el documento por el término de cinco (5) días calendario contados a partir del día siguiente a su publicación.
“Se invita a los usuarios, agentes, autoridades locales municipales y departamentales competentes, demás interesados y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro del plazo establecido.
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”, agrega.
Este proyecto de resolución, busca adoptar medidas para prevenir el abuso de la posición dominante de los generadores que participan en la bolsa de energía y la consecuente formación de un precio de bolsa ineficiente durante la ocurrencia del Fenómeno de El Niño en el período 2023-2024.
“La presente disposición está dirigida para aquellos agentes que realicen las actividades de generación y comercialización en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), al Centro Nacional de Despacho (CND) y al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC).
El período de aplicación del ajuste iniciará desde la entrada en vigencia de la presente resolución y hasta que finalice la estación de verano 2023-2024, es decir, hasta el 30 de abril de 2024″, puntualiza.
No obstante lo anterior, la CREG podrá prorrogar o finalizar de manera anticipada la aplicación de la resolución, si las condiciones del SIN así lo
ameritan.
De esta manera, los precios de oferta que hacen los agentes generadores a la bolsa, de acuerdo con la Resolución CREG 025 de 1995, se ajustarán así:
La oferta ajustada de las plantas térmicas del día (d) del mes (m) corresponderá al menor valor entre la oferta presentada al CND de acuerdo con lo definido en la Resolución CREG 025 de 1995 y los costos variables de las plantas térmicas, variable CVPT. La variable CVPT del día d del mes m corresponderá a lo siguiente:
a. Se consideran los últimos valores declarados diariamente, en el marco del cumplimiento de la Resolución CREG 034 de 2021.
b. Los costos variables corresponderán a: Costo de Suministro de Combustible (CSC), Costos de Transporte de Combustible (CTC), Costo de Operación Mantenimiento (COM) y Otros Costos Variables (OCV).
c. Para las plantas térmicas que han reconciliado positivamente se tomaran los valores en $/MWh de acuerdo con lo definido en la Resolución CREG 034 de 2001.
d. Para las plantas térmicas que no han reconciliado positivamente, los valores de combustible en $/MWh se determinarán con la información operativa de la planta: cantidades de combustible y
generación.
e. Para plantas térmicas que no han declarado costos de combustibles, se mantendrá la oferta presentada. Cuando tenga información, se
aplicará el procedimiento definido anteriormente
f. En el caso de las plantas de ciclo combinado, los agentes deberán declarar el Heat Rate de cada una de las configuraciones. El CND definirá el medio y formato para dicha declaración. Con dicha información y los costos declarados en el marco de la Resolución CREG 034 de 2001, el CND determinará los costos variables del combustible en $/MWh para cada configuración.
La suma de los costos variables en $/MWh, señalados anteriormente para cada caso, se les incrementará por un factor de 1,05. El valor obtenido será redondeado al entero más próximo.
A su vez, el CND y el ASIC deberá emplear tanto para el despacho económico como para el despacho ideal, las ofertas ajustadas. El ASIC seguirá calculando el precio de bolsa nacional (PBN) de la manera definida en la Resolución CREG 024 de 1995.
El precio de bolsa nacional ajustado (PBNA) será de 532 $/kWh. En caso de que no haya generación térmica en mérito en el despacho ideal la variable PBNA será igual a la variable PBN. Las transacciones del mercado nacional se liquidarán con la variable PBNA.
Por su parte, cuando el precio de bolsa nacional (PBN) sea menor o igual al precio de escasez de activación (PEA), se aplicarán las siguientes reglas:
a. Plantas variables: La energía en mérito de estas plantas, descontando la energía en contratos, se remunerará al PBNA.
b. Plantas térmicas: La energía en mérito de estas plantas, descontando la energía en contratos, se remunerará con el último valor calculado de: Costo de Suministro de Combustible (CSC), Costos de Transporte de Combustible (CTC), Costo de Operación Mantenimiento (COM) y Otros Costos Variables (OCV). La suma de dichos factores se incrementará en 1,05. Los costos de arranque – parada (CAP) se remuneran en la medida que se haya dado el arranque en la operación real y no está remunerado por reconciliación positiva.
c. Cubrimiento de contratos: A cada agente generador, el ASIC le ordenara sus recursos de generación en mérito de acuerdo con las ofertas ajustadas de que trata el artículo 4, para establecer el cubrimiento de contratos.
El ASIC hará los ajustes a la liquidación para que el recurso de generación que reconcilie negativamente, Resolución CREG 034 de 2001, devuelva la remuneración que se haya realizado.
Durante la aplicación de lo señalado en esta resolución se seguirán las siguientes reglas en relación con el cargo por confiabilidad:
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i. Las Obligaciones de Energía Firme- OEF- serán exigibles a cada generador con obligaciones con el cargo por confiabilidad, cuando el precio bolsa nacional (PBN) sea superior al precio de escasez de activación (PEA).
ii. Las desviaciones de OEF serán liquidadas de acuerdo con las reglas de las Resolución CREG 071 de 2006, considerando el PBN.
iii. Las transacciones del mercado nacional se liquidarán con la variable PBNA.
iv. Para las transacciones de compra y venta en la bolsa que se realicendurante las horas en las cuales el PBN supera el PEA, la diferencia entre la remuneración al precio de escasez ponderado (PEp) y la remuneración a la variable PBNA, será asignada al componente de restricciones del Costo Unitario de prestación del servicio, como lo establece la Resolución CREG 119 de 2007, a prorrata de la demanda comercial.
v. Las demás reglas del cargo serán las previstas en la regulación vigente.
De acuerdo con Alejandro Lucio, director Ejecutivo de Óptima Consultores, “es absurdo tratar de forzar la generación hídrica con un precio sacado de la manga en pleno evento de escasez. Es agotar las reservas a las malas, lo que nos va a acercar más a un racionamiento. Un control de precios que independientemente busque favorecer a los usuarios lo que va es a agotar las reservas hídricas a las malas incrementando sustancialmente el riesgo de racionamiento”.
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