La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) -por medio de un proyecto de resolución- busca adoptar nuevas medidas en Colombia para prevenir lo que llama “abuso de la posición dominante de los generadores que participan en la bolsa y la consecuente formación de un precio de energía en bolsa ineficiente durante el Fenómeno de El Niño 2023-2024”.
La resolución de la CREG está dirigida para aquellos agentes que realicen las actividades de generación y comercialización de energía en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), al Centro Nacional de Despacho (CND) y al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC).
Así las cosas, los precios de oferta que hacen los agentes generadores a la bolsa, de acuerdo con la Resolución CREG 025 de 1995, se ajustarán así:
Plantas térmicas:
La oferta ajustada de las plantas térmicas del día x del mes y corresponderá al menor valor entre la oferta presentada al Centro Nacional de Despacho de acuerdo con lo definido en la Resolución CREG 025 de 1995 y los costos variables de las plantas térmicas, variable CVPT.
Los ajustes se harán con base en los últimos valores declarados diariamente, en el marco del cumplimiento de la Resolución CREG 034 de 2021.
Por su parte, 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).
Hay que decir que para las plantas térmicas que han reconciliado positivamente se tomaran los valores en pesos por megavatio-hora ($/MWh) de acuerdo con lo definido en la Resolución CREG 034 de 2001.
Asimismo, 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.
Y para las térmicas que no han declarado costos de combustibles, se mantendrá la oferta presentada. Cuando tenga información, se aplicará el procedimiento definido anteriormente.
Ahora bien, en el caso de las plantas de ciclo combinado, los agentes deberán declarar el Heat Rate de cada una de las configuraciones. El Centro Nacional de Despacho definirá el medio y formato para dicha declaración.
Con esta 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.
Vale decir que 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.
Plantas variables (hidráulicas, eólicas y solares):
La oferta ajustada de las plantas variables del día X del mes y corresponderá al menor valor entre la oferta presentada al Centro Nacional de Despacho de acuerdo con lo definido en la Resolución CREG 025 de 1995 y los costos variables de las plantas variables, variable CVPV.
“La variable CVPV corresponderá al máximo valor de la variable CVPT del día d del mes m más 1 $/MWh. En caso de que se tengan ofertas ajustadas empatadas de plantas hidráulicas con embalse y con el nivel de Enficc Probabilístico -NEP-, se ordenaran considerando la diferencia entre: el nivel real del embalse (NEM) reportado al Centro. A dichas ofertas ordenadas se les incrementa el valor de 1 $/MWh a partir de la segunda planta ordenada”, dice la resolución de la CREG.
Y, una vez aplicado el procedimiento anterior, el Centro Nacional de Despacho dará aplicación al criterio de desempate definido en la Resolución CREG 025 DE 1995 para todos los recursos de generación que estén empatados.
En cuanto a las ofertas consideradas para el despacho económico, redespacho y para el despacho ideal, el Centro Nacional de Despacho y el ASIC deberán emplear las ofertas ajustadas hechas por las plantas térmicas y por las plantas variables (hidráulicas, eólicas y solares).
Cabe aclarar que, de acuerdo con la CREG, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales seguirá calculando el precio de bolsa nacional (PBN) de la manera definida en la Resolución CREG 024 de 1995.
Además, la normativa de la Comisión explica que el precio de bolsa nacional (PBNA) ajustado 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 ‘precio nacional de bolsa’.
Así las cosas, las transacciones del mercado nacional se liquidarán con la variable PBNA. Y el período de aplicación del ajuste iniciará desde la entrada en vigor de resolución de la CREG y hasta que finalice la estación de verano 2023-2024; es decir, hasta el 30 de abril de 2024.
Cálculo y asignación de la remuneración a plantas con precios por encima del precio bolsa nacional ajustado
La resolución de la CREG indica que cuando el precio de bolsa nacional (PBN) sea menor o igual al precio de escasez de activación (PEA), Resolución CREG 140 de 2017, se aplicarán las siguientes reglas:
- Remuneración de las plantas con oferta ajustada superior al PBNA.
- Plantas variables: La energía en mérito de estas plantas, descontando la energía en contratos, se remunerará al PBNA.
- 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.
- 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.
- Plantas variables: La energía en mérito de estas plantas, descontando la energía en contratos, se remunerará al PBNA.
- La diferencia entre la remuneración a las plantas térmicas y la remuneración con la variable PBNA será asignada por el ASIC a la componente de restricciones, a prorrata de la demanda comercial.
Según la CREG, el comercializador incluirá esta diferencia en el Costo Unitario de prestación del servicio, Resolución CREG 119 de 2007.
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