Resolución 014, por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE, que harán parte del Reglamento de Operación.
| Emisor | Unidades Administrativas Especiales - Comisión De Regulación De Energía Y Gas |
| Número de Boletín | 45477 |
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial de las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y
CONSIDERANDO:
Que es deber del Estado, en relación con el servicio de electricidad, abastecer la demanda de energía nacional bajo criterios económicos y viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país, de acuerdo con lo establecido en el artículo 4º de la Ley 143 de 1994;
Que para el cumplimiento del objetivo definido en el artículo 20 de la Ley 143 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas en relación con el servicio de electricidad, tiene dentro de sus funciones generales, la de asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficient e, capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, y promover y preservar la competencia;
Que la Ley 142 de 1994, en su artículo 23, inciso 3º, fijó la siguiente política en cuanto al intercambio internacional de electricidad: "La obtención en el exterior de agua, gas combustible, energía o acceso a redes, para beneficio de usuarios en Colombia, no estará sujeta a restricciones ni a contribución alguna arancelaria o de otra naturaleza, ni a permisos administrativos distintos de los que se apliquen a actividades internas de la misma clase, pero sí a las normas cambiarias y fiscales comunes";
Que la Ley 143 de 1994, en su artículo 34, asignó al Centro Nacional de Despacho- CND, las siguientes funciones:
"b) Ejercer la coordinación, supervisión, control y análisis de la operación de los recursos de generación, interconexión y transmisión incluyendo las interconexiones internacionales;
"c) Determinar el valor de los intercambios resultantes de la operación de los recursos energéticos del sistema interconectado nacional;
"d) Coordinar la programación del mantenimiento de las centrales de generación y de las líneas de interconexión y transmisión de la red eléctrica nacional";
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene la facultad legal de establecer el Reglamento de Operación, el cual incluye los principios, criterios y procedimientos para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica, de conformidad con lo señalado en las Leyes 142 y 143 de 1994;
Que mediante Resolución CREG 004 de 2003, la Comisión de Regulación de Energía y Gas estableció la regulación aplicable a las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE, la cual será parte del Reglamento de Operación, y se adoptan otras disposiciones complementarias;
Que mediante Resolución CREG 006 de 2003, la Comisión de Regulación de Energía y Gas estableció las normas sobre registro de fronteras comerciales y contratos, suministro y reporte de información, y liquidación de transacciones comerciales, en el Mercado de Energía Mayorista;
Que el CNO mediante comunicación con fecha de 31 de marzo de 2003, radicada el número E-2003-003215, emitió concepto sobre los aspectos operativos contenidos en la presente resolución, de acuerdo con el artículo 23 de la Ley 143 de 1994;
Que la CREG ha discutido con el grupo de trabajo de Organismos de Reguladores de la Comunidad Andina, GTOR, los principios contenidos en la propuesta;
Que la CREG ha considerado conveniente, después del año de transición, y al evaluar el comportamiento de las TIES en este, adoptar las medidas complementarias contenidas en esta resolución;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión número 231 del 12 de febrero de 2004, aprobó el contenido de la presente resolución,
RESUELVE:
Planeación, coordinación, supervisión y control operativo de los enlaces internacionales
El artículo 5° de la Resolución CREG 004 de 2003 quedará así:
"Artículo 5°. Determinación de la Curva Horaria de Precios de Oferta en cada Nodo Frontera para Exportación - Curva de Escalones PONEQx,i-. Para efecto de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE, el Centro Nacional de Despacho, CND, estimará horariamente una curva escalonada de Precios de Oferta para cada Nodo Frontera para Exportación, Curva de escalones PONEQx,i, la cual reflejará un precio por cada valor QX, igual a la declaración de disponibilidad realizada por los agentes generadores a la Bolsa de Energía en orden de mérit o, iniciando con un valor QX igual a la capacidad remanente del generador marginal, incrementando valores de QX hasta que cubra la capacidad máxima de exportación del enlace internacional. Cada escalón PONEQX,I de la curva deberá incluir la totalidad de costos y cargos asociados con la entrega de energía en dicho nodo frontera de exportación, como se definen en la presente Resolución.
Cada escalón PONEQxi de la Curva, se construye de la siguiente manera:
" PONEQXi = Precio_Bolsa_e,QX, + Costo_Medio_Restricciones_e + Costo_ Restric-ciones_del_Enlace_e,QX,i + Cargos_Uso_STN_e + Cargos_Uso_ STR_e,i + Cargos_Conexión_Col_QX,i + Cargos_CND_ ASIC_e, + Costo_Pérdidas_STN_e,Qx,i + Costo_Pérdidas_STR_e,Qx,i.
donde:
Precio_Bolsa_e,QX: Para la determinación del Precio_Bolsa_e,QX, el Centro Nacional de Despacho, CND, encontrará un Despacho Ideal para cada una de las veinticuatro (24) horas del Despacho, para la demanda total doméstica y para cada valor QX hasta la capacidad máxima de exportación, según lo establecido en la resolución CREG 024 de 1995, con condiciones estimadas por el CND para las variables a utilizar, así:
i) Demanda Total Doméstica más cada valor QX;
ii) Características técnicas de los recursos de generación;
iii) Disponibilidad y precio de oferta declarada por los generadores, o aquellos precios y/o disponibilidades resultantes de las modificaciones a los mismos, establecidas en la regulación vigente.
El Precio_Bolsa_e,QX corresponderá al precio marginal del anterior programa de despacho ideal, para cada QX incremental, expresado en $/kWh.
Costo_Medio_Restricciones_e: Costo estimado en $/kWh de la energía generada por restricciones del Sistema Interconectado Nacional, sin considerar las exportaciones a través de los enlaces internacionales, para cada período horario. Dichos costos incluirán además los previstos en la Resolución CREG 147 de 2001, "Por la cual se aprueba la remuneración de los activos que conforman la variante de línea entre la Subestación Guatapé y la Línea San Carlos - Ancón Sur del Sistema de Transmisión Nacional", los cuales serán suministrados por el LAC.
Dichos costos se determinarán, de conformidad con el procedimiento que se describe en el Anexo 3° de la presente resolución.
Cargos_Uso_STN_e: Costo estimado en $/kWh de los cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional, informados por el Liquidador y Administrador de Cuentas, LAC, al CND; que corresponden al último valor calculado para el Cargo por Uso del STN.
Cargos_CND_ASIC_e,QX: Costo estimado en $/kWh de los servicios por CND y ASIC asociados con una demanda QX, informados por el ASIC al CND.
Cargos_Uso_STR_e,i: Costo en $/kWh estimado de los cargos por uso del Sistema de Transmisión Regional, informados por el Liquidador y Administrador de Cuentas, LAC, al CND; que corresponden al último valor calculado para el Cargo por Uso de STR, para el Enlace Internacional i.
Costo_Rest ricciones_del_Enlace_e,QXi: Costo estimado en $/kWh de la energía generada por restricciones del SIN, asociada con la exportación a través del Enlace Internacional i, para la oferta de exportación QX, calculado conforme al procedimiento desarrollado en el Anexo 4°, considerando en forma independiente cada uno de los Enlaces Internacionales.
Cargos_Conexión_Col i,QX: Costo estimado en $/kWh, correspondiente al cargo de conexión establecido por la CREG, para el Enlace Internacional i, en el caso en que este no sea remunerado por cargos por uso. Este cargo se aplicará solo si es del caso.
Costo_Pérdidas_STN_e,Qx,i: Costo estimado en $/kWh, correspondiente al promedio de las pérdidas de energía horarias del STN calculadas por el ASIC, asignadas al enlace i, en proporción a una demanda QX. Este costo será estimado por el ASIC con información histórica.
Costo_Pérdidas_STR_e,Qx,i: Costo estimado en $/kWh, correspondiente a las pérdidas de energía horarias del STR, resultantes de la aplicación del factor de pérdidas del Nivel de Tensión del Operador de Red al cual se conecte el enlace internacional para referir la exportación al nivel de tensión de 230 kV, según la regulación vigente, asignadas al enlace i, en proporción a una demanda QX. Este costo será estimado por el ASIC con información histórica.
Parágrafo 1º. Para asegurar que se mantenga el orden de mérito, el CND verificará que la curva de Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación sea monotónicamente creciente, y de no cumplirse esta condición, se tomará como Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación, el valor correspondiente al escalón inmediatamente anterior.
La curva de Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación deberá estar expresada en Dólares de los Estados Unidos de Norte América, por MWh, para tal fin el Centro Nacional de Despacho, CND, empleará la Tasa Representativa de Mercado, TCRM, del día inmediatamente anterior al cual se realiza el Despacho Programado, o la última TCRM vigente, publicada por la Superintendencia Bancaria.
Parágrafo 2º. Hasta junio 30 de 2003, el número máximo de incrementos de cantidades QX a considerar en la...
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