Proyecto de norma (74)
El proyecto de resolución complementa las resoluciones CREG 102 008 de 2022 y 102 009 de 2022, para regular la ejecución y remuneración de proyectos en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural (PAGN). Se busca incorporar aspectos regulatorios adicionales para infraestructura de regasificación, en línea con la modificación del Decreto 1467 de 2024, que clasifica estas infraestructuras como extensión del Sistema Nacional de Transporte (SNT). La resolución también modifica los procedimientos y fórmulas de cálculo para determinar las compensaciones por indisponibilidad y la valoración del componente PSA, asegurando una correcta remuneración y operación eficiente de las infraestructuras en el marco del PAGN. Además, regula las condiciones de acceso, uso y mantenimiento del inventario mínimo de confiabilidad en la infraestructura de regasificación y la reprogramación anticipada de fechas de entrada en operación de los proyectos. Todo ello, con el objetivo de facilitar la implementación eficiente del plan de importación y almacenamiento de gas natural, y fortalecer la seguridad energética del país.
La adición se propone para evitar que la regulación vigente obstaculice el uso eficiente de los activos durante el retiro voluntario de agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). El proyecto de resolución busca adicionar el artículo 2 de la Resolución CREG 095 de 2007 para facilitar la participación de generadores, distribuidores y comercializadores en el mercado de transmisión de energía. Este artículo establece que estas empresas pueden poseer hasta un 15% del capital social de una empresa que realice actividad de transmisión, siempre y cuando sus ingresos por esta actividad no superen el 2% del total de ingresos del Sistema de Transmisión Nacional.
La CREG busca ampliar el término para la aplicación de la medida de desviaciones para plantas variables a través de este proyecto de resolución, con el objetivo de asegurar la disponibilidad de energía durante períodos críticos, como el Fenómeno del Niño. Esta medida, que inicialmente permitió a las plantas no incurrir en desviaciones del programa de generación, se justifica por la necesidad de flexibilizar la operación de plantas de generación variable (como eólicas y solares) mientras se desarrollan reglas definitivas sobre el tratamiento de desviaciones. A través de estudios y consultas, la CREG busca establecer una metodología robusta que contemple las variaciones de generación debidas a condiciones climáticas, garantizando así una adecuada prestación del servicio eléctrico y fomentando un entorno regulatorio estable y equitativo en el mercado mayorista de energía.
El proyecto de resolución de la CREG, propone modificaciones al reglamento de operación para gestionar las desviaciones en la generación de plantas variables y en el programa de demanda. En respuesta a situaciones como el fenómeno de El Niño y con la intención de incrementar la oferta de energía, se flexibilizarán los cobros por desviaciones establecidos en la Resolución CREG 060 de 2019. Además, se añaden causales de redespacho relacionadas con cambios en la disponibilidad de recursos energéticos primarios y pronósticos de generación. Se calcularán las desviaciones horarias y se establecerán criterios para retribuir esas diferencias en la Bolsa de Energía. Las modificaciones buscan garantizar una operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) más segura, confiable y económica, fomentando la participación activa de los agentes del sector y mejorando así la respuesta ante variaciones en la oferta y la demanda de energía.
La oportunidad para llevar a cabo la subasta de asignación de las obligaciones de energía firme del cargo por confiabilidad para el periodo del 1 de diciembre de 2029 al 30 de noviembre de 2030 se fija en función de asegurar el abastecimiento de electricidad según la demanda esperada y promover la inversión en capacidad de generación y transmisión. Esta subasta se basa en el análisis previo de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) sobre la proyección de la demanda eléctrica y la necesidad de incorporar nuevos proyectos de generación que respondan a esta demanda de manera confiable. Además, se busca cumplir con los marcos regulatorios establecidos, incentivando la participación de plantas existentes y nuevas en un entorno que promueva la sostenibilidad y la reducción de emisiones. Todo esto está alineado con los objetivos de la Ley 143 de 1994, que busca garantizar un servicio eléctrico eficiente y de calidad.
La actualización de las reglas para la suscripción de contratos de respaldo para usuarios autogeneradores del Sistema de Distribución Local (SDL) y Sistema de Transmisión Regional (STR) se lleva a cabo en cumplimiento del Decreto 1403 de 2024. Este decreto modifica regulaciones previas, buscando mejorar la asignación y el uso de la capacidad de respaldo de la red eléctrica, que es crucial para garantizar la fiabilidad del suministro. Las nuevas reglas establecen criterios claros sobre la contratación de capacidad de respaldo, especialmente para autogeneradores con capacidad instalada mayor o igual a 100 kW, al tiempo que eximen a aquellos con menor capacidad de estos cargos. Esto tiene como objetivo proteger el suministro eléctrico, incentivar una autogeneración responsable y asegurar que se mantenga un servicio adecuado para todos los usuarios. Además, incluye disposiciones sobre el cálculo de costos y responsabilidades en caso de sobrepasar la capacidad respaldada, fortaleciendo así la regulación en este ámbito.
Las medidas transitorias para agilizar la asignación de capacidad de transporte se aplican a proyectos clase 1 con obligaciones en el sistema o que han cumplido trámites ambientales. La UPME podrá recibir solicitudes de asignación en cualquier fecha dentro del periodo de aplicación, que es de un año. En caso de insuficiencia de capacidad, la UPME evaluará la viabilidad de expansión. Se establecen requisitos específicos para la radicación de solicitudes, como la obtención de licencias y permisos ambientales, considerados obligatorios al momento de la solicitud. La falta de cumplimiento de estos requisitos resulta en el rechazo de la solicitud. Además, se estipula un plazo de tres a cinco meses para emitir conceptos de conexión, dependiendo de si se requiere una evaluación de expansión. La resolución tiene como objetivo mejorar la eficiencia en el proceso de asignación, responder a la demanda creciente y garantizar que los proyectos con obligaciones sean prioritarios en el sistema interconectado nacional (SIN)
El proyecto de norma establece la suspensión del plazo anual para la radicación de solicitudes de asignación de capacidad de transporte para proyectos clase 1, conforme al artículo 9 de la Resolución CREG 075 de 2021. Esta suspensión permanecerá vigente hasta que se verifiquen dos condiciones: que queden firmes todas las decisiones sobre los conceptos de conexión para las solicitudes del año 2023, y que se informe la capacidad de transporte disponible para el siguiente proceso. Una vez cumplidos estos hitos, el responsable publicará el nuevo plazo máximo para iniciar el próximo proceso, otorgando a los interesados tres meses para presentar sus solicitudes, que serán evaluadas con base en la normativa vigente. Se especifica que las solicitudes presentadas después del 6 de octubre de 2023 serán devueltas a los proyectistas para ser actualizadas y reapresentadas. La resolución no aplica para proyectos de conexión de usuarios finales.
El Proyecto de norma tiene por objeto modificar el numeral 4 del anexo de la Resolución CREG 104 001 de 2022, enfocándose en el procedimiento de cálculo y publicación de precios de referencia de venta al público para combustibles líquidos. La CREG convoca a una consulta pública durante diez días hábiles, donde se invita a agentes regulados y ciudadanos a enviar sus comentarios. Los cambios propuestos incluyen la reorganización de la estructura de fijación de precios para gasolina y ACPM, mejorando la claridad normativa. Además, se establece un proceso más riguroso para el seguimiento y publicación de precios, incluyendo documentos técnicos y circular oficial, asegurando así la transparencia y eficacia en el sector energético.
El proyecto de resolución reorganiza la estructura para la fijación de precios de gasolina motor corriente, gasolina oxigenada, y ACPM (diésel) en zonas de frontera de Colombia. Se establece que la regulación del precio de estos combustibles es responsabilidad de los Ministerios de Minas y Energía y Hacienda, mientras que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) supervisará la estructura operativa y logística de precios. Se busca mejorar la transparencia en la fijación de tarifas y manejar las dificultades de interpretación existentes. La resolución afecta a diversas actividades de la cadena de distribución, excluyendo el GLP. Se publicaron modificaciones para su consideración por diez días hábiles antes de su determinación final.
