Luego de un proceso de consulta pública, en el que se recibieron comentarios de unas 28 empresas y agentes del mercado, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) finalmente publicó la Agenda Regulatoria Indicativa 2021 (ver en línea).
Se trata de una hoja de ruta que anticipa los ejes en materia energética que se abordarán durante este año. Hay aspectos prioritarios y secundarios del área eléctrica, gas natural, combustibles líquidos y GLP.
Cargo por Confiabilidad
Entre los más prioritarios del segmento eléctrico, pueden destacarse dos que corresponden a la temática de Cargo por Confiabilidad.
Por un lado, la ‘Revisión de la regulación del proceso de subastas’, que tiene que ver con la asignación de obligaciones de energía firme (OEF).
El proyecto corresponde al ajuste en la regulación del Cargo por Confiabilidad, en los siguientes temas:
i) procedimientos que se aplican en el Cargo por Confiabilidad para adelantar las subastas de OEF, teniendo en cuenta los resultados del estudio «Optimización del proceso operativo de subasta OEF»;
ii) ajustes de la redacción para mitigar riesgos jurídicos teniendo en cuenta el estudio «Posibles riesgos jurídicos de las modificaciones introducidas a la regulación del Cargo por Confiabilidad»;
iii) armonización del esquema de las auditorias de los diferentes combustibles utilizados como respaldo de las OEF.
La intención de la CREG es que esta medida salga a consulta durante el primer trimestre y se apruebe en la segunda parte del año.
Por otro lado, los ajustes a las metodologías de Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC) y asignación de OEF.
Tiene que ver con Revisar las reglas para calcular la energía firme para el Cargo por Confiabilidad de las tecnologías hidráulica, solar y eólica (Resoluciones CREG 071 de 2006, 167 de 2017 y 201 de 2017).
Para dicho ajuste se considerarán los resultados del estudio de consultoría realizado sobre el tema en el año 2020. Se actualizarán las metodologías con miras a cuantificar mejor la energía firme de estas plantas.
Revisión de las reglas de asignación de OEF: se pretende analizar tres objetivos específicos:
1) Definir el esquema de competencias de las plantas existentes, para lo cual se contratará un estudio donde para alcanzar este objetivo;
2) Definir el esquema de asignación de plantas térmicas con suministro de combustible a través de infraestructuras de importación; y
3) Identificar el año o inicio del periodo de vigencia de obligaciones de energía firme que requiere una subasta de expansión del Cargo por Confiabilidad.
Esta política se abordará en consulta pública durante el segundo semestre del 2021.
Mercado Mayorista
Entre las principales medidas de este segmento, el Gobierno atenderá a la Revisión de las reglas de las plantas no despachadas centralmente (PNDC).
“El propósito es alinear la remuneración de las PNDC según los compromisos de energía firme que estas plantas puedan ofrecer al sistema, de tal manera que se eviten distorsiones o tratamientos diferenciales en el mercado de energía mayorista. Alineación que se pretende aplicar a las PNDC futuras y a las existentes, donde a estas últimas se les analizará cómo debe ser su periodo transitorio para alcanzar el propósito mencionado”, explican desde la CREG.
Se espera que se lance a consulta pública durante el primer semestre del año y que se apruebe en la segunda parte del año.
Otro aspecto es el despacho vinculante y mercado intradiario. “El proyecto corresponde a la definición de las reglas para la modernización del mercado de energía mayorista de tal forma que se redefinen el mercado de corto plazo, los servicios complementarios y la participación activa de la demanda en la formación de los precios de bolsa”, indica la CREG.
Y puntualiza: “El trabajo se apoya en los estudios: i) Despacho Vinculante y Mercado Intradiario, ii) Servicios Complementarios y co-optimización, y iii) Simulación Despacho vinculante, mercado intradiario y servicios complementarios.
Se definirán las reglas para migrar a un mercado con las siguientes características: i) participación de la demanda, ii) definición de compromisos previos a la operación: mercado del día anterior y sesiones intradiarias, iii) mitigación de oferta ex ante, iv) despacho co-optimizado, v) pago de desviaciones, vi) mercado ampliado de generadores, y vii) mercado servicios complementarios: secundario, terciario y arranque autónoma”.
La medida se pondría a consulta pública y se aprobaría a lo largo de este semestre.
Otro aspecto es el de la revisión reglas de autogeneración y generación distribuida, medida que ya se lanzó a consulta pública durante el 2020 y que se reglamentaría en los próximos meses.
Se trata de la revisión de las reglas que rigen la integración de recursos de autogeneración a pequeña escala y generación distribuida de que trata la Resolución CREG 030 de 2018.
“Esta revisión se realizará debido a las múltiples quejas de los usuarios sobre la aplicación de la norma y presuntas barreras al solicitar puntos de conexión y por las inquietudes manifestadas por los agentes en la aplicación de la misma”, informan desde la CREG.
En definitiva “se analizará y buscará mejorar temas como sistemas de información, procedimientos técnicos relacionados con la conexión de usuarios, requisitos técnicos, reglas de comercialización, tratamiento de excedentes y la generación en el mercado mayorista, traslado a los usuarios finales por compras obligatorias de AGPE y GD”, señalan desde la entidad regulatoria.
Otro punto importante será el de Mecanismos de comercialización ‘Res 114/18’, es decir, los que pretenden estandarizar contratos entre privados que involucren a los usuarios regulados.
La Agenda 2021 puntualiza sobre el modelo de Derivex y anticipa que a lo largo de este primer semestre se publicaría la normativa.
Entre los puntos más destacados de los temas de revisión del Mercado Mayorista, está el de código de medida de hidroeléctricas.
Se trata de Estudiar y ajustar las reglas para la declaración de las variables asociadas al despacho de centrales hidroeléctricas así como los procesos de medición, adquisición de la información hidrológica y modelación relativos a las series de caudales hidrológicos utilizadas en los procesos, cálculos y análisis en el SIN y estimación dentro de la operación del SIN.
La medida saldrá a consulta pública y se aprobará en estos primeros seis meses del año.
Mercado Minorista
Entre los temas más importantes se encuentra el de infraestructura de medición avanzada (AMI, por sus siglas en inglés).
Fue un tema debatido el año pasado y que espera una resolución definitiva este semestre sobre estos puntos:
i) Expedición de regulación de consulta con el diseño de la actividad de Gestión independiente de Datos e Información, para lo cual se tiene previsto el desarrollo de un contrato que permita revisar detalles de implementación,
ii) Expedición de la regulación de consulta tendiente a modificar la metodología de comercialización de energía eléctrica (tema que está considerado de manera independiente en la agenda 2021),
iii) Expedición de la regulación de consulta tendiente a ajustar la fórmula de costo unitario de prestación del servicio para organizar la remuneración de AMI.
Además, saldrá a consulta una definición de cronograma de intervención de la regulación a ser modificada para armonizar la regulación definitiva de AMI con el esquema regulatorio vigente. Se podría aprobar en el segundo semestre.
Por otra parte, saldrá a consulta pública en la segunda parte del año un reglamento de comercialización. Se propone revisar aspectos relativos al Reglamento de Comercialización, para ajustarlos a las nuevas necesidades del mercado minorista, teniendo en cuenta además los cambios que se anticipan con el nuevo diseño del mercado mayorista.
Del mismo modo, se publicará a consulta una metodología de remuneración de la comercialización. Tiene que ver con actualizar la metodología de remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados considerando las bases conceptuales publicadas mediante la Resolución CREG 155 de 2019, los comentarios recibidos y los desarrollos regulatorios en el despliegue de la infraestructura de medición avanzada.
