CAMBIOS EN LA POLÍTICA ENERGETICA NACIONAL
El Gobierno Nacional ha proferido el Decreto 929 del 7 de junio de 2023, en el que, con respecto al Decreto 1073 de 2015, adiciona los siguientes Artículos:
2.2.3.2.1.5., Promoción de la participación ciudadana en los procesos de regulación y formulación de política pública.
2.2.3.2.2.9. Lineamientos para el aseguramiento de la prestación del servicio.
2.2.3.3.4.4.1.6. Medidas para la reducción de pérdidas en las áreas especiales.
2.2.3.2.7.1. Lineamientos para la valoración de los recursos de generación de corto plazo.
2.2.3.2.7.2. Medidas para el seguimiento y monitoreo del poder de mercado en las ofertas de precio en bolsa.
2.2.3.2.7.3. Políticas para la disminución de los costos de transacción de las coberturas en el mercado mayorista.
A su vez, modificando los siguientes Artículos del mismo Decreto:
2.2.3.2.3.5. Participación en el Mercado Mayorista.
2.2.3.2.4.9. Remuneración de excedentes de energía.
2.2.3.2.5.2. Adecuación de los mecanismos de medición a los usuarios residenciales, industriales y comerciales.
2.2.3.2.5.3. Compras de Energía para el Mercado Regulado.
Así, el Decreto 929 de 2023 dispone que el Ministerio de Minas y Energía y la CREG desarrollarán acciones para promover la participación de usuarios, vocales de control, ligas de usuarios, grupos de valor y de la ciudadanía en general, en los procesos de regulación y formulación de política pública en el sector de Energía Eléctrica.
La obligación de implementar medidas para el aseguramiento de la prestación del servicio bajo condiciones diferenciales, para usuarios en áreas especiales y situaciones de retiro del mercado de agentes comercializadores.
Impone a la CREG la obligación de establecer en un término no superior a los 12 meses posteriores a la entrada en vigencia del Decreto 929, la reglamentación del Esquema de Prestador de Última Instancia -PUI. Así mismo, la CREG diseñará los mecanismos necesarios para que, los usuarios y los agregadores -Sic- de demanda, puedan ofertar reducciones, desconexiones de demanda u otros esquemas de participación en el Mercado de Energía Mayorista, respaldar Obligaciones de Energía Firme, reducir los precios en la Bolsa de Energía o aliviar los costos de las restricciones. La remuneración de esta participación deberá realizarse cumpliendo con el criterio de eficiencia económica.
A su vez, La CREG definirá el mecanismo de remuneración de los excedentes de autogeneración a pequeña escala y el responsable de su liquidación y medición. Dicho mecanismo deberá: i) facilitar la liquidación periódica de los excedentes de energía y definir las condiciones para que los saldos monetarios a favor del autogenerador sean remunerados de forma expedita, y ii) tener en cuenta las características técnicas de la medida y la capacidad instalada del usuario.
Los esquemas de generación que utilicen Fuentes No Convencionales de Energía Renovable – FNCER, en áreas especiales, y que tengan como objetivo la reducción de pérdidas, serán considerados como Autogeneración a Pequeña Escala – AGPE, para efectos de la liquidación de los excedentes de energía. Dichos excedentes serán descontados de la facturación del área especial.
En estos casos la capacidad instalada podrá ser mayor a 5MW, siempre y cuando exista capacidad para conexión al respectivo circuito. La representación del AGPE la hará el comercializador.
La CREG analizará la factibilidad y la conveniencia de flexibilizar los requisitos de medida de los consumos de los usuarios. En el marco de lo anterior, en el caso de los sistemas de medida que registren energía activa y reactiva, la CREG deberá actualizar la regulación vigente frente a su cobro con el fin de evitar lesiones injustas a los usuarios. Para ello deberá revisar, entre otros, el cobro asimétrico de energía reactiva capacitiva e inductiva y las penalizaciones por flujo reincidente de energía reactiva.
La CREG regulará el marco aplicable a las compras de energía con destino al Mercado Regulado, con el objeto de que todos los usuarios obtengan los beneficios de la competencia en el Mercado Mayorista de Energía y disminuya su exposición a los precios de la bolsa.
En todo caso, para los mecanismos de compras de energía mediante convocatorias públicas, la regulación deberá atender las siguientes directrices: a) Propiciar la participación de los agentes generadores en las convocatorias públicas de compra de energía que realicen los agentes comercializadores para la atención de la demanda regulada. b) Promover el tratamiento equitativo entre agentes integrados y no integrados, de manera que mantengan las mismas condiciones de participación en las convocatorias. c) Velar por la celeridad en los procesos de convocatorias públicas. Para lo cual, entre otras medidas, deberán ajustar los plazos vigentes en el mecanismo de convocatorias de la Resolución CREG 130 de 2019.
Frente a pronósticos de hidrología crítica y de acuerdo con los lineamientos que defina la CREG, los agentes que tengan demanda regulada expuesta a la bolsa, deberán acoger las convocatorias públicas para la compra de energía.
Con el fin de promover una gestión eficiente en los sistemas de distribución en las áreas especiales, los Operadores de Red (OR), como encargados de ejecutar los planes de recuperación y mantenimiento de pérdidas, podrán modelar en cada uno de los circuitos asociados a las áreas especiales que estén dentro de su mercado de comercialización, esquemas de generación con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) con diferentes escenarios de penetración operativamente factibles.
En los casos en los que se identifique una relación beneficio-costo positiva para la reducción de pérdidas, los OR podrán implementar el respectivo esquema, ajustando los planes de recuperación o mantenimiento de pérdidas actualmente aprobados, sin que ello represente una modificación en el valor aprobado del plan ni en la senda de reducción de pérdidas.
En desarrollo del principio de eficiencia consagrado en el artículo 6 de la Ley 143 de 1994, con el fin de fomentar el uso eficiente de los recursos energéticos del país, así como velar por su aprovechamiento económico y sostenible, dentro de los 3 meses posteriores a la expedición del Decreto, la CREG ajustará la regulación existente.
Dentro de los 3 mes posteriores a la expedición del presente decreto, el Consejo Nacional de Operación (CNO) deberá definir la metodología técnica para determinar la capacidad de regulación de una planta de generación y la calculará para todas las plantas hídricas. Con base en esta información, el Ministerio de Minas y Energía establecerá el umbral de baja capacidad de regulación.
Como parte del reglamento de operación del Mercado de Energía Mayorista se deberán implementar procedimientos técnicos que permitan detectar, en tiempo real, el ejercicio del poder mercado de los agentes en las ofertas de energía en bolsa que presenten al Centro Nacional de Despacho, CND, así como mitigar su incidencia en el precio de bolsa.
En función del principio de eficiencia económica de que tratan el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, la CREG revisará y ajustará, dentro de los 6 meses posteriores a la expedición del Decreto, el esquema regulatorio de garantías y de limitación de suministro, con el fin de optimizar las coberturas exigidas para las transacciones en el Mercado Mayorista de Energía.