CREG - Resolución 32 de 2008

Republica de Colombia Ministerio de Minas y Energia COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS RESOLUCIÓN No. 032 DE 2008 ( 2 7 MAR. 2008 ) Por la cual se modifica parcialmente el Anexo 4 de la Resolución CREG 004 de 2003. LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994

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 eficiente, 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 3°, 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

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 mediante Resolución CREG 004 de 2003, la Comisión de Regulación de Energia y Gas estableció la regulación aplicable a las TransaccionesRESOLUCIÓN No. _9 3 2 DE 27 HAP 7m HOJA No. 2/7 Por la cual se modifica parcialmente el Anexo 4 de la Resolución CREG 004 de 2003. Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-, la cual hará 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 mediante Resolución CREG 014 de 2004, la Comisión de Regulación de Energía y Gas estableció normas complementarias a la Resolución 004 de 2003 sobre Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo — TIE, que harán parte del Reglamento de Operación; Que mediante la Resolución CREG 060 de 2004, la Comisión de Regulación de Energía y Gas modificó la Resolución CREG 004 de 2003, en relación con la Asignación de las Rentas de Congestión;

Que mediante la Resolución CREG 060 de 2004, la Comisión de Regulación de Energía y Gas modificó la Resolución CREG 004 de 2003, en relación con la Asignación de las Rentas de Congestión; Que mediante la Resolución CREG 080 de 2007, la Comisión de Regulación de Energía y Gas estableció normas sobre operación de los embalses del Sistema Interconectado Nacional, con relación a que el recurso hidráulico cuyo volumen está por debajo del Volumen ENFICC, su precio de oferta está por fuera de mérito y no se encuentra disponible para reemplazar generación destinada a cubrir demanda doméstica, tampoco debe estar disponible para reemplazar generación en el país destino de la exportación; Que con la entrada en operación del proyecto Betania — Altamira - MocoaJamondino — Pomasqui 230 kV, se considera necesario modificar la metodología actual para el cálculo de la variable Costo de Restricciones del Enlace, establecida en el Anexo 4 de la Resolución CREG 004 de 2003, ya que se amplía la capacidad de la interconexión existente entre Colombia y Ecuador de 250 MW hasta 500 MW y se aumenta el número de incrementos de cantidades QX a considerar en la curva de Precio de Oferta del Nodo Frontera para Exportación; Que en cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 9 del Decreto 2696 de 2004, la Comisión publicó en su página Web, el 6 de febrero de 2008, la Resolución CREG 006 de 2008 mediante la cual se hizo público el proyecto de resolución con el cual se propuso modificar parcialmente el Anexo 4 de la Resolución CREG 004 de 2003, con el propósito de recibir observaciones o sugerencias sobre la propuesta;

CREG 006 de 2008 mediante la cual se hizo público el proyecto de resolución con el cual se propuso modificar parcialmente el Anexo 4 de la Resolución CREG 004 de 2003, con el propósito de recibir observaciones o sugerencias sobre la propuesta; Que a la anterior invitación respondieron las siguientes entidades dentro del plazo previsto: XM, radicado CREG E-2008-001003, ISAGEN radicado CREG E2008-001121 y GECELCA radicado CREG E-2008-001131; Que los comentarios recibidos en la CREG fueron considerados para la expedición de la presente resolución y su respectivo análisis se presenta en el documento CREG 028 de 2008; Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 366 del 27 de marzo de 2008, acordó expedir la presente Resolución;RESOLUCIÓN No. 032 pe 2? MAR. 2008 HOJA No. 3/7 Por la cual se modifica parcialmente el Anexo 4 de la Resolución CREG 004 de 2003.

RESUELVE:

Artículo 1. Modificación del Anexo No 4 de la Resolución CREG 004 de

2003. El Anexo No 4 de la Resolución CREG 004 de 2003, modificado mediante

la Resolución CREG 014 de 2004, quedará asi:

“ANEXO No. 4

Costo_Restricciones_del Enlace e,QX,i: Costo de la energía generada por restricciones del SIN, asociada con la exportación a través del Enlace Internacional i, para la oferta horaria de exportación QX, 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 i.

Internacional i, para la oferta horaria de exportación QX, 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 i. El Costo de Restricciones del Enlace se calculará para los valores Qmedio y Qmax con base en lo descrito en el literal A de este Anexo y se utilizará una metodología de linealización para obtener el Costo de Restricciones del Enlace asociados con los otros incrementos QX. Para los QX entre el inicial y el que contiene el Qmedio se utilizará lo descrito en el literal B y para los QX restantes lo establecido en el literal C de este Anexo. El Costo de Restricciones del Enlace asociado con el último incremento QX debe ser igual al Costo de Restricciones del Enlace calculado para el incremento que contiene el Qmax.

A. El Costo de Restricciones del Enlace se determinará para cada periodo horario y para la cantidad Qmax, igual a la capacidad máxima de exportación del enlace internacional i, y para una cantidad Qmedio, igual a la mitad de la capacidad máxima de exportación del enlace i en el periodo k,

de conformidad con el siguiente procedimiento:

1. Se realiza un Despacho Programado considerando la Demanda Total

Doméstica.

2. Para las cantidades Qmax y Qmedio, se calcula un Despacho Ideal.

3. Para las cantidades Qmax y Qmedio, se calcula un despacho programado, tomando como referencia el Despacho Programado Preliminar para la demanda total doméstica.

4. Para cada recurso j, periodo k y para las cantidades Qmax y Qmedio, a

programado, tomando como referencia el Despacho Programado Preliminar para la demanda total doméstica.

4. Para cada recurso j, periodo k y para las cantidades Qmax y Qmedio, a

exportar por cada enlace i, se determina:RESOLUCIÓN No. 03 2 DE 27 Kid 2008 HOJA No. 4/7 Por la cual se modifica parcialmente el Anexo 4 de la Resolución CREG 004 de 2003.

Donde: QX:

PRR;: Precio_Bolsa_ gx: Qprog ¡1 ox: Qideal ¡¡ox: calcula: Entonces, Pref Crencla y sax = Preferencia |; i ox:

1. Si (Qpr 085: ax 7 Qideal ,; oy) = 0

Entonces, Preferencia ; , qx = MGx(PRR,,Precio_Balsa oy) ii, Si(Qprog,;ox— Qideal ;; ov) <0 _ (Precio_Bolsa py + Pof,) 2 Corresponde a las cantidades Qmax y Qmedio Promedio ponderado horario del precio de reconciliación positiva, informado por el ASIC al CND. Para cada generador hidraulico se tomara el periodo correspondiente a la última semana de liquidación para cada recurso, en la que se hayan aplicado dichos valores. Para cada generador térmico se tomarán las variables CSC, CTC, COM y OCV de la última semana de liquidación. Para la variable CAP, aplicada a la maxima disponibilidad declarada para el despacho programado, cuyo valor se distribuirá entre la generación de seguridad resultante del despacho programado. El PRRj a aplicar deberá ser el menor valor entre el calculado con este procedimiento y el Precio de Oferta para el recurso 3.

programado, cuyo valor se distribuirá entre la generación de seguridad resultante del despacho programado. El PRRj a aplicar deberá ser el menor valor entre el calculado con este procedimiento y el Precio de Oferta para el recurso 3. Precio de referencia para el recurso j para una cantidad de exportación QX por el enlace i. Precio marginal del Despacho Ideal para una cantidad de exportación QX. Generación del recurso j del Despacho Programado para una exportación QX por el enlace i en el periodo k. Generación del recurso j del Despacho Ideal para una exportación QX por el enlace i en el periodo k.

5. Para cada Despacho Programado calculado en el Paso 3, considerando los

Precios de Referencia calculados en el Paso 4, y para cada enlace i, seRESOLUCION No. 032 DE 2 7 MAR. 7008 HOJA No. 5/7 Por la cual se modifica parcialmente el Anexo 4 de la Resolución CREG 004 de 2003. n 51

Donde: QX:

k: CostoResticDomésticas_k:

CostoRestic i ox k: Qprogj i ox:

Qideal; ¡ox:

Preferencia ji QX: siguiente fórmula: Costo_Restricciones_del_Enlace_e py ;k = CostoRestric; ox_k — CostoRestricDomésticas_k OX CostoRestric; gx_k = Y (aprog yiox — Qideal,, 9 x) x Preferencia; : ox Número de recursos de generación necesarios para atender la Demanda Total Doméstica más la Exportación QX por el enlace i.

Corresponde con las cantidades Qmax y Qmedio Periodo del Despacho Programado.

Número de recursos de generación necesarios para atender la Demanda Total Doméstica más la Exportación QX por el enlace i. Corresponde con las cantidades Qmax y Qmedio Periodo del Despacho Programado. Costo de las Restricciones para el periodo k, para la demanda total doméstica, calculado con el procedimiento descrito para Costo Medio _Restricciones k (Anexo 3). Costo de las Restricciones considerando una TIE de exportación QX por el enlace i. Generación del recurso j en el periodo k del Despacho Programado para una TIE de exportación QX. Generación del recurso j en el periodo k del Despacho Ideal para una TE de exportación QX. Precio de referencia para el recurso j para una cantidad de exportación QX por el enlace i.

B. El Costo de Restricciones del Enlace i se determinará para cada periodo k y para las cantidades que se encuentran entre el QX del primer incremento

hasta el QX que contiene la cantidad Qmedio, de conformidad con laRESOLUCIÓN No. 032 DE 2/7 MAR. 2008 HOJA No. 6/7 Por la cual se modifica parcialmente el Anexo 4 de la Resolución CREG 004 de 2003.

Donde: CRAE e oxs ik:

CRAE € omedio i K:

Donde: CRAE e oxs ik:

CRAE_€ omedio i K: CRAE € max ¡ k: CRAE € ox, «k= CRAE _@ on aig i-K + 5_, 0X CRAE_@ ox, ;-K = Sei 0% CRAE € medio. ik Omedio Costo de Restricciones del Enlace i, para el

CRAE € ox, «k= CRAE _@ on aig i-K + 5_, 0X CRAE_@ ox, ;-K = Sei 0% CRAE € medio. ik Omedio Costo de Restricciones del Enlace i, para el periodo k y para la cantidad QXs Costo de Restricciones del Enlace i, para el periodo k y para la cantidad Qmedio Número del incremento QX (número entero desde 1 hasta el número del incremento QX que contiene la cantidad Qmedio) Número del incremento QX para el que se calcula el CRAE

C. El Costo de Restricciones del Enlace se determinará para cada periodo horario y para las cantidades QX que se encuentran a partir del incremento QX posterior al que contiene el Qmedio y hasta la cantidad Qmax, de conformidad con la siguiente fórmula: . ¡DA Qu) ~ O medio x (ERAE € q, ¡de —CRAE_eg Lk! O medic soma vimanas Costo de Restricciones del Enlace i, para el periodo k y para la cantidad QXs Costo de Restricciones del Enlace i, para el periodo k y para la cantidad Qmedio Costo de Restricciones del Enlace i, para el periodo k y para la cantidad Qmax Número del incremento QX (número entero desde 1 hasta el número del incremento QX que contiene el Qmax) Número del incremento QX para el que se calcula el CRAE Artículo 20. Vigencia. Esta resolución rige a partir de la fecha de declaración

de entrada en operación comercial, informada por el CND, de la linea032 DE RESOLUCION No. 27 MAR 2008 HOJA No. 7/7 Por la cual se modifica parcialmente el Anexo 4 de la Resolución CREG 004 de 2003.

de entrada en operación comercial, informada por el CND, de la linea032 DE RESOLUCION No. 27 MAR 2008 HOJA No. 7/7 Por la cual se modifica parcialmente el Anexo 4 de la Resolución CREG 004 de 2003. Oficial. Dada en Bogotá, D.C., 27 MAR. 2008 _-MANUEL MAIGUASHCA OLANO _’ Wicemipi$tro de Minas y Energía / Delegado del Ministro de Minas y Energía Presidente Jamondino - Pomasqui 230 kV, cuyo tramo Colombiano hace parte del proyecto Betania — Altamira — Mocoa — Jamondino — Frontera con Ecuador 230 kV, y deroga las normas que le sean contrarias. Artículo 30. Publicación. Esta resolución deberá publicarse en el Diario PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE irector Ejecutivo