Proyecto de norma (134)
El Proyecto de Resolución CREG 701 de 2025 regula la actividad de los Productores Marginales (PM) y usuarios con activos de generación embebidos, definiendo su participación en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). Establece que los PM pueden consumir y suministrar energía a usuarios vinculados económicos mediante redes privadas, siempre cumpliendo con normas técnicas (RETIE) y seguridad operativa. Los Productores Marginales (PM) y sus agentes comerciales asumen responsabilidades en la medición, cálculo de líneas base de consumo y liquidación, aplicando artículos de resoluciones previas (CREG 024 de 2015, 101 de 2022). Además, usuarios vinculados pueden tener generación solo para autoconsumo sin excedentes. La regulación fija derechos, deberes y procedimientos para garantizar una operación eficiente, transparente y segura, diferenciando claramente las fronteras de generación y comercialización, y optimizando la participación en el mercado mayorista
La propuesta de resolución modifica la Resolución CREG 101-020 de 2022 principalmente en la metodología de evaluación del mecanismo de comercialización en el Mercado de Energía Mayorista (MEM). Los ajustes buscan atender las inquietudes de los participantes como DERIVEX y CRCC, quienes señalaron que los indicadores de representatividad y de participación exigían incrementos excesivos y poco realistas, afectando la maduración del mecanismo. Se redefine la fórmula para el cálculo de indicadores, específicamente el denominador del indicador de representatividad de participantes, tomando en cuenta solo los agentes activos en el mecanismo frente a los agentes activos en el MEM durante los últimos 12 meses, con el fin de reflejar mejor las condiciones de mercado.
El objetivo del proyecto de norma es establecer las fórmulas tarifarias generales que deben aplicar los comercializadores minoristas para determinar el costo de prestación del servicio público domiciliario de gas natural por redes de tubería a usuarios regulados. Estas fórmulas buscan garantizar la transparencia, eficiencia económica, y trazabilidad de los costos trasladados a los usuarios, asegurando además la adecuada información y publicidad de las tarifas y cargos aplicables en los mercados relevantes de comercialización donde se presta el servicio.
El Proyecto de Resolución corrige errores graves de cálculo en la fórmula contenida en el artículo 16 de la Resolución CREG 102 003 de 2022, relativa a la determinación de impuestos, tasas y contribuciones que se remuneran en el componente variable del costo de comercialización minorista de gas combustible a usuarios regulados. La CREG busca ajustar dicha fórmula para reflejar correctamente estos costos. La corrección asegura una debida aplicación de criterios tarifarios y la suficiencia financiera del servicio. Se convoca a los agentes regulados, usuarios, autoridades y demás interesados a presentar comentarios en un plazo de diez días hábiles.
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.
