CAMBIOS DE REGULACIÓN EN EL SECTOR PRIMER SEMESTRE DE 2011

Transcripción

1 CAMBIOS DE REGULACIÓN EN EL SECTOR PRIMER SEMESTRE DE 2011 ELECTRICIDAD Durante el primer semestre de 2011 la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG- fue la encargada de expedir gran parte de las normas que tuvieron impacto directo sobre ISAGEN, las cuales en su mayoría estuvieron relacionadas con las Asignaciones de Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad y la opción de gas natural importado para respaldar dichas Obligaciones. Adicionalmente la CREG presentó el marco regulatorio aplicable a los Intercambios Internacionales de Energía y Confiabilidad entre Colombia y Panamá, al mismo tiempo que su homónimo en Panamá publicó la normatividad requerida en el tema para dicho país. Circular CREG 020 de 2011, publicó los parámetros de todos los agentes y aclaraciones de los mismos, siguiendo los plazos establecidos en la reglamentación y se resalta el hecho que las plantas: Merilectrica, Flores I, Flores 4, Tebsa, Termocentro, Proelectrica, Termosierra y Termocandelaria declararon dentro de sus posibles opciones de combustible, el gas natural importado. En la declaración del también se declararon parámetros para las plantas Quimbo y Sogamoso. Resolución CREG 003 de 2011, modificó la Resolución CREG 181 de 2010 relacionada con la utilización de combustibles líquidos como respaldo del Cargo por Confiabilidad, en lo referente a la entrega del documento de logística por parte de los agentes con plantas que ya tuvieran asignación de obligaciones así: Si el inicio del Período de Vigencia de la Obligación con combustible líquido se da antes del 29 de diciembre de 2011 (obligaciones y ), se entiende que el agente ya debió haber entregado los contratos de suministro y por lo tanto deberá entregar el documento de logística de abastecimiento antes del 14 de junio de Si el inicio del Período de Vigencia de la Obligación con combustible líquido es después del 29 de diciembre de 2011 (obligaciones en adelante), se entiende que el agente debe entregar el contrato un año antes del inicio del Periodo de Vigencia de la Obligación y por lo tanto deberán entregar en esa misma fecha el documento de logística de abastecimiento. Teniendo en cuenta que ISAGEN cambió el combustible que respalda las obligaciones del periodo , sus obligaciones con combustible líquido comienzan el 01 de diciembre de Resolución CREG 055 de 2011, desde que se iniciaron las conversaciones entre los gobiernos de Panamá y Colombia y se suscribió el Acta de Intención en agosto de 2008, donde se establecieron los lineamientos que permitieran la interconexión y los intercambios de energía entre ambos países, el Proyecto ha considerado para su viabilización y desarrollo, el acoplamiento y cumplimiento de la normatividad de cada país.

2 En marzo de 2009 la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos ASEP- de Panamá y la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG- de Colombia, suscribieron un acuerdo para desarrollar coordinadamente una armonización regulatoria de ambos países, el cual llevó a la expedición de propuestas regulatorias necesarias que formularan la normatividad que finalmente se debía implementar en cada país. Así, el pasado 14 de junio, ASEP publicó las Resoluciones 4507 y 4508 de 2011, mediante las cuales se aprueban respectivamente los criterios regulatorios para el Diseño de Subasta de Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de la Línea de Interconexión Colombia Panamá y los criterios y procedimientos para realizar intercambios de energía y potencia firme entre Colombia y Panamá y los Requisitos para participar como Agente de Interconexión Internacional en el Mercado Mayorista de Electricidad de Panamá. Al día siguiente la CREG publicó la Resolución 055 de 2011, mediante la cual se estableció el marco regulatorio aplicable a los Intercambios Internacionales de Energía y Confiabilidad entre Colombia y Panamá, como parte del Reglamento de Operación. Para Colombia, se estableció que aquellos agentes nacionales que quieran participar en el mercado de Panamá, deberán constituirse como Agentes de Interconexión Internacional en ese país y estar debidamente registrados ante las autoridades correspondientes, de acuerdo a su regulación. Igualmente, se determinó que los Generadores y Comercializadores, en el caso de Colombia, y los Generadores, Cogeneradores, Autogeneradores y Agentes de Interconexión Internacional, en el caso de Panamá, podrán realizar transacciones de Potencia Firme y/o Energía de largo plazo en los dos países. Los intercambios de energía referidos a las transacciones de corto plazo serán el resultado de la aplicación de un modelo de Despacho Coordinado Simultáneo entre Colombia, Panamá y Ecuador, para lo que se requiere ajustar los horarios actuales de Despacho de cada uno de los países, pues se dispone que para el caso de Colombia pasa de las 8:00 am a las 7:00 am. Sin embargo, si bien se trata de una resolución definitiva, algunos aspectos claves serán desarrollados en documentación posterior como son: El diseño de la Subasta que estará a cargo de la compañía binacional Interconexión Colombia Panamá ICP-. El Procedimiento para calcular el equivalente entre la potencia firme y la energía firme entre los países, que será desarrollado en una resolución aparte. El Acuerdo Operativo que será responsabilidad del CND, quien deberá desarrollar el documento para aprobación de la CREG. El Acuerdo Comercial que será responsabilidad del ASIC, quien deberá desarrollar el documento para aprobación de la CREG. El procedimiento de limitación de suministro y de retiro del mercado, para los agentes que ostenten los DFACI ajustado por la CREG. El Mecanismo para solución de conflictos que deberá ser incluido por el CND y el ASIC en los Acuerdos Operativo y Comercial, respectivamente.

3 Resolución CREG 087 de 2011, modificó el cronograma para el reporte de información por parte de quienes deseen ser habilitados para participar en la asignación de obligaciones de energía firme para el período 1 de diciembre de 2014 a 30 de noviembre de 2015, para hacerlo consistente con la resolución definitiva de la opción de gas natural importado para respaldar Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad. Dada la situación de abastecimiento de combustibles, se ha encontrado conveniente hacer primero la asignación de las Obligaciones de Energía Firme para el período diciembre de 2015 a noviembre de 2016 mediante la subasta y posteriormente la asignación de las Obligaciones de Energía Firme para el período diciembre de 2014 a noviembre de El nuevo plazo para la entrega de manifestación escrita para cubrir OEF con gas importado y otros se estableció para enero 16 de Igualmente, modifica las Reglas para la asignación de las Obligaciones de Energía Firme correspondiente al período , las cuales se realizarán siguiendo en estricto orden las siguientes reglas: 1. Asignación a prorrata de la demanda objetivo a asignar, considerando los descuentos por OEF asignadas previamente entre: a. Plantas o unidades existentes que hayan declarado solo una opción de abastecimiento de combustible, conforme lo definido en el cronograma de la Resolución CREG 180 de b. Plantas o unidades existentes que hayan declarado varias opciones de combustible para el período , que hayan salido asignadas en la Subasta para el período diciembre de 2015 a noviembre de 2016 y que se comprometan a adelantar las obligaciones para cubrir OEF del período con el combustible con el cual fueron asignados en la subasta. 2. Si quedan OEF por asignar para el período , después de aplicar la regla indicada, se hará entre las plantas o unidades que hubieran sido asignadas en la Subasta para el período y que se comprometan a adelantar la entrada en operación para cubrir OEF del período También podrán participar otras plantas que tengan ENFICC no comprometida para el período En el caso de que existan varias plantas o unidades que sumen más ENFICC que las OEF por asignar, se seleccionará la que presente el menos excedente.

4 GAS NATURAL En el sector del gas natural durante el primer semestre de 2011, las normas expedidas por el MME y la CREG que impactaban directamente a ISAGEN, estuvieron relacionadas con la declaración y cese de un Racionamiento Programado, la garantía de abastecimiento de la demanda de gas natural del país y su impacto sobre la actual regulación que rige al sector. Resoluciones MME y de 2011, debido a contingencias en los gasoductos Santa Rita City Gate Saldaña y Ballena Barrancabermeja que los dejó indisponibles, el MME declaró mediante la Resolución el inicio de un racionamiento programado de gas natural en el nodo Cusiana y en todos los puntos de entrada y los puntos de salida del Sistema Nacional de Transporte de gas del interior del país a partir de las 00:00 horas del 8 de abril de Se exceptúan los puntos de entrada del gasoducto Cusiana-Apiay-Usme. Conforme a lo previsto en el Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009, se fijó el orden de atención de la demanda, quedando en el quinto lugar la demanda de gas natural para la generación térmica del interior del país que, estando en el despacho económico eléctrico, llegue a requerirse por razones de seguridad, calidad o confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional. Dispuso que el CND debía cancelar las pruebas de disponibilidad de las plantas térmicas a gas natural del interior del país que hubieran sido seleccionadas y estableció que el CNO-Gas realizaría diariamente el balance de gas natural mientras durara el racionamiento. Sin embargo, la Resolución MME de 2011 declaró el cese del Racionamiento Programado de Gas Natural a partir de las 0:00 horas del 20 de abril de 2011, a excepción de todos los Puntos de Entrada y todos los Puntos de Salida del tramo Mariquita-Neiva, por lo cual se fijó un nuevo orden de atención de la demanda de gas natural en dicho tramo, a ser aplicado por los Productores-Comercializadores y/o Transportadores de gas natural durante el Día de Gas. El racionamiento que quedó vigente no afectaba a ISAGEN por no tener clientes ni generación en alguno de los Puntos de Salida del tramo Mariquita-Neiva. Decreto MME 2100 de 2011, estableció mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural, el cual tiene como principales motivaciones, las siguientes: Conveniencia de incentivar la importación de gas natural y el desarrollo de nuevas fuentes de suministro. Estimular la autosuficiencia de gas natural o Incrementar la exploración y explotación de hidrocarburos o Promover las exportaciones o Garantizar abastecimiento nacional respetando contratos existentes

5 Definir esquemas comerciales que incentiven el desarrollo en el país de hidrocarburos no convencionales Incentivar el desarrollo de infraestructura de suministro y/o transporte de gas natural En procura de lograr los propósitos indicados, el Decreto estableció las siguientes decisiones en materia de política energética: Para incrementar la producción Total Disponible para la Venta se estableció que ésta deberá incluir las proyecciones de reservas y disponibilidad de instalaciones proyectadas. Obligó a la demanda esencial a contratarse en firme y con respaldo físico, la cual estará integrada por la demanda residencial y de pequeños comerciales, el GNCV, el consumo de los compresores para transporte y de las refinerías. Precisó que el gas de la nación, incluido la participación de la ANH, no se pueda destinar a contratos que aumenten la concentración en el mercado. Estableció lineamientos de política para la comercialización en procura de promover competencia, alcanzar la formación precios eficientes, mitigar la concentración de la oferta y lograr simetría de información. Obligó el establecimiento de condiciones mínimas para equilibrar los riesgos y las obligaciones entre los agentes en la contratación en suministro y transporte. Dio libertad a las exportaciones como mecanismo que contribuirá a futuro al aseguramiento del abastecimiento interno y determinó que la CREG debe establecer la metodología para determinar los costos de oportunidad del gas natural de exportación objeto de interrupción. Durante el período de transición se definió un plazo de 15 días a la CREG para que modifique el procedimiento de comercialización establecido en la Resolución CREG 095 de 2008, para efectos de la comercialización del gas de campos con precios libres Estableció que durante el período de transición indicado, los productores comercializadores de los campos con precios máximos regulados deberán ofrecer para la venta, en la fecha y términos que establezca el MME o quien éste designe, las cantidades a contratar bajo modalidad Firme de la PTDV de dichos campos. Resolución CREG 079 de 2011, con la expedición del Decreto 2100 de 2011 por parte del Ministerio de Minas y Energía -MME-, se derogaron los Decretos 2730 y 2807 de 2010, hecho que impactó en forma directa la Resolución CREG 126 de 2010 y que requirió ser modificada por la Resolución CREG 079 de 2011, estableciendo los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, y dictando otras disposiciones en materia de transporte de gas natural. Con la derogación del Decreto 2730 de 2010, se permitió la determinación libre de cargos por mutuo acuerdo y la determinación de cargos regulados por mutuo acuerdo con el transportador. Adicionalmente, se ajustó la redacción de la Resolución CREG 126 de 2010, de tal manera que los contratos vigentes se ajusten de acuerdo con lo pactado en ellos, sin

6 que necesariamente esto implique el incremento de los costos fijos de los contratos, como ocurría en dicha resolución. Resolución CREG 081 de 2011, este proyecto de resolución, respecto de las directrices de política previstas en el Decreto MME 2100 de 2011, pretende definir normas para la asignación de suministro de gas natural para campos con precio libre y regulado, para los años 2012 y Se definen reglas para establecer cantidades de comercialización de gas interrumpible y las guías para el desarrollo de subastas para la comercialización de la oferta de la producción total disponible para la venta de campos con precios libres.