Jue.Feb.27  Energía y plan de desarrollo: cambios e inversiones para los próximos 10 años

 

Energía y plan de desarrollo: cambios e inversiones para los próximos 10 años

 

En la ley del Plan de desarrollo se aprobaron 28 artículos que marcarán los cambios normativos, institucionales y las inversiones en el corto plazo y los próximos 10 años.

 

En cumplimiento de estos artículos se han generado ya varios procesos como la puesta en marcha de la Misión de Transformación Energética, la organización del servicio eléctrico en la Costa Caribe o el esquema de operación de los distintos agentes asociados al proceso de consolidación de las energías renovables.

 

Para los siguientes meses continuarán produciéndose actos jurídico-normativos en los siguientes temas:

 

1. Combustibles líquidos.

 

El artículo 35 establecerá la metodología de cálculo del valor del ingreso al productos de los combustibles líquidos y biocombustibles, así como las tarifas y márgenes asociados a la remuneración de la toda la cadena de transportes, logística, comercialización y distribución de dichos combustibles en el mercado regulado.

 

El artículo 267 establece el reconocimiento de los costos de transporte de los combustibles líquidos derivados del petróleo que se suministre desde las plantas de abastecimiento ubicadas en el departamento de Nariño hasta la capital de dicho departamento y demás municipios.

 

El artículo 293 establece los proyectos de expansión de las redes de GLP. El MinMinas fomentará la promoción y cofinanciación de los proyectos de expansión de redes de GLP para conectar a los usuarios donde sea técnica y económicamente viable, priorizando municipios con niveles altos e intermedios de NBI.

 

El Minminas definirá los términos y condiciones para la asignación de recursos públicos destinados a la ampliación del de cobertura del servicios público domiciliario de gas combustible. Así mismo, esta entidad definirá los términos y condiciones para la asignación de recursos del Fondo Especial Cuota de fomento de Gas Natural (FECFGN) destinados a la ampliación de cobertura del servicio público de gas combustible, entre la que se incluirán las condiciones de eficiencia económicas incluido en el Plan Indicativo de expansión de cobertura de gas combustible elaborado por la UPME.

 

El artículo 294 establece que para la gestión del servicio público domiciliario en zonas apartadas sin servicio, el Ministerio de Minas y Energía dirigirá la forma en que se podrán gestionar los recursos que sociedades decidan aportar para extender el uso de gas natural distribuido por redes y /o gas licuado de petróleo distribuido por redes a cabeceras municipales que no cuenten con el servicios respectivos y/o centros poblados distintos a la cabecera municipal como las veredas, corregimientos, caseríos o inspecciones de policía.

 

Estas empresas deberán crear una fiducia mercantil a través de la cual se aportarán los recursos a empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios que ejecuten proyectos dirigidos a la prestación el servicios público de gas combustible. Estos recursos no se incluirán dentro de las tarifas correspondientes y una vez los reciban las empresas de servicios públicos deberán solicitar a aprobación de las tarifas por parte de la CREG.

 

2. Movilidad sostenible.

 

El artículo 96 establece que los planes de movilidad sostenible y segura para municipios, distritos y áreas metropolitanas deberán adoptar la reglamentación que el ministerio expida (está en proceso en el primer semestre de 2020) para la definición de energéticos de bajas o cero emisiones teniendo como criterio fundamental su contenido en componente nocivos para la salud y el medio ambiente.

 

3. Prestación del servicio de energía en las áreas no interconectadas y zonas remotas.

 

El artículo 287 estableció el servicio público de energía en zonas no interconectadas ZNI. El FENOGE (Fondo de energías No convencionales y Gestión Eficiente de la Energía) podrá financiar proyectos de gestión eficiente de energía y sistemas individuales de autogeneración con FNCE en ZNI y en el SIN, incluyendo el mantenimiento y reposición de equipos y la transferencia del dominio de los a los beneficiarios de los respectivos proyectos.

 

Soluciones energéticas para proyectos del fondo de apoyo financiero para la energización de las zonas no interconectadas -FAZNI-. Las entidades territoriales que soliciten recursos de este fondo o al IPSE deberán ejecutar directa o indirectamente su administración, operación y mantenimiento, garantizando su sostenibilidad, durante el tiempo que se indique el respectivo contrato. Si transcurridos seis meses a la terminación de la implementación de la solución energética, la entidad territorial o el prestador del servicio no recibe la infraestructura y no ha gestionado su administración, operación y mantenimiento.

 

Articulo 287. Servicio público domiciliario de energía eléctricas en las zonas no interconectada. Los recursos del FAZNI y el FAER (Fondo de Apoyo financiero para la energización de Zonas Rurales Interconectadas) -FAER- se podrán utilizar la para la reposición de los activos necesarios para la prestación de este servicio.

El FENOGE podrá financiar proyectos de gestión eficiente de energía y sistemas de autogeneración, incluyendo el mantenimiento y reposición de equipos y transferencia del dominio de los activos a los beneficiarios de los respectivos proyectos.

 

El artículo 288 estableció soluciones para proyectos del FAZNI. Las entidades territoriales que usen los recursos de este fondo o los del IPSE deberán ejecutar su administración, operación y mantenimiento, garantizando sus sostenibilidad durante el timo que se indique el respectivo contrato.

 

4. Desarrollos de la CREG en tarifas y nuevas funciones para los nuevos agentes del mercado de energía.

 

 

El artículo 18 del plan de desarrollo establece contribuciones especiales a favor de la CREG, LA CRA y la Superservicios públicos domiciliarios. Estas tienen por objeto financiar los gastos de funcionamiento e inversión de estas entidades y recuperar los costos de servicios. Estas contribuciones estarán determinadas por cada entidades y no podrán ser superiores al 1% de las respectivas bases gravables.

 

El artículo 296, sobre la matriz energética, establece que los comercializadores del mercado de energía Mayorista estarán obligados a que entre el 8 y el 10% de sus compras de energía provengan de fuentes no convencionales d energía renovable, a través de contratos de largo plazo asignados, un porcentaje que puede ser mayor también.

 

El artículo 298 del Plan de Desarrollo modifica el artículo 74 de la ley 143 de 1994 o de servicios públicos. Establece que las empresas que presten el servicios de energía eléctrica y hagan parte del SIN (Sistema Interconectado Nacional), podrán desarrollar actividades de generación, distribución y comercialización de energía de manera integrada. Esta disposición aplicará también para las empresas que tengan el mismo controlante o entre las cuales exista la situación de control. La Creg establecerá la regulación diferencial que fuere pertinente para la promoción de la competencia y la mitigación de conflictos de interés.

 

También establece que ninguna empresa de servicios públicos domiciliarios que desarrolle en forma combinada la actividad de generación e energía y o de comercialización yo de distribución que representa más del 25% del total de la demanda del SIN podrá cubrir con energía propia o con energía de filiales o empresas controladas más del 40% de esta energía requerida para atender la demanda de su mercado regulado.

 

 

5. Subsidios de energía.

 

El artículo 227 establece el subsidio de energía para distritos de riego. En este artículo la nación asignará un monto de recursos destinados a cubrir el 50% del costo de la energía eléctrica y gas natural que consuman los distritos de riego que utilicen equipos electromecánicos para su operación debidamente comprobado por las empresas de servicio. Para efectos de comercializar la energía eléctrica y el gas natural, los distritos de riego serán usuarios no regulados.

 

El artículo 228 establece la tarifa diferenciada para pequeños productores rurales. La nación asignará los recursos para cubrir el valor correspondiente a un porcentaje del 50% del costo de la energía eléctrica y de gas que consuman las asociaciones de pequeños productores del campo.

 

El artículo 297 prorroga los subsidios del artículo 3 de la Ley 117 de 2006 hasta el 31 de diciembre de 2022.

 

6. Asunción de pasivos del Fondo de estabilización de precios del combustibles

 

El artículo 295 establece que se revisarán criterios para la operación del Fondo de Estabilización de precios de los combustibles FEPC y de los subsidios para combustibles líquidos, biocombustibles y GLP. Los subsidios a nivel nacional para los combustibles líquidos, biocombustibles y gas combustible se revisarán con el fin de establecer una metodología eficiente que garantice un precios competitivo, sostenibilidad fiscal y realizará una revisión del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles.

 

Se revisarán los subsidios actuales al transporte de combustibles líquidos, gas combustible y crudo, así como el esquema de sobretasa que aplican los municipios para considerar los nuevos energéticos que se incorporaran a la matriz para movilidad.

 

 

7. Puesta en marcha de proyectos de energías renovables y su demanda en el mercado.

 

El artículo 174 establece incentivos a la generación de energía eléctrica con fuentes no convencionales FNCE. Los obligados a declarar renta que realicen directamente inversiones en este sentido tendrán derecho a deducir su renta, en un período no mayor de 15 años, contados a partir del año gravable siguiente En el que haya entrado en operación e inversión, el 50% del total de la inversión realizada. Para la obtención de este beneficio, la inversión causante del mismo deberá ser certificada como proyecto de generación de energía eléctrica a partir de FNCE.

 

El artículo 289 asociado a las transferencias del sector eléctrico, establece que los Autogeneradores, las empresas que vendan excedentes de energía eléctrica, así como las personas jurídicas privada s que entreguen o repartan, a cualquier título entre sus socios o asociados la energía eléctrica que ellas produzcan están obligaros a cancelar la transferencia en los términos que trata el artículo 45 de la ley 99 de 1993 que será calculada sobre las ventas brutas.

 

El artículo 290 nuevos agentes. La CREG dentro de la regulación sobre servicios de gas combustible, energía eléctrica y alumbrado público incluirá:

 

1. Definición de nuevas actividades o eslabones en la cadena de prestación del servicio

 

2. Definición de la regulación aplicable a los agentes que desarrollen tales nuevas actividades

 

3. Determinación de la actividad o actividades en que cada agente puede participar

 

4. Optimizar los requerimientos de información y su validación a los agentes de los sectores regulados

 

8. Electricaribe

 

La subsección 7 del plan de desarrollo es un capítulo específico asociados al tema del servicio público de energía en el Caribe

 

El artículo 312 establece medidas de sostenibilidad financiera del fondo empresarial. Este artículo autoriza a la Nación para que directa o indirectamente adopte medidas de financiamiento al Fondo empresarial de la Superservicios incluyendo créditos y garantías incluso superiores a un año, operaciones que estarán exentas de los aportes al Fondo de Contingencias y de constitución de garantías o contragarantías cuando la nación otorgue estos créditos.

 

El artículo 313 establece la sobretasa por KW/Hora consumido para fortalecer el fondo empresarial hasta el 31 de diciembre de 2022, se crea una sobretasa nacional de cuatro pesos por KW/Hora, que se rá recaudad por los comercializadores del servicio de energía eléctrica y girada al fondo empresarial de la Superservicios.

 

El Artículo 314 establece otra contribución que aplica a todos los vigilados por la Superservicios para fortalecer también el Fondo Empresarial y define las reglas de su cobro.

 

El artículo 315 autoriza a la Nación para asumir directa o indirectamente el pasivo pensional y prestacional de Electricaribe, así como el pasivo de la Electrificadora asociado al Fondo Empresarial. Para agilizar lo dispuesto en esta norma, se autoriza a la Nación a constituir patrimonios autónomos fondos necesarios o sociedades por acciones cuyo objeto principal sea adelantar estos procesos. Para la gestión y pago del pasivo pensional de Electricaribe se constituye el FONECA para recibir y administrar los recursos que se transfieran y apagar el pasivo pensional y prestacional.

 

El artículo 316 establece los ´términos y condiciones de las medidas de sostenibilidad de la prestación del servicio en la Costa Caribe. Como contraprestación a asumir los pasivos el Ministerio de Hacienda adquirirá una o más cuentas por cobrar a cargo de Electricaribe SA ESP y el CONPES deteriora el monto de esta cuentas, y los mecanismos para actualizar dichos montos hasta la fecha defectiva de la asunción del pasivo previsto en estos artículos, entre otras disposiciones.

 

El artículo 317 está asociado a que los actos realizados para la preservación del servicio serán independientes de las dinámicas jurídicas asociadas a la toma de posesión y liquidación de Electricaribe, entre otras disposiciones y precisiones.

 

El artículo 318 trata del régimen especial a para asegurar la sostenibilidad de la prestación eficiente del servicio. Este artículo autoriza al gobierno nacional para establecer un régimen transitorio especial en materia tarifaria para las actividades de distribución y comercialización del actual mercado de Electricaribe.

 

9. Otros

 

El artículo 20 establece la tarifa de cobros por los servicios técnicos de planeación de la UPME, cobros que se efectuarán por la evaluación de proyectos de eficiencia energética y fuentes no convencionales, para acceder a la línea de redescuento con Findeter, la emisión de conceptos sobre las conexiones al sistema interconectado nacional en el marco de la expansión de generación y transmisión de energía.

 

El artículo 29 establece el reporte de información por parte de los prestadores al servicio público de energía al sistema único de información SUI. El Minminas y energía deberá presentar un informe anual al congreso de la república sobre los recursos destinados para pago de subsidio y la destinación en los proyectos de ampliación, calidad y cobertura.

 

El artículo 85 establece que los proyectos VIS deberán adoptar los criterios de sostenibilidad establecidos por el Conpes 3919 de 2018.

 

El artículo 119 establece la priorización de proyectos de energía para los OCAD PAZ, asignando un presupuesto en el cuatrienio de 500 mil millones de pesos para el servicio público de energía en las regiones.

 

 

 

Mié.Feb.26  Plan energético nacional 2020-2050 

 

Plan energético nacional 2020-2050

 

El plan energético nacional 2020 – 2050 ha sido diseñado para planear la transformación energética incorporando las nuevas fuentes de energías renovables -FNCER- dentro de la planeación de largo plazo de la oferta energética. De esta forma, se propone atender los compromisos internacionales en materia climática como los ODS, COP 21 y COP 26.

 

De acuerdo con este documento los siete objetivos de la política energética son:

 

1.Seguridad de suministro energético y diversificación de la matriz energética: abarca la elaboración e implementación de planes subsectoriales para:

 

1. Derivados del petróleo
2. Gas natural
3. GLP
4. Energía Eléctrica
5. Uso racional y eficiente de la energía
6. Expansión y cobertura de servicios públicos de electricidad y gas combustible

 

2. Energía como eje de desarrollo económico y prosperidad: potenciar su capacidad y eficiencia como insumo de procesos industriales o servicio público. Se basa este objetivo en garantizar el correcto funcionamiento de los mercados y su competitividad así como el aprovechamiento eficiente de los recursos naturales.

 

3. Gestión ambiental del sector energético. Mitigar los efectos adversos de las actividades energéticas por medio del uso de sistemas energéticos con medidas de protección ambiental para prevenir y reducir impactos, riesgos y efectos a nivel global y local.

 

4. Aseguramiento de cobertura a servicios y productos energéticos con inclusividad y desarrollo territorial. Mejoramiento de la calidad de vida de ciudadanos con acceso a servicios a precios asequibles, favoreciendo el desarrollo e innovación y el emprendimiento para la producción y consumo eficiente de los recursos.

 

5. Eficiencia energética. Asegurar de manera sostenible y costo-efectiva el abastecimiento energético mediante el uso de tecnologías nuevas en uso, medición y análisis, buenas prácticas operacionales y hábitos para optimizar uso de recursos energéticos disponibles.

 

6. Integración energética regional. Fortalecimiento de la confiabilidad en el abastecimiento energético con procesos de integración con otros países con beneficio mutuo, cuando las posibilidades nacionales se ven disminuidas o se requiere el suministro eléctrico en zonas de frontera, así como la planificación de riesgos frente al cambio climático.

 

7. Entorno habilitante para la implementación del PEN 2020-2050. Se refiere principalmente al desarrollo del marco institucional que permita la consolidación del desarrollo energético sostenible.

 

Mar.Feb.25  Inversiones asociadas al cumplimento de las metas del estudio técnico de abastecimiento de gas

 

Inversiones asociadas al cumplimento de las metas del estudio técnico de abastecimiento de gas

 

Para garantizar el logro de las metas planteadas en los distintos escenarios del plan de abastecimiento de gas natural, la UPME identifica un grupo de inversiones en infraestructuras y servicios. Las inversiones en infraestructura se presentan en el siguiente cuadro mientras los servicios están asociados a la construcción y operación de las plantas de almacenamiento y regasificación, como por ejemplo el descargue y recibo del gas, el almacenamiento, la regasificación, la carga de carro tanque de gas natural licuado, el trasvase de gas natural, entre otros que se detallan por proyecto[1].

 

En el siguiente cuadro se detallan las infraestructuras requeridas para solventar las necesidades del mercado de gas natural en Colombia.

 

Servicios requeridos:

El estudio establece una serie de servicios con los que las plantas deberán contar:

 

 

 

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[1] https://www1.upme.gov.co/Hidrocarburos/Plan_de_gas_documento_de_consulta.pdf

Lun.Feb.24  Escenarios e inversiones planteados para el gas natural en la presente década

Escenarios e inversiones planteados para el gas natural en la presente década

 

Los análisis del Plan Energético Nacional, la Misión de Transformación Energética y el Estudio técnico para el Plan de Abastecimiento del Gas Natural establecen que el país enfrentaría una escases de fuentes de generación hacia el 2024. Para solventar este faltante se propone fortalecer la oferta de gas natural de fuente local y construir la planta de regasificación del Pacífico y otras infrestructuras para garantizar el suministro de gas importado.

 

En particular, la UPME en el Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural establece que existen expectativas de aumentar la oferta de este combustible en el corto y mediano plazo (entre 2022 y 2025) con un mayor abastecimiento desde el norte del país. Para esto se requiere definir los cargos de transporte que permitan llevar el gas con precios competitivos y construir la infraestructura requerida.

 

En cuanto al suministro de gas importado, esta entidad realizó un cruce oferta-demanda en varios escenarios encontrando que, en un escenario medio de proyección, en enero de 2024 se presentaría una sobredemanda no termoeléctrica. Para compensar este déficit con generación termoeléctrica se requeriría gas natural importado que no alcanzaría a proveerse con el proveniente de la planta de regasificación de Cartagena.

 

Por lo tanto, la UPME señala que 2024 es la fecha máxima para que el país cuente con un nuevo punto de suministro de gas natural y propone el desarrollo de la planta de regasificación del pacífico para garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad de gas en el mediano plazo.

 

En un escenario donde se combine oferta nacional (gas natural o combustibles líquidos para termoeléctricas) e importada con planta regasificación del pacífico incluida, para 2027 se requiere un nuevo punto de suministro de gas natural para la demanda no térmica. Si se presentara en estos años un fenómeno del Niño fuerte, la oferta de gas alcanzaría hasta 2025 para no termoeléctrica y hasta finales 2022 - 2023 para termoeléctrica.

 

En un tercer escenario se evidencia que de contar con la infraestructura de importación de gas del pacífico y una planta de regasificación en la Costa Caribe a partir de diciembre de 2026 estaría garantizada la demanda nacional hasta 2028.

 

Si los yacimientos no convencionales consiguen su viabilidad técnica, económica y financiera, la producción estaría disponible desde 2027-2028 y si así resulta la UPME recomienda iniciar el estudio de una nueva interconexión de los mercados Costa Atlántica –Interior, que correspondería a una interconexión entre la cuenca del Valle Inferior y el gasoducto Sebastopol-Medellín.

 

De acuerdo con el estudio técnico de la UPME el país enfrenta el dilema entre reforzar las infraestructuras internas de transporte para incorporar la oferta off shore de gas, mejorar la conexión costa centro y construir la planta de regasificación del pacífico. Calcula el costo de arrepentimiento de tomar cualquiera de estas decisiones o todas.

 

En el primer caso plantea la posibilidad de que se desarrolle la infraestructura de transporte local y no se materialice la producción de gas proveniente de la exploración off shore, escenario que generaría un déficit de gas si no se ha construido la planta de regasificación del pacífico.

 

Concluye que el costo de arrepentimiento es menor si se construye la infraestructura de importación de Gas del Pacífico y se llegasen a materializar la expectativas de gas nacional que adecuar la infraestructura y que finalmente no se materialice la producción off shore. El informe estima que la planta de regasificación tendría un costo de 680 millones de dólares.

 

En Colombia existen 22 plantas termoeléctricas que consumen 705 GBTUD en su nivel de consumo máximo, generado en caso de un fenómeno del niño. Las más importantes en capacidad de generación son Termo Yopal 1 y 2, Barranquilla 4 y Termo Candelaria 1 y 2 y Termo Dorada 1. Del total de plantas 18 funcionan con gas natural, 3 funcionan actualmente con ACPM y una con Jet A1.

 

El estudio técnico analiza la situación por regiones encontrando que la región de la costa, siempre y cuando se cuenta con la infraestructura bidireccional en el tramo Barranquilla-Ballena, podría transferir excedentes al interior, región que presentaría un déficit a partir de enero de 2022 y de no contar con este gas natural la generación del interior tendría que recurrir a los combustibles líquidos, contrarios a las metas de sostenibilidad ambiental que se han definido en el plan.

 

 

 

Vie.Feb.21 Cambios institucionales recomendados para el sector energía

Cambios institucionales recomendados para el sector energía

 

De acuerdo con los expertos de la misión, el modelo actual está basado en división de funciones, lo que es razonable, pero se debe avanzar en una mayor coordinación. Se debe por ejemplo adoptar un enfoque basado en riesgos para casos como el del fenómeno del niño que cada vez que ocurre se administra de manera diferente. Los cambios identificados son:

 

• Cambios sustanciales a la labor de la CREG, la Superservicios, XM y el gestor de gas y creación de un panel de expertos. En el caso de la CREG las revisiones regulatorias son muy largas actualmente lo que afecta a los usuarios.

 

• Papel fundamental al Ministerio y la UPME. Confiabilidad del sistema debe ser del ministerio así como niveles objetivo de calidad y de pérdidas. El ministerio fija niveles y la UPME debe manejar toda la información relevante como la que produce XM. Teniendo en cuenta que se propone un agente separado de manejo de información del sistema se vincularía nuevo objetivo a la UPME.

 

• IPSE. Esta entidad deberá estar dedicada a la promoción, estructuración y contratación y a fortalecer el centro de monitoreo para que esta entidad haga la auditoria de los proyectos pero no la evaluación.

 

• Las propuestas de la misión sugieren que la CREG debe  expedir menos normas, regular menos y evaluar oportunidades de lo que tiene que hacer cumplir con la agenda normativa, no regular con tanto detalle. Debe estar compuesta por seis expertos y que entidades como el DNP y Minhacienda no hagan parte solamente Minminas.   Grupo que realice análisis de impacto normativo y un panel de expertos que estudie apelaciones a decisiones tarifarias y contribuya a resolución de conflictos en el sector, que debe pasar en el futuro a un esquema de junta directiva con un cuerpo asesor con miembros que duren solamente dos años con retiro inmediato con inhabilidad posterior a al regulador. Debe realizarse un reparto de temas aleatorio.

 

• Se propone avanzar hacia un esquema similar al del Banco de la República, en donde tenga participación el ministerio, evolucionando de diagrama CREG 1.0 al diagrama CREG 2.0 con un consejo directivo conformado por los actores ya mencionados. En este nuevo esquema los expertos tendrán una información muy similar a la que tenga el ministro eliminando asimetrías de información entre estos actores.

 

 Fuente: Misión de Transformación Energética

 

La administración de los ingresos al productor en el sector de combustibles líquidos debe continuar en el ministerio sin participación de la CREG.

 

Superintendencia de Servicios públicos

 

• Fortalecer la superintendencia analizar el proyecto de ley que debe mirarse con mas detalle, el tema sancionatorio, fortalecer fondo empresarial, una supervisión preventiva, con pruebas de estrés en el sistema para prever soluciones antes de crisis climáticas como los fenómenos del niño. Empresas que puedan cumplir con el cargo por confiabilidad en el sector, debe tener el centro nacional de monitoreo del mercado mayorista y debe estar orientada en un estándar que no esté basado en precios equitativos, un standart es muy difícil se propone más bien que los precios del mercado se realicen de manera comparativa.

 

• XM. Debe escindirse de ISA y estaba planteada desde siempre en la ley 142 manteniendo la planta y estabilidad pero cambiando la estructura jurídica nación con 80% de la participación y resto de agentes con el 20%. Con cuerpos consultivos que alimentan a XM como el Consejo Nacional Eléctrico eléctrico.

 

• Instancias de coordinación:

 

• Coordinación interna. Un comité sectorial que sesiona una vez al trimestre, un comité que define riesgos o agentes con secretario técnico es el viceministro de energía, los integrantes deben ser el MME, la CREG, la UPME, la SSPD y XM. Define agentes o riesgos sistemáticamente importantes en el sistema para hacer seguimiento y anticipar riesgos y realizar o simulacros de crisis pruebas de estrés al sistema cada 4 años.

 

• Coordinación con el Estado. Coordinación del ministerio con ministerios del interior, de las TIC y del medio ambiente, fortalecer la comisión intersectorial de infraestructura y proyectos estratégicos en proyectos estratégicos con DNP como factor aglutinante. Gobierno debe evaluar Conpes 3762 del 2013 que definió los procesos del CIPE.

 

Mié.Feb.19    Cambios y regulación en el esquema de tarifas de energía

 

Cambios y regulación en el esquema de tarifas de energía

 

La entrada en operación de las energías renovables tendrá efecto sobre los precios y el mercado mayorista de energía. Al respecto, los expertos de la misión de transformación energética sostienen que es importante que los precios respondan y muestren la variabilidad del costo de la energía entre horas de acuerdo a la disponibilidad de luz o viento. También está el desafío de reglamentar la forma de asignar subsidios en la medida en que los agentes instalen esta tecnología.

 

En un contexto en el que tarifa cambia durante el mes, la tarifa tendría cinco componentes:

 

1. Costo de la energía en bolsa en mercados intradiarios. Si varia de una hora a otra hay que trasladarlo al precio.

 

2. Costo de garantía y suministro. Usuarios solo paguen el costo del cargo en los momentos de escasez. Si se reduce la demanda en periodos de escasez baja el cargo para incentivar el menor consumo.

 

3. Uso de la red. Si se tiene un panel solar no significa que no use redes de generación con otras fuentes por la noche, por lo que debo pagar en función de lo que use de las redes.

 

4. Costos residuales. Costo de pago de subsidios cruzados, que todos paguen por la existencia de este esquema.

 

5. Costo de comercialización. Costo que cobra el comercializador, me cobra por envío de factura, asumir comercialización, cobrar la energía, soportar riesgo de crédito entre otros.

 

La recomendación en el tema de los precios es realizar varios escenarios de simulación de impacto en los usuarios y plantear mecanismos de transición.

 

 

Mar.Feb.18   Energía: regulación en la generación distribuida

 

Regulación en la generación distribuida

 

Deacuerdo con los análisis de la misión de transformación energética la regulación del sector es avanzada respecto a otros países del mundo pero puede evolucionar principalmente en varios aspectos:

 

Generación distribuida. De acuerdo con Fernando Barrera, experto de la misión de transformación energética, la cadena de valor se está moviendo a la distribución en Europa. Con despacho-mercado vinculante que es un agente responsable de los desvíos de generación ante el mercado de energía mayorista, mientras en el mercado de comercialización el responsable es el comercializador.

 

La generación distribuida se basa en la generación de energía en pequeña escala que podría ser comercializada y debe ingresar al sistema de transporte. La generación distribuida la pueden hacer en principio los hogares, pero también pequeños municipios distantes, agentes de la cadena de abastecimiento o empresas que sean concurrentes del mercado no regulado. El distribuidor tendría un nuevo papel que le permita mitigar acciones asociadas al ejercicio de poder e integración del mercado.

 

Consumidores van a tomar decisiones con impacto en la distribución: comprar carro eléctrico o instalar un panel solar en su casa son decisiones que apartir de la entrada de las renovables tendrán impacto en la cadena de abastecimiento sectorial.

La idea es que el sistema pueda permitir la conexión y uso de estos equipos e incluso comercializar los excedentes de generación que tengan (prosumidores) y recibiendo una remuneración que se fija en el mercado mayorista de tarifas donde concurren todos las tecnologías de generación.

 

Gestión eficiente de la demanda. Que la demanda de forma explícita e implícita participe en los mecanismos de mercado teniendo en cuenta la tarifa y el pago de los cargos en la tarifa regulada para que no se generen situaciones de arbitraje. Es importante continuar trabajando en el papel de los agregadores.

 

Para lograr la materialización de estos cambios se requiere:

 

1. Modernizar el sistema de distribución
2. Criterios distintos de planificación y remuneración
3. Visibilidad y transparencia
4. Plataformas distribuidas
5. Reglamentar el nuevo papel del distribuidor
6. Conexión de recursos distribuidos
7. Gestión eficiente de la demanda
8. Diseño de tarifas

 

En este contexto, la misión establece que se requiere regular en los siguientes temas:

 

Estructura tarifaria. Los esquemas regulatorios tendrán cambios en la medida en que la tarifa registraría fluctuaciones durante el día y ya no tendría sentido pagar un único precio durante un mes.

 

Infraestructura AMI. Medición de los costos que permita construir tarifas en tiempo real. La instalación de estas infraestructuras de medición implica, entre otras cosas, el despliegue de contadores que son equipos avanzados de medición. Como estos contadores van a tener en cuenta las señales horarias se propone que de momento no es necesario instalarlos para todos los usuarios sino solamente para los niveles de tensión del 2 a 5 y para domésticos cambiar el orden: mandar la señal horaria – tarifa a todos los usuarios y cada usuario se acoge libremente y decide si se le instala un contador. Se propone establecer la viabilidad económica de esta instalación.

Los expertos nacionales proponen proceso gradual de despliegue de esta tecnología en 4 etapas hasta que lo tengan el 100% de los usuarios.

 

Remuneración y planificación de la red de distribución. Forma de remunerar a nuevos y agentes tradicionales en este contexto de cambios. La remuneración es distinta en tanto ya no se requiere instalar tanto cableado por lo que bajan estos costos. Hay que remunerar con base en servicios que soporten el almacenamiento de energía y otros servicios que surjan de innovaciones para el mercado. Una concepción de mayor equilibrio entre Capex y Opex en la remuneración, pues antes era muy orientada al capex con inversiones en cableado y demás infraestructuras.

En este punto en los temas de planificación debe trabajarse en el suministro al sistema de posibilidades para nuevos entrantes, creando mapas de hosting capacities con señales de nuevas conexiones e información de mejora en ubicación de plataformas distribuidas para compra de servicios de red.

Finalmente se establece que el distribuidor no pueda ser propietario del recurso que provee servicios de red (equipos para nuevos entrantes y criterios y herramientas estandarizadas, mapas prospectivos que reflejen la planeación futura de los sistemas de distribución y almacenamiento ni puntos de recarga, por ejemplo).

 

Lún.Feb.17    Energía: cuáles son los agentes del sector con la nueva generación distribuida?

 

Cuáles son los agentes del sector con la nueva generación distribuida?

 

Fernando Barrera, experto de la Misión de transformación energética plantea 10 agentes que concurren en la cadena de abastecimiento del sector:

 

1. Operador del sistema de distribución. Empresa diferente del distribuidor que organiza y opera las redes de baja tensión. Organiza y gestiona mercados de servicios complementarios locales, que serán tantos como distribuidores y realizarán lectura de contadores inteligente para apoyar despliegue (actualmente los comercializadores realizan lectura de contadores).

 

2. Generador distribuido. Conectado al STR o al SDL y puede realizar contratos de generación o exedentes con terceros. Maneja un precio de venta spot local.

 

3. CUR. Comercializador de último recurso o de referencia, en el caso del país se propone que esta figura se aplique para los que lo eligen o para aquellos que estaban con un comercializador que se ha visto abocado a la quiebra.

 

4. Comercializador. Figura con el estándar tradicional del sector.

 

5. Agregador de ARED. Vende flexibilidad[1] al sistema porque acopia de cada fuente lo disponible en cada caso. Gestiona inyecciones y retiros de energía distribuida y participa en mercados mayoristas y minoristas de energía. Tiene en cuenta la oferta tanto de generación tradicional como de energía distribuida.

 

6. Administrador de información. El acceso a la información debe ser un bien público, un administrador de información independiente completamente separado de las demás actividades del sector por lo que debe ser un agente público de orden nacional o regional que no tenga relación con las empresas.

 

7. Gestor de servicios energéticos. Debe ser separado del comercializador por que su misión es ayudar al consumidor a que use menos energía.

 

8. Prosumidor. Se espera que estas empresas no públicas que sean capaces de agregar cargas o capaces de prestar ciertos servicios para participar en el mercado.

 

9. Actores en las microrredes. Muchas de las reglas que aplican para el sector centralizado no pueden ser aplicadas para las Microrredes porque son sistemas que combinan generación y carga y sistemas de potencia.

 

     10. Distribuidor.

 

El esquema plantea que algunas actividades continuarán teniendo un carácter monopólico:

 

1. Operación del sistema
2. Liquidación de cuentas
3. Administrador de información
4. Comercializador de último recurso. Debe ser actividad en la cual la competencia debe ser a la entrada con subastas en la asignación del comercializador de último recurso.

Microrredes. No hay restricciones horizontales, no le aplican muchas reglas.

 

Otras tenderán a concentrarse presentando restricciones verticales:

 

En cualquier modelo a futuro el distribuidor debe estar separado de manera estructural de la comercialización. El modelo de competencia minorista actual en el mundo es paquidérmico por la inercia de consumidores y foreclosure por lo que se considera que la comercialización y la distribución deben separarse, proponiendo tres modalidades:

1. Separación estructural
2. Separación legal (cuentas separadas, juntas directivas separadas, marcas separadas y restricciones en acuerdos de accionistas)
3. Separación funcional (marcas separadas pero cierta integración del grupo)

Unas actividades del sector estarían separadas estructuralmente como las nuevas, otras legalmente.

 

Distribuidor OSD estaría separado legalmente del generador convencional, estructuralmente de la transmisión, del operador del sistema, del operador del mercado, de liquidador de cuentas, del agente de información y el gestor de servicios energéticos y legalmente del agregador y estructuralmente.

Por ejemplo con el comercializador de último recurso se permita que una empresa podría ser comercializador por fuera de su zona de distribución.

 

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[1]La flexibilidad es importante por la intermitencia de las energías renovables

 

 

 

Jue.Feb.13 Alertas de corto plazo en el proceso de transformación energética del país

 

1. Discusión con todos los actores de las propuestas de la misión. A finales de febrero o principios de marzo se realizará un encuentro con las empresas y actores del sector para discutir los distintos planteamientos de la misión.

 

2.Organización del sistema. La CREG tiene plazo antes del 15 de abril de 2020 para fijar las condiciones de implementación del servicio público domiciliario en el SIN.

 

3. Sistemas de medicion.La CREG debe determinar el actor que se encarga de la instalación, administración, operación, operación, mantenimiento y reposición de las infraestructuras de medición.

 

4.  Contratación de nuevos sistemas. A partir de julio el Ministerio de Minas y Energía deberá realizar una segunda etapa de contratación enfocada en la ejecución de la integralidad de los temas de la misión para estrucutrar los documentos que soportarán los cambios normativos e institucionales que permitan aplicar la hoja de ruta.

 

5. Sistema de información SIMEM. El sistema de información del mercado de energía mayorista SIMEM deberá entrar en operación en tres meses a partir de la entrada en vigor de la resolución 188 del 19 dediciembre, que se encuentra para comentarios hasta el lunes 17 de febrero de 2020. El administrador del SIMEM será el administrador del sistema de intercambios comerciales ASIC.

 

Mié.Feb.12 Desafíos asociados a la determinación de los precios en el mercado de energía

Los precios de la energía son factor de competitividad en la economía y los ingresos de los hogares y han registrado desde el 2016 niveles superiores a los de sus promedios históricos. En aras de avanzar en la construcción de mercados que permitan su determinación de manera eficiente, la CREG definió unos derroteros de cambios a implementar en futuro cercano:

 

• Mejoras en los esquemas contractuales y en garantías y coberturas de riesgo. “diferentes alternativas para contar con un mercado estandarizado y anónimo de contratos con las debidas garantías y esquemas de coberturas de riesgo”. Mejorar la contratación de mediano plazo y el desarrollo de mecanismos de las transacciones de futuros y la plataformas de transacciones. Aunque se han desarrollado dos intentos de reforma a estos mercados el primero no entró en operación y el segundo (Derivex) cuenta con poca participación de los agentes.

 

Las consultorías derivadas de esta misión deberán proponer un mecanismo que avance hacia mercados estandarizados y anónimos a fin de garantizar mejores e iguales precios para los agentes y los mercados regulados y no regulados.

 

• Análisis de las señales de inversión, en particular del cargo por confiabilidad. El estudio propone revisar el cargo por confiabilidad, considerando diferentes opciones incluso su reemplazo por “de la competencia debe considerar como principal alternativa la venta de contratos estandarizados respaldados en una cámara de riesgo de contraparte y la profundización del uso de instrumentos financieros”. La misión expresa que “La eliminación del cargo por confiabilidad requiere que el mercado de contratos cuente con los volúmenes y la liquidez necesaria para generar interés por parte de desarrolladores de proyectos, y contar con contratos con el debido respaldo del sector financiero”.

 

• Identificación de barreras y propuestas para facilitar la entrada de nuevos agentes y tecnologías. El desafío que plantea la misión es la balanza entre la planeación indicativa y los opciones para corregir el rumbo. “analizar la utilización de un mecanismo como el de contratación a largo plazo propuesto para la entrada de FNCER[1], evaluar la participación óptima de estas energías en la matriz energética, la periodicidad de futuras subastas, y hacer las recomendaciones del caso para garantizar que el mercado colombiano y los consumidores puedan tomar ventaja de los bajos costos de generación de estas tecnologías con menor contenido de carbono y aprovechar su aporte en la reducción de la vulnerabilidad, mejora de la complementariedad y reducción de emisiones”.

 

Es de anotar que las energías no renovables en 2019 hicieron presencia en la subasta de generación del segundo semestre sino también en la de cargo por confiabilidad realizada en febrero de 2019. “1,398 MW de proyectos. de FNCER (6 proyectos eólicos y 2 solares)recibieron adjudicación de OEF (2.51 GWh/día para 1,160 MW eólicos y 0.76 GWh/día para 238 MW solares). Estos proyectos y otros adicionales aspiran recibir contratos de energía en las subastas de contratación de largo plazo”.

 

• Disponibilidad de infraestructura de conexión y transmisión. El informe plantea como uno  de los principales desafíos el proporcionar por parte del estado la disponibilidad y capacidad de la red para alojar los nuevos proyectos de energías renovables FNCER. El informe establece que el Ministerio de Minas y Energía deberá ajustar:

 

• Reglamentación técnica y la regulación modificando códigos de redes,
• Redes de operación
• Reglamento técnico de instalaciones eléctricas

 

• Restricciones asociadas a la disponibilidad de infraestructura de transmisión y costos de generación que se traslada al sistema. Desde el año 2016, el costo de estas restricciones[2] según Ascodis pasó de $5 KW a $35 pesos/KW en 2019. La misión recoge las recomendaciones consignadas en la resolución CREG 034 de 2019 que busca solucionar los problemas en el tema de restricciones y recomienda y diseñar un plan de aplicación de corto, mediano y largo plazo.

 

1.5. Nuevos servicios y agentes: sistemas de almacenamiento y agregadores. Para aliviar las restricciones de la red eléctrica la misión propone incorporar sistemas de almacenamiento al sistema de energía: “el desarrollo de los sistemas de almacenamiento se ha acelerado en los últimos años de manera importante. Los costos se han reducido y proporcionan numerosos (y diferentes) servicios a un sistema de energía. La misión propone realizar análisis para incorporar esa nueva tecnología y la prestación de diferentes servicios en Colombia, para que se incorpore a la cadena de abastecimiento del sector.

 

• Agregadores de demanda, nuevos agentes del mercado. “Otra de las modificaciones al mercado proviene de la necesidad de contar con agregadores para facilitar la participación de los DER en el mercado. Este nuevo agente se encargaría de agrupar la flexibilidad ofrecida por los prosumidores y convertirla en servicios para el mercado eléctrico”[3].

 

• Ajustes en el funcionamiento y estructura de mercado considerando la disponibilidad de información clara y transparente. SE deberá diseñar un nuevo sistema de información del mercado donde los agentes puedan conocer en tiempo real los datos del mercado y las transacciones.

 

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[1] Fuentes no convencionales de energía renovable FNCER

[2] Limitaciones que se presentan en la operación de un sistema de potencia originadas en limitaciones de

capacidad de las redes eléctricas o en la aplicación de criterios de seguridad y confiabilidad en el suministro de electricidad.

[3] Una figura que agrupa agentes distintos que generan demanda de energía y participan en el mercado energético. Los agentes que se agrupan pueden ser puntos de recarga de vehículos eléctricos, consumidores, autoconsumidores, baterías, etc). https://bit.ly/2SltIR5

Mar.Feb.11 Desafíos generales del sector

La misión identifica cinco desafíos transversales a lograr con la aplicación de sus propuestas:

1. La participación de los Recursos Energéticos Distribuidos -DER- en los mercados de energía, mediante mecanismos que puedan agrupar la flexibilidad ofrecida por los prosumidores y convertirla en servicios para el mercado eléctrico.

 

2. Incorporar al Sistema Interconectado Nacional (SIN) los sistemas de almacenamiento de energía, aumentar la participación de la generación distribuida, el desarrollo de las micro-redes, la participación de agentes agregadores como nuevos agentes de la cadena de prestación del servicio de energía eléctrica, así como la participación activa de la demanda”. (DNP, 2019)

 

3. La CREG deberá “introducir mecanismos que promuevan la descentralización y la digitalización, así como la participación de respuesta a la demanda y esquemas de tarifas horarias para fomentar formación de precios y la competencia de los mercados energéticos”. (DNP, 2019)

 

4. La CREG deberá analizar e implementar cambios como esquemas de precios que envíen señales de localización de inversión en las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), la promoción de recursos distribuidos, y la remuneración de las redes de distribución con tarifas binómicas.

 

5. El MTE adelantará los estudios y la revisión de resultados frente a la política de tarifas de

áreas de distribución (ADD), teniendo en cuenta, entre otros aspectos, su articulación con la política de promoción de los DER.

 

Lún.Feb.10 La Misión de Transformación Energética

 

El plan de expansión minero-energética 2017-2030 estableció las primeras metas de cambio de la matriz energética a energías renovables, siendo las subastas recientes la ejecución de esta política.

La entrada de estos proyectos en operación significará una transformación de gran importancia para el sector, que implica cambios normativos que permitan la concurrencia a este mercado de todos los agentes de generación, distribución y comercialización.

Para definir los cambios que deberán efectuarse en lo normativo y regulatorio, se publicaron a finales de enero tres documentos que marcarán la dinámica sectorial en la próxima década:

 

• Plan energético nacional 2019-2050
• El plan de expansión en transmisión 2019-2033
• La Misión de Transformación Energética

 

En esta y la próxima semana presentaremos en esta seción los prinipales aspectos de la Misión Transformación Energética.

 

La Misión de Transformación Energética

 

Con la diversificación de la matriz de generación energética a nivel global, asociada a la incorporación de energías renovables, el sector eléctrico en Colombia enfrenta un cambio tecnológico con impactos en toda su cadena de abastecimiento.

 

Para diseñar la ruta que permita avanzar en logros concretos se desarrolló la Misión de Transformación Energética -MTE-, que entregó un primer bloque de informes a finales de enero pasado.

 

El objetivo principal de la Misión de Transformación Energética -MTE- es generar una hoja de ruta para incorporar al mercado energético las energías renovables y adecuar modernizar todos sus esquemas de información y funcionamiento[1]. Se generará un grupo de medidas asociadas a la política energética, legal y regulatoria que se materializarán en decretos y resoluciones.

 

Por pasos de ejecución la misión ha diseñado el siguiente diagrama que presenta las distintas etapas e hitos a alcanzar:

 

Fuente: Misión de Transformación Energética -MTE-, Ministerio de Minas y Energía

 

La posibilidad de generar energía en escalas menores y distintos modos de distribución plantea desafíos económicos y normativos, para organizar un mercado en donde tengan cabida todos los actores y donde el objetivo sea fortalecer la competencia para garantizar precios y calidad óptimos para el usuario.

 

El plan de expansión energética 2017-2030 estableció que la participación de las energías renovables debía pasar del 0,9% al 11%. Cuando se materialice la generación, transmisión, distribución y comercialización de los proyectos adjudicados en la subasta de energías renovables del segundo semestre de 2019, este cambio estructural se hará realidad, con un aporte a la matriz energética en torno al 12%.

 

Los proyectos adjudicados por la subasta entrarían en operación a partir de 2022, lo que supone un ciclo de inversión inicial de dos a tres años después del cual comenzarán a generarse los costos de operación. Para esta fecha los cambios propuestos por la misión deberán estar implementados para acoger el muy distinto esquema de operación de las renovables.

 

Otros procesos del sector demandan cambios importantes como los sistemas de comercialización mayorista, el procesamiento de toda la información que genera el mercado y su uso en los sistemas de comercialización de energía.

 

En el primer caso los cambios surgen por la concurrencia de nuevos agentes con nuevos modos de producción, sistemas de abastecimiento y escalas productivas y en el segundo por el desarrollo tecnológico asociado a las tecnologías de automatización y Big data que permiten al sector construir sistemas de información más completos y eficientes para todos los actores, basados en un enfoque de gobernanza.

 

Cada uno de estos cambios requiere ajustes normativos de importancia y diversas inversiones que el estado debe planificar en un horizonte de corto, mediano y largo plazo.

 

La MTE muestra como la estructura y dinámica actual del mercado energético requiere cambios : “Por un lado, la integración vertical con el distribuidor le permite bloquear potenciales competidores en el segmento competitivo (la comercialización) ya sea limitando el acceso al bien esencial (input foreclosure), es decir, la red de distribución, o dilatando los procesos de cambio de comercializador frente a los usuarios (costumer foreclosure), por lo que puede asegurar una posición dominante en el mercado y tener como demanda cautiva a los usuarios menos elásticos”[2].

 

La nueva dinámica normativa y regulatoria facilitará el cambio en la estructura del mercado para la operación de las renovables, con la misión de garantizar la concurrencia de todos los actores del mercado con sus distintas escalas de producción y modos de operación.

 

Esta dinámica incorpora nueva competencia en los procesos de distribución, segmento donde se establece que existe una posición dominante en los mercados además de aspectos como áreas exclusivas de servicio o la no participación de la interconexión en actividades de generación, comercialización y distribución de electricidad. En particular, se observan tres retos normativos para el mercado de energía:

 

1.Lograr que el comercializador se independice del distribuidor y los demás actores para que garantice el mejor precio y calidad para el usuario.

2. Lograr la mayor competencia en la cadena de abastecimiento de los distribuidores.

   3. Que la construcción y operación de redes esté a cargo de operadores diferentes a los de distribución.

 

El informe de la misión reconoce estos desafíos y propone además medidas para avanzar en superar esta situación con mayor participación de terceros y la conformación de mercados anónimos, entre otras.

 

Cuáles son los desafíos de construcción de nuevo sistema y cuáles aquellos derivados de la estructura sectorial característica de nuestro país?.

 

Consulte nuestro boletín diario día 2

 

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[1] Misión de Transformación Energética 2020.

[2] Angela Cadena y Daniel Muñoz (enero de 2020). Informe 2 de la Consultoría para definir el alcance de la Misión de transformación energética y modernización de la industria eléctrica: hoja de ruta para la energía del futuro.