Boletín Normativo Sectorial
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Mié. 11 de Octubre de 2023
Gobierno-Energía. CREG. Proyectos de resolución CREG 701 023 y CREG 701023A de 2023, Opción tarifaria, socialización, 6 de octubre. Adriana Jiménez, experta comisionada, Yerson Castañeda, Asesor CREG
Estos proyectos son resultado de análisis rigurosos y extensos, técnicos como jurídicos para que en todo momento se garantice la solidez jurídica que todo este proceso requiere para que los saldos acumulados de la opción tarifaria sean garantizados y también permitan alternativas de financiación además de las de Findeter y otras.
De las propuestas en consultas, estas recogen de manera importante todas las sugerencias que se han recibido de parte de las empresas de parte de los usuarios de cómo recuperar estos saldos. Hay un énfasis especial es que el objetivo es proporcionar una alternativas que considera tanto los usuarios como las necesidades financieras de las empresas.
En esta propuesta el propósito fue integrar dentro de la tarifa la recuperación de los saldos pero con un incremento para los usuarios de manera moderada en el costo unitario de prestación del servicio.
El primer aspecto crucial dentro de la propuesta es la naturaleza del mutuo acuerdo, si el prestador no desea acogerse puede aplicar la normativa actual, pero si opta por acogerse va a tener muchos beneficios, como acceder al crédito de Findeter, no va a seguir acumulando los saldos, las tarifas no van a sufrir incrementos abruptos, como aspectos positivos que luego van a ser analizados con más detalle.
Yerson Castañeda, Asesor CREG
Se revisa a continuación los antecedentes, la evolución del análisis de impacto normativo donde está el reflejo de lo que ha pasado con el costo unitario y la revisión de la resolución definitiva.
La opción tarifaria no fue una herramienta diseñada para contingencias como la pandemia pero había venido funcionando muy bien con el control de saldos, con la acumulación de los saldos y su pago. En la resolución 58 de 2020 fue la que estableció algunas normas para enfrentar los efectos de la emergencia sanitaria, pues fue la primera que permitió la estabilidad de los precios al usuario final pero generó empezar a acumular algunos saldos.
Hay otros elementos como sistemas de algunos operadores de red que tuvieron aumentos altos respecto al período anterior y también hicieron uso de la opción tarifaria y la expedición del régimen tarifario especial para la región Caribe.
El resumen de la opción tarifaria, que es un instrumento donde los comercializadores pueden aplicar opciones de financiación al usuario para llevar una tarifa con unas condiciones. Otras opciones asociadas a la estabilización de las tarifas en la resolución CREG 058 de 2020 y otras sobre diferimiento del pago de las facturas.
No obstante, la opción tarifaria no fue diseñada para choques tan fuertes como el del COVID o la inflación postpandemia o el establecimiento de regímenes especiales. Esto generó acumular saldos por 5 billones de pesos, donde al parecer lo establecido en la resolución 12 no es capaz de darles una liquidez que pueden requerir en este momento generando un riesgo en la prestación del servicios de energía, la posibilidad de un aumento de la cartera e incapacidad de conseguir recursos de financiación.
Entonces es necesario revisar el balance que se debe conservar entre la liquidez necesaria de las empresas pero también el Costo Unitario que deben enfrentar los usuarios con su capacidad de pago asociada, dejando de incrementar saldos, que la competencia se desarrolle de manera normal y no artificial, como lo puede estar propiciando el cobro de las tarifas quienes deben cobrar saldos acumulados. Y dos aspectos importantes que tienen que ver con la seguridad jurídica para el cobro de estos saldos, la duración que cada uno haya calculado con base en las características particulares de saldo y de mercado. La posibilidad de financiar el saldo es otro de los objetivos buscados.
En el siguiente gráfico se presenta le costo unitario aplicado desde 2020. El 78% de los saldos acumulados está en 5 empresas: Caribe mar, Aire, EPM, Tolima y Codensa. Hay que destacar que el incremento del saldo venía a un ritmo de 120 mil millones de pesos mensuales durante el primer semestre y en los últimos meses el incremento es de 60 mil millones, pues algunas empresas han comenzado a recuperar sus saldos y se espera que en el corto plazo comience a revertir este comportamiento.
Lun. 09 de Octubre de 2023
Gobierno - Energía. UPME. Protocolo de conexión para generadores al SIN, a fin de lograr una generación energética eficaz de 6 GW para 2026. Director de la UPME. 6 de Octubre de 2023
La meta de este gobierno en el segmento de generación es lograr generar a 2026 6GW de generación eficaz, de la cual se espera cerrar 2023 con 1 GW. En este taller el Minenergía y la UPME están adelantando un seguimiento periódico a la ejecución de los proyectos de generación con conexión aprobada.
Se presenta en el siguiente gráfico la capacidad actual, asignada y resultante de generación en MW. En sus funciones la UPME no selecciona las tecnologías aunque aprueba los proyectos, que conformará una matriz energética con las siguientes características en 2032. La capacidad instalada actual abarca un 2% de solar, un 66% hidráulica y un 32% térmica.
La capacidad asignada hasta el momento es de 23 mil 867 MW, de los cuales 16329 son solares, un 68% son de energía solar, el 17% de eólica y 11% hidráulica. Se espera a 2032 conformar una matriz energética en la que el 39% de la generación sea a partir de energía solar, 35% hidráulica, 9% eólica y 17% térmica.
En el siguiente mapa se observa la capacidad total aprobada por la UPME por departamentos para proyectos de generación, mapa que cambiaría por la asignación que iniciará desde este mes hasta julio del próximo año, y no considera que hay proyectos que entran en operación y otros que están en etapa de liberación de capacidad por que no pusieron su garantía del último proceso de conexión, lo que se materializa en las cifras cuando surte su proceso administrativo.
En términos de capacidad y potencia la Guajira es el 13% de la capacidad asignada, en el resto del país está el 87% de la capacidad asignada de generación, siendo Córdoba el departamento con mayor capacidad asignada por potencia instalada, de 3,4 MW. El eje cafetero suma 1,3 gigas, el Tolima también se destaca con 1,3 GW de capacidad asignada. Los siete departamentos de la zona caribe suman ,8.1 GW en Solar y 3,3 en eólica, lo que evidencia los retos de los proyectos en la zona.
Se acepta que hay retos técnicos,hay un trabajo conjunto con XM, la idea es dar las señales en el próximo plan de expansión para preparar las instituciones en este sentido, hay interés de inversión, hasta ayer a las 5 iban más de 1.000 solicitudes.
Dentro del programa que se denomina estallido 6GW, la aprobación del punto de conexión es uno de los pasos, a nivel institucional el volumen de proyectos y trámites es un desafío que se asume con una conversación institucional que genera una dinámica de catalizador para estos proyectos, estas entidades son:
Cuando se analiza que de la capacidad aprobada debería ser licenciada por las corporaciones, la mayor proporción de los proyectos pasa por estas aprobaciones, lo exige de UPME y AMLA una capacidad mayor a la actual, y también buscar racionalizar los trámites para no tener en cuenta algunos más asociados a los hidrocarburos. Hay mesas de seguimiento semanal para trámites. Hay en Colombia 21 promotores que están llevando a cabo cerca de 100 proyectos, que están en un avanzado estado de madurez.
Desde el primero de enero de este año han entrado en operación 216 MW y se espera al cierre del año una entrada en funcionamiento de 600 MW. Buscando llegar a la primera GW de las 6 que se proponen. En los siguientes mapas se observa la descripción y capacidad de los proyectos que han entrado y entrarán en operación en 2023:
Estos mapas están depurados de acuerdo a lo que se considera realmente podría entrar en operación este año.
Coyuntura normativa
Coyuntura normativa
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Mié. 11 de Octubre de 2023
Gobierno-Energía. CREG. Proyectos de resolución CREG 701 023 y CREG 701023A de 2023, Opción tarifaria, socialización, 6 de octubre (3). Propuesta de cambios pasando de opción tarifaria actual frente a lo establecido en la nueva resolución, un mutuo acuerdo. Yerson Castañeda, Asesor CREG
En la siguiente diapositiva se resume la propuesta:
El primero es un cambio en uno de los subíndices del costo de comercialización que hoy no varía en función del nivel de tensión. También se propone incluir un costo mensual asociado con el pago asociado con el pago de los saldos acumulados en el componente de los costos de comercialización del servicio de energía eléctrica.
Este costo mensual será calculado con base en el saldo mensual, dividido por las ventas mensuales rezagadas como punto de referencia de cada mercado y resulta de un análisis que hace cada empresa con base en la tasa autoriza con el IBR más 2 puntos que refleja la tasa de FINDETER ha expresado una voluntad de préstamo para cubrir saldos en atención a la opción tarifaria, o si el comercializador consigue tasas inferiores mejor para que el comercializador consiga la mejor tasa posible. Sujeto a la tasa y un plazo que es máximo de 120 meses, para aquella empresas que tienen muchos saldos acumulados cuyo costo deber ser diferido a mayor tiempo, se arranca a revisar otra condición.
Lo primero es decir que la propuesta arranca con un mutuo acuerdo que si se logra se procede calcular la variable COT tomando el saldo a la fecha con tasa y plazo y este valor, que es un valor en pesos por KW /hora sumado a la fecha como la diferencia entre el costo unitario y el que se está aplicando actualmente sumado a la opción tarifaria no puede ser superior el 6% respecto del último costo unitario aplicado. Esto para que la tarifa al usuario final no tenga sobresaltos superiores a este valor determinado pero a su vez permitiendo que se incluya este costo de opción tarifaria como parte del costo de comercialización.
Cuáles son los impactos en cada uno de los 29 operadores de red integrados con comercializadores en el país?
En este saldo del siguiente cuadro está en el nivel de tensión 1, no están los otros niveles de tensión de comercializadores que no están integrados con los operadores de red, con estos suman con estos signos un total de 5 billones.
En la primera columna está el saldo en millones de pesos, que estaba en esta época, con corte a agosto de 2023, con el costo unitario que venía siendo aplicado, y la brecha es la que está entre el costo aplicado y la brecha como diferencia entre este costo y el de la 119 de 2007. En la tercera columna, que calcula la brecha entre situación actual (a) y aplicación de la resolución propuesta (b). Hay operadores de red con valores negativos que ya están recuperando saldo y cobrando costos superiores a los de la 119. Si a estos se suma el cargo inicial resulta un nuevo costo unitario. En la columna de amarillo se destacan los operadores para los cuales este costo registrará con la aplicación de la nueva resolución un aumento del costo unitario menor al 6%. Estas empresas pueden entrar de manera inmediata a la aplicación de la resolución.
Un vez que el comercializador se enfrenta a la pregunta de si va a aceptar el mutuo acuerdo si o no las opciones están en el siguiente gráfico, el comercializador sigue aplicando las resoluciones hoy vigentes como la 012 de 2020 y 119 del 2007 hasta que cubra sus saldos con los defectos o ausencias que ya se vieron, como la posibilidad de que algunos usuarios se vayan con otro comercializador o cuya tarifa suba tanto que comience a competir con los paneles solares de manera artificial.
Si va por el lado del mutuo acuerdo, diciendo que sí, debe preguntarse si cumple la condición del 6% o sea que la suma de brecha mas el costo de la opción tarifaria implique un crecimiento del costo unitario que no sea mayor al 6%?.
Si no lo cumple, inicia una dinámica de ascenso de la tarifa para que el comercializador pueda subir la tarifa para que alcance las condiciones de entrar al sistema. Sigue aplicando la 12 del 2020 con un incremento máximo del 3% en el segundo usuario.
Pero de todas formas si comienzan a operar independientemente de que no haya entrado o cumplido las condiciones, a este agente comienzan a operar las condiciones de protección de competencia artificial en estos mercados regulado o no regulado. Cuando un usuario estaba siendo atendido por un comercializador deberá cobrar la cuota parte del cargo de opción tarifaria hasta que finalice la opción en este mercado independientemente de que cambie de mercado de regulado a no regulado.
Este tipo de condiciones se vuelven muy importantes para aquellos comercializadores que tienen períodos de recuperación de saldos muy importantes entre dos o tres años.
La última es que cuando se cumplen las condiciones y el prestador ya está listo para entrar, finaliza la opción tarifaria, hay un cálculo de un saldo, del costo de opción tarifaria y arranca el sistema a cobrar, los saldos a ser recuperados con el respectivo limite a la competencia artificial que se ha mencionado.
El mutuo acuerdo opera de acuerdo ca las condiciones de cada uno de los agentes, cada uno optara seguir con la 012 o lo establecido en la nueva resolución.
En la línea azul está el costo unitario calculado con base en la 119, si el comercializador no se acogen no se expidiera ninguna resolución, tendría un aumento el CU del 4% mensual para los operadores. La línea gris sería aplicando la resolución tomando el mutuo acuerdo, lo que generaría aumentos de máximo entre 3% y 4% deacuerdo a la norma propuesta para que todos los comercializadores que no hayan cerrado brecha puedan aplicar. A partir de enero podrían tenerse tarifas estables, controladas que permiten comparar opciones.
Tener un mutuo acuerdo permite que este pueda ser utilizado como garantía financiera ante Findeter o entidades financieras, se accede a protección frente al descreme del mercado, control de tarifas, control de cartera y reducción de problemas sociales, con la opción tarifaria actual no se tienen estas garantías.
https://www.youtube.com/watch?v=ytLkfaUqZ-Q
Mar. 10 de Octubre de 2023
Gobierno-Energía. Gobierno-Energía. UPME. Acciones diseñadas por la CACSSE para mitigar el impacto del fenómeno del niño, 2 de Octubre
A continuación, se presentan las acciones que desde la Comisión Asesora de Coordinación y Seguimiento de la Situación Energética – CACSSE se han venido adelantando en materia de prevención ante el Fenómeno de El Niño.
https://www1.upme.gov.co/CACSSE/Acciones_CACSSE.pdf
