Lista la hoja de ruta: Colombia establece prioridades para desarrollar su sistema energético

La cartera energética publicó el resultado del ejercicio denominado ‘Misión de Transformación Energética’, donde, desde el 2019, 23 expertos nacionales e internacionales realizaron recomendaciones a partir de cinco focos estructurales del mercado energético.

Concluido todo el proceso, donde las recomendaciones de la Misión fueron publicadas para consulta y se socializaron con agentes del sector (más de 60) con el fin de recibir sus opiniones, el Ministerio de Minas y Energía trazó objetivos a realizar en el corto y mediano plazo.

Primer foco: Mercado mayorista

Los expertos hacen recomendaciones para mejorar la formación de precios, la participación de agentes y las transacciones al por mayor sin poner en riesgo la confiabilidad:

Encuentran que las acciones regulatorias para mejorar el mercado de corto plazo, como son los mercados intradiarios, los mecanismos de balance del sistema, el despacho vinculante y el mercado de servicios complementarios, deben seguir adelante.
Proponen la implantación de un esquema de precios nodales. Los análisis de viabilidad para su diseño deberán considerar la liquidación de los recursos de oferta y demanda en mercados diferenciados, y un precio zonal integrado basado en los precios nodales utilizados para liquidar la demanda inelástica. Además, deben incluir componentes de energía marginal, congestión marginal y pérdida marginal. Se adelantará un estudio para evaluar los impactos de adoptar esta propuesta.
Recomiendan la consolidación de mecanismos de comercialización, que fomenten la estandarización, profundización y eficiencia en la formación de precios. Estas propuestas deben considerar la seguridad crediticia, además de contar con esquemas de administración de riesgo, y con estándares mínimos de administración y publicación de información establecidos por entidades vigiladas por la Superintendencia Financiera de Colombia o por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. La Resolución CREG 114 de 2018 da lineamientos en esta dirección.
Igualmente, consideran que se puede permitir a los usuarios no regulados optar por contratar directamente con los generadores, y resaltan que, si es necesario mantener a los comercializadores como intermediarios de la demanda no regulada, ésta debería tener permitido negociar con tantos comercializadores como desee.

Durante la Fase II esta propuesta se ajustó para permitir a los usuarios no regulados contratar directamente entre las diferentes alternativas disponibles en el mercado mayorista (contratación bilateral), y a su vez, seleccionar un comercializador o generador que, en su calidad de representante comercial, estará encargado del registro de dichos contratos y las demás actividades propias de su actividad tradicional.

Con relación a los mecanismos de suficiencia, en la segunda fase se analizaron las recomendaciones de ajustes al Cargo por Confiabilidad (CxC) y a la contratación de energía a largo plazo.

En el primer caso, se recomienda a la CREG analizar modificaciones al CxC para que cuente con mecanismos de asignación de Obligaciones de Energía Firme (OEF) diferenciados para plantas nuevas o en construcción y para plantas existentes. Así mismo, analizar la conveniencia de la creación de productos estacionales, reconociendo el aporte diferenciado de cada recurso acorde a la temporada del año en que se realizaría la entrega de las OEFs.

El diseño de mercado de corto plazo en estructuración por parte del regulador debe dejar la puerta abierta a participación de nuevos agentes en el mercado mayorista. Igualmente se debe revisar la participación en el mercado de Cargo por Confiabilidad.
Es importante adelantar la revisión de los criterios de planeación de expansión de los diferentes segmentos de la transmisión para asegurar una amplia participación en la expansión y la entrada a tiempos de los proyectos. Además, considerar alternativas de expansión con soluciones de almacenamiento, participación activa de la demanda, generación distribuida, y otras que surjan de la evolución tecnológica y garantizar su conexión ágil y eficiente. De igual manera, se recomienda incluir nuevos criterios de flexibilidad y resiliencia que complementan los actualmente utilizados.
Se debe promover la entrada en vigencia de la normativa eléctrica andina, la concreción de los proyectos de infraestructura de interconexión y la realización de estudios para avanzar en la conformación del Mercado Andino Eléctrico Regional (MAER).

Segundo foco: Modernización de la red

Los expertos hacen sugerencias orientadas hacia la modernización y digitalización del sector mediante la incorporación de Recursos Energéticos Distribuidos – DERs. Un resumen de las propuestas se muestra a continuación:

Para la incorporación de DERs, entendidos como generación distribuida (autogeneradores y cogeneradores), microrredes, respuesta de la demanda, sistemas de almacenamiento y vehículos eléctricos, se requieren definiciones claras sobre su participación de estos recursos, prosumidores y comunidades energéticas en el mercado, su tratamiento tributario y de otras imposiciones como las contribuciones.
Establecer las reglas principales para la operación y participación de los DER en los mercados spot y de capacidad, así como en los mercados de servicios auxiliares (a través de un agente como agregador) y definición de cargos de respaldo razonables. Igualmente, establecer reglas para propiciar la participación y operación competitiva de los DERs según los lineamientos política.
Diseño tarifario flexible que considere tarifas dinámicas y dé las señales correctas al consumidor para que responda a los precios, intercambie energía y participe en programas de respuesta de la demanda.
Señales para la implementación y despliegue de la infraestructura de medición avanzada, requerimientos de espectro electromagnético y sistemas de telecomunicaciones necesarios para apoyar la digitalización de la red y un adecuado manejo de la información requerida para la toma de decisiones. Los expertos recomendaron que la operación de esta banda sea efectuada por un agente especializado.
Transformación de los Operadores de Red en Operadores de Sistemas de Distribución (DSO) con esquemas de control híbrido descentralizado y adecuado monitoreo de la red, con el fin de avanzar en la creación de plataformas distribuidas para el intercambio de servicios energéticos, con miras a transitar hacia un sistema y un mercado eléctrico que fomente la aparición de nuevas actividades, nuevos agentes y productos, mediante una red de distribución moderna gestionada por estos DSO.
Una vez analizado el avance de la Resolución 015 de 2018, se debe seguir avanzando hacia una regulación basada en incentivos, que remunere el TOTEX y que considere la continuidad de las metodologías tarifarias con el ajuste de parámetros declarados ex-ante cuando las condiciones de entorno así lo requieran.
Criterios generales de planificación para considerar DER y su impacto en la demanda, en la expansión de la red, incluyendo tiempos adecuados para coordinar con la expansión de la red de transmisión. También se debe disponer de información para aumentar la visibilidad y transparencia de los sistemas de distribución. Los Operadores de Sistemas de Distribución deben planear la expansión de la red y gestionar la calidad en la prestación del servicio mediante soluciones clásicas, pero también mediante la optimización de los recursos energéticos distribuidos, soluciones individuales y de almacenamiento y demás desarrollos tendientes a mejorar la eficiencia, beneficios para el usuario final y desarrollen la competencia.
Avanzar hacia la visualización pública en un sistema de información geotopológico con todos los parámetros eléctricos y conectividad de la red de distribución, de tal forma que el agente interesado en conectar DERs pueda realizar las simulaciones y estudios necesarios para tomar su decisión de conectarse o no a la red.
Generar condiciones de estandarización de las estaciones de carga para vehículos eléctricos, asimismo, excluirlas del pago de contribución y del impuesto sobre las ventas.

Tercer foco: Mercado de Gas Natural

Los expertos de la primera fase hacen una propuesta en varios temas y resaltan su integralidad. En la segunda fase los temas se consideran en diferentes horizontes de tiempo.

Para contar con información sobre la oferta de gas comercializable se requiere: (i) aclarar o modificar las definiciones en materia de seguridad de abastecimiento y de confiabilidad del suministro incluidas en el Decreto 2345 de 2015; y (ii) aclarar las definiciones de la Producción Potencial (PP) y la Producción Disponible para la Venta (PTDV) del Decreto MME 2100 de 2011, en referencia al tratamiento del gas contingente y gas para autoconsumo, con el fin de aumentar la disponibilidad de gas comercializable.
Igualmente se requiere definir la naturaleza del servicio de regasificación, los criterios de remuneración y sus responsables acorde con los beneficios obtenidos, así como el acceso a las plantas. Analizar la posibilidad de liberalizar la comercialización de la producción en este mercado, permitiendo la libre negociación de las partes mediante contratos bilaterales estandarizados tanto para el gas doméstico como para el Gas Natural Licuado (GNL) importado; así como también, las negociaciones del mercado secundario.
La expansión del sistema de transporte debe hacerse con un horizonte de 10 años y en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural (PAGN) deben indicarse los proyectos estratégicos, que serán realizados mediante convocatorias públicas, los indicativos, que se harán por iniciativa de las compañías, así como los de confiabilidad.
Para la operación del mercado se propone crear un nuevo agente institucional en el sector denominado Gestor Técnico Independiente del Sistema de Transporte y Almacenamiento, el cual además apoyará los procesos de planeación y definición de proyectos estratégicos e indicativos. Igualmente se propone la creación de un Centro de Transacciones Virtual (HUB).
Igualmente, se propone la implementación de un nuevo modelo de organización de la actividad de transporte para fomentar la competencia y separar las actividades monopolísticas mediante la adopción del modelo Common Carriage, con remuneración de ingresos máximos y cargos “Entry-Exit”. En las discusiones se recomienda hacer un estudio general y no centrado en estas opciones ya definidas.
Planeación orientada a garantizar el abastecimiento de la demanda, haciendo una revisión además de horizonte de planeación a la demanda potencial de térmicas, industrias y transporte, en el contexto de la entrada de renovables y reducción de emisiones. También se propone la creación de un comité asesor de planeamiento de la infraestructura de transporte de Gas Natural.

Cuarto foco: Cobertura de Energía y Subsidios

A continuación se hace un recuento breve de las propuestas de los expertos en temas de cobertura de energía y de gas, calidad del servicio, sustitución de leña, entre otros:

Aumento de la cobertura mediante nuevos desarrollos tecnológicos y alternativas de prestación del servicio, con criterios de calidad acordes a la interconectividad. Esto va de la mano con el fomento a la participación de los operadores de red en la expansión de cobertura, mediante la inclusión de soluciones individuales (redes logísticas) o microrredes aisladas e interconectables en la base de activos remunerados y el fomento a la participación de inversionistas privados.
Definición clara de responsabilidades de planeación en la UPME, de regulación para la remuneración de las soluciones en la CREG y de estructuración y ejecución (gestión, seguimiento e interventoria) de proyectos financiados con recursos públicos en el IPSE.

Centralización de la información de energización rural, para facilitar la formulación de proyectos, seguimiento a su ejecución y funcionamiento, y la toma de decisiones y asignación eficiente de recursos. Asignar al IPSE la función gestión, estructuración y seguimiento de los proyectos financiados con recursos públicos. No debe ser parte del cuerpo evaluador de proyectos. Se debe fortalecer el Centro Nacional de Monitoreo.

Implementación de las recomendaciones de la MTE y el estudio y recomendaciones de la UPME para sustitución de leña, mediante el desarrollo de planes con alternativas de diferentes fuentes y tecnologías, subsidios, mecanismos de financiación y el respaldo institucional necesario.
Unificación de los fondos del Programa de Normalización de Redes Eléctricas (PRONE), el Fondo de Apoyo para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas (FAER), el Fondo de Apoyo para la Energización de las Zonas no Interconectadas (FAZNI) y el Fondo Especial Cuota Fomento Gas Natural (FECFGN). Lo anterior, con el fin de contar con criterios de presentación de proyectos menos heterogéneos, superar problemas de consistencia en la información, y retos en el control y seguimiento al uso de los recursos.
Superar problemas del funcionamiento del esquema de subsidios que evidencia que no cumple con un principio básico de focalización, solidaridad y redistribución. Considerar elementos diferentes o adicionales a la estratificación para la adjudicación de subsidios, buscando garantizar que los beneficiarios sean poblaciones vulnerables, en condiciones de pobreza. Una revisión integral al esquema de subsidios trasciende a los sectores de energía eléctrica y gas combustible, por lo tanto, las recomendaciones emitidas, el diagnóstico y propuestas deben ser socializadas y discutidas con el Gobierno Nacional, el DNP y demás entidades encargadas en la actualidad de la mencionada revisión al esquema de subsidios.

Quinto foco: Marco institucional y regulatorio

Los expertos hacen recomendaciones relacionadas con la organización de la industria, un nuevo enfoque regulatorio y la gobernanza sectorial. Estas son:

Incorporación de nuevos agentes y definición de nuevas actividades. Ajustes a la regulación después de un análisis de impacto normativo, para introducir desintegración vertical o regulación ex post de actividades reguladas y las actividades en competencia.
Contar con areneras regulatorias para realización de pilotos que, permitiendo excepciones o tratamientos específicos a la aplicación de lo contemplado en el marco regulatorio, permitan evidenciar los beneficios y costos de un ajuste regulatorio de carácter general.
Promover un marco regulatorio en constante evolución, ágil, creativo y oportuno que abrace la evolución tecnológica en el desempeño del mercado, y posibilite la innovación y el cambio de paradigma en el sector energético. La regulación debe estar basada en resultados, considerar el TOTEX, y el cumplimiento de metas con gastos anuales permitidos. Vigencia clara de las formulas tarifarias y parámetros revisables en casos específicos.
Creación de un equipo de trabajo dedicado exclusivamente a realizar análisis de impacto normativo, que además realice análisis de impactos cuantitativos que sean públicos. De igual manera, se recomienda contar con reglas claras y previamente definidas para apartarse o postergar temas de la agenda regulatoria.
Reformas al funcionamiento de la CREG de manera integral, que aborden explícitamente el reglamento y la estructura de la Comisión, así como su funcionamiento como junta directiva. Se propone reducir el número de expertos dedicados y que estos puedan reelegirse por un solo periodo, así como permitir que haya abogados en el comité de expertos. Igualmente, se propone que se limite la reelección a máximo un periodo. La inhabilidad será de un año.
Fortalecimiento de la planta de personal de la SSPD, la capacidad sancionatoria de la entidad, un cuerpo colegiado asesor para imponer sanciones y dar concepto sobre intervenciones, y fortalecimiento del Fondo Empresarial, para contar con los recursos necesarios para la intervención de agentes del mercado de mayor tamaño en caso de situación de riesgo de continuidad del negocio en marcha. Por otro lado, fortalecer la coordinación institucional entre SSPD y SIC, mediante convenios que garanticen al adecuado entendimiento de las particularidades de los sectores de energía eléctrica y gas combustible por parte de la SIC.
Conformación del Centro Nacional de Monitoreo del Mercado Mayorista (CNM) para realizar el monitoreo en tiempo real del comportamiento del mercado mayorista, y crear, con asistencia de la SIC, un estándar para poder configurar el abuso de posición dominante, así como el de manipulación de precios. Alternativamente, la estructuración de un Autorregulador de los mercados eléctrico y de gas combustible, con poder investigativo y sancionatorio.
Revisar el rol de la UPME como Oficial de Información Sectorial, para administrar y coordinar la disponibilidad de información, facilitar su consulta, uso y análisis para el público y las entidades y agentes del sector. Fortalecer la Unidad para la emisión de alertas tempranas de proyectos y análisis de riesgos en el sector energético, con un fuerte componente a nivel regional y territorial. Consolidar el ámbito de planeación de la Unidad con la elaboración de los planeas indicativos de cobertura.
Establecer metas estructurales en aspectos como cobertura, confiabilidad, calidad y pérdidas, con horizontes de largo plazo, y acompañadas por un seguimiento de mediano y corto plazo a través de documento CONPES y en los planes de desarrollo de cada gobierno. Para ello, establecer el Plan Energético Nacional como el instrumento adecuado para definir estos objetivos de largo plazo, y que estos sean considerados a su vez en los diferentes planes de expansión y suministro a cargo de UPME.
Ampliar la conformación del CNO para contar con una pluralidad de agentes, que refleje las nuevas realidades del mercado y las expectativas futuras de nuevas actividades, así como la representación de la demanda regulada y no regulada. De igual forma, una composición del CAC basada en una pluralidad de agentes y un mecanismo de financiación que no implique sobrecostos a la demanda.
Profundizar la independencia del Operador del Sistema de Energía, dada la existencia de varios transportadores y las recomendaciones de la ley 143 de 1994. Se resalta la necesidad de fortalecer el el gobierno corporativo de XM.
Formalización de instancias de coordinación institucional y seguimiento del mercado para evaluar el avance de las políticas y planes y monitorear los riesgos que se identifiquen (adoptar un enfoque de riesgos para la toma de decisiones) y mantener la representación cruzada en las Juntas y Consejos de las agencias y entidades sectoriales.
Evitar que los proyectos planeados no entren en operación en los periodos inicialmente previstos, debido a problemáticas de licenciamiento ambiental o social, mediante soluciones integrales y transversales al desarrollo de proyectos de infraestructura. Facilitar el trámite para proyectos considerados estratégicos y determinar los proyectos de transmisión, transporte de gas y generación que tendrían categoría de “utilidad pública”.