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Timestamp: 2019-07-22 00:09:32
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Matched Legal Cases: ['artículo 20', 'artículo 23', 'artículo 25', 'artículo 85', 'artículo 85', 'artículo 8', 'artículo 2', 'artículo 33', 'Artículo 1', 'Artículo 8', 'artículo 32', 'Artículo 2', 'Artículo 3']

RESOLUCIÓN No. 029 DE 2019
Por la cual se hace un ajuste al numeral 1.5 del Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006.
La Ley 143 de 1994 define el Reglamento de Operación como el “conjunto de principios, criterios y procedimientos establecidos para realizar el planeamiento, la coordinación y la ejecución de la operación del sistema interconectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía eléctrica. El reglamento de operación comprende varios documentos que se organizarán conforme a los temas propios del funcionamiento del sistema interconectado nacional.”.
En el artículo 20 de la Ley 143 de 1994 se define como objetivo fundamental de la regulación en el sector eléctrico, asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio.
Para el cumplimiento de los objetivos establecidos, la Ley 143 de 1994, en el artículo 23, le atribuye a la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG, entre otras, las siguientes funciones:
-	Crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la competencia.
-	Establecer el reglamento de operación.
El artículo 25 de la misma Ley señala que todos los agentes económicos que hagan parte del Sistema Interconectado Nacional deben cumplir el Reglamento de Operación.
El artículo 85 siguiente, establece que “Las decisiones de inversión en generación, interconexión, transmisión y distribución de energía eléctrica, constituyen responsabilidad de aquéllos que las acometan, quienes asumen en su integridad los riesgos inherentes a la ejecución y explotación de los proyectos.”
En este contexto legal, la CREG, mediante Resolución CREG 071 de 2006, adoptó la metodología para la remuneración del Cargo por Confiabilidad, con el fin de garantizar la confiabilidad del servicio de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional. Este esquema se fundamenta en lo señalado en el artículo 85 de la Ley 143 de 1994, antes mencionado, y busca asegurar la prestación del servicio mediante la definición de incentivos que estimulen la entrada de nueva generación, cuando se evidencie que ello es necesario para cubrir la demanda proyectada para un determinado período.
Justamente, con el objetivo de asegurar la entrada de la nueva generación que disponga de energía firme para atender la demanda cuando se haya identificado la necesidad de dicha energía, la Resolución CREG 071 de 2006 establece la obligación de realizar auditorías a las plantas nuevas, especiales o existentes con obras que participen en los mecanismos de asignación y obtengan Obligaciones de Energía Firme – OEF. Al respecto, señala el artículo 8 de la mencionada resolución:
“La obligación de cumplir con la Curva S, con el cronograma de construcción o repotenciación de la planta o unidad de generación y con la puesta en operación de la misma, será objeto de verificación mediante una auditoría que deberá ser contratada por el Administrador de la Subasta de acuerdo con las disposiciones contenidas en el numeral 1.5 del Anexo 1 de esta resolución”. (Subrayado fuera de texto)
Entendiendo que el objetivo de la auditoría de construcción es verificar el estado de avance del proyecto y su puesta en operación con respecto a la fecha de inicio del periodo de vigencia de la obligación, la auditoría contempla toda la información relevante, incluyendo aquella referente a los cambios que el agente o promotor del proyecto realice en la construcción del mismo. Por tanto, en caso de presentarse modificaciones a la alternativa de conexión propuesta inicialmente, o de que adopten planes de recuperación por parte del agente, el informe de auditoría considera y analiza el efecto que tales cambios tengan sobre el cumplimiento de la Curva S y en particular, la fecha de puesta en operación del proyecto.
Se expidió la Resolución CREG 104 de 2018, modificada por la Resolución CREG 142 de 2018, con la que se convocó una subasta del Cargo por Confiabilidad para la asignación de Obligaciones de Energía Firme para el periodo 2022-2023. En esta misma resolución se diseñó un esquema de incentivos para los proyectos de generación que puedan entrar operativa y comercialmente antes del 1 de diciembre de 2022, fecha de inicio del periodo de vigencia de las OEF que se asignarían a través de la subasta convocada con la mencionada resolución.
Las disposiciones legales y regulatorias conciben la generación de energía eléctrica como una actividad sujeta a la competencia, por lo que la entrada y participación en el mercado de energía mayorista es iniciativa del agente. Siendo el Cargo por Confiabilidad un mecanismo que hace parte del mercado de energía mayorista, es responsabilidad del agente que representa la planta de generación a cuenta y riesgo propio, llevar a cabo la construcción del proyecto y asegurar la entrada en operación comercial, para la que es indispensable la conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN), entre otros requisitos.
Los promotores o agentes que representan las plantas nuevas, especiales o existentes con obras, a las que se les asigne OEF, deberán cumplir con los requerimientos asociados al mecanismo del Cargo por Confiabilidad, dentro de los que se encuentra estar en capacidad de entregar efectivamente la energía firme comprometida al SIN, a más tardar en la fecha de inicio del periodo de vigencia de la obligación.
Teniendo en cuenta lo anterior, el promotor o agente que representa el proyecto de generación al que se le asignaron OEF deberá adoptar todas las medidas necesarias, para asegurar la entrada en operación del proyecto antes del inicio del periodo de vigencia de obligación, incluyendo aquellas asociadas a la gestión de las alternativas de conexión al SIN, que le permitan cumplir con esta fecha.
En cuanto a la conexión al SIN, la Resolución CREG 106 de 2006, en el numeral 2.1 del anexo establece la obligación para los generadores de presentar un estudio de conexión, dentro del cual se debe incluir una alternativa que corresponda exclusivamente a activos a cargo del generador. Así mismo, en los numerales 1.3 y 2.2 del anexo se señala que, dentro del procedimiento de asignación de puntos de conexión de generadores, los interesados, entendidos como los promotores o los agentes responsables del proyecto, deben ratificar a la UPME su solicitud de conexión, en un plazo máximo de quince (15) días hábiles después de publicados los resultados de la subasta para la asignación de OEF.
Para determinar si para la conexión de un generador es viable económica y técnicamente una expansión del sistema, en el numeral 2.2. mencionado, la UPME, conforme con los criterios establecidos en la normatividad vigente, debe realizar un estudio en el que compara los costos contra los beneficios del proyecto de expansión. La expansión del sistema se recomendará sólo en el caso en el que los beneficios superan los costos.
En la Resolución CREG 093 de 2007, que modificó la Resolución CREG 022 de 2001, en su numeral 4.2 señala que la fecha a considerar para la entrada en operación de un proyecto de expansión del sistema corresponderá a la establecida en los documentos de selección, donde para el caso de conexión de plantas o unidades de generación, esta será de tres (3) meses antes de la fecha informada por el generador para la entrada en operación comercial de la primera unidad del proyecto de generación.
La fecha establecida por la Resolución CREG 093 de 2007 para el análisis del estudio de conexión por parte de la UPME es uno de los factores importantes en el análisis beneficio-costo de una potencial expansión. La recomendación de la UPME sobre la viabilidad de la expansión depende de dicho análisis beneficio-costo, así como del cumplimiento de los procedimientos establecidos por la normatividad ambiental, consulta de comunidades y demás aspectos previstos en las normas vigentes.
Así mismo, de haber un cambio en la alternativa de conexión solicitada por el agente generador, que igualmente está sujeto al correspondiente análisis beneficio-costo, el cambio debe ser objeto de la auditoría de seguimiento prevista en la Resolución CREG 071 de 2006, de acuerdo con los objetivos que persigue el esquema de Cargo por Confiabilidad.
La Comisión considera necesario precisar las normas de la Resolución CREG 071 de 2006 relativas a la auditoría de las plantas nuevas y especiales con el fin de que las verificaciones por parte del auditor se inicien en un momento oportuno del Período de Planeación. Así mismo, se considera pertinente precisar el alcance de la gestión de los auditores respecto de la conexión de los proyectos al SIN y de los planes de recuperación que propongan los agentes.
No se informó a la Superintendencia de Industria y Comercio sobre esta regulación, toda vez que se determinó que no plantea una restricción indebida a la libre competencia, en los términos previstos en el artículo 2.2.2.30.6, numeral 1, del Decreto 1074 de 2015.
Mediante Resolución CREG 025 de 2019, se aprobó hacer público el proyecto de resolución “Por la cual se hace un ajuste al numeral 1.5 del Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006”
Durante el período de comentarios se recibieron comunicaciones de Tebsa, radicado CREG E-2019-002451 y de XM, E-2019-002465.
Los análisis de la CREG y la respuesta a los comentarios recibidos se encuentran en el Documento CREG 019 de 2019.
La publicación y adopción se hacen por términos inferiores a los previstos en los incisos primero y segundo de la Resolución CREG 039 de 2017, con fundamento en la causal del numeral 6 del artículo 33 del Reglamento Interno de la Comisión, Resolución CREG 039 de 2017.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 907 del 25 de febrero de 2019.
Artículo 1.	Modificar el numeral 1.5 del Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006. El numeral 1.5 del Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006 quedará así:
“1.5 CONTRATACIÓN DE LA AUDITORÍA PARA PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN NUEVAS O ESPECIALES. Para la contratación de la auditoría del cumplimiento de las obligaciones contenidas en el Artículo 8 de esta resolución, el Administrador de la Subasta definirá los Términos de Referencia de acuerdo con lo establecido en esta resolución y observando, como mínimo, las siguientes condiciones:
2.	La contratación de la auditoría para todas las plantas nuevas, especiales o existentes con obras, que resulten con asignaciones de Obligaciones de Energía Firme en la Subasta, deberá iniciarse una vez publicado el resultado de la subasta y surtirse a la brevedad posible, de tal forma que el primer informe del auditor se entregue a más tardar seis (6) meses después de la expedición de la certificación de asignaciones de OEF de que trata el artículo 32 de la Resolución CREG 071 de 2006.
3.	El costo de la auditoría será pagado por quien tenga asignada la Obligación de Energía Firme, de acuerdo con las condiciones establecidas en el Reglamento de Garantías y en los Términos de Referencia.
4.	El auditor estará obligado a rendir cada seis (6) meses al Ministerio de Minas y Energía, a la CREG, al CND y a la UPME un informe de avance del proyecto y un informe final a su culminación. El auditor estará obligado a rendir informe cada tres (3) meses durante el año anterior a la fecha original de inicio del período de vigencia de la obligación asignada y en adelante, hasta tanto inicie su operación comercial o pierda las obligaciones de energía firme, de conformidad con lo previsto en la regulación.
La entrega de los informes de auditoría deberá realizarse como máximo tres (3) meses después de la fecha de corte del período a auditar. Será obligación de los agentes suministrar en forma oportuna la información completa que requiera el auditor para elaborar el informe.
5.	En su actuación el auditor deberá ser diligente en la incorporación de toda la información relevante para sus análisis y conclusiones, además de la señalada en el numeral 6. Los informes de auditoría deben ser claros, precisos y detallados dentro de una actuación en el establecimiento de:
a)	El incumplimiento grave e insalvable de la puesta en operación de la planta o unidad de generación.
b)	El retraso en el cronograma de construcción o de repotenciación, o de la puesta en operación de la planta o unidad de generación, y de la Curva S.
6.	El auditor verificará que la Curva S de ejecución real sea elaborada utilizando los mismos parámetros (tales como los factores de ponderación de las diferentes actividades del proyecto), usados en la elaboración de la Curva S declarada por el interesado, en cumplimiento de la Resolución CREG 071 de 2006 y las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.
7.	El auditor, para el primer informe de que trata el numeral 2, deberá considerar en sus evaluaciones la fecha de conexión que establezca la UPME en el concepto de conexión del generador para la alternativa seleccionada por el desarrollador. En caso de que el informe del auditor evidencie que el desarrollador, debido al concepto de conexión de la UPME, ha propuesto acciones de recuperación tendientes a cumplir con el IPVO y la fecha de entrada en operación, estas acciones deberán haber sido incorporadas para seguimiento en el cronograma y la Curva S al momento de presentación del primer informe, sin modificar la fecha de entrada de operación.
8.	No se admitirán informes de auditoría ambiguos.
9.	En los informes de auditoría se explicarán y relacionarán todos los antecedentes, estudios, métodos, memorias de cálculo, exámenes, experimentos e investigaciones que sirvieron de base para dictaminar respecto de determinadas plantas o unidades, alguno de los eventos señalados en el numeral 5 de este título. Explícitamente se deberá indicar el número de días de desviación comparando la Curva S de ejecución real con la declarada por el interesado. Con este mismo número de días el auditor estimará la nueva fecha de puesta en operación.
10.	El auditor calculará la ENFICC de la planta o unidad de generación utilizando los parámetros reales de la planta, estimados con base en los protocolos y los procedimientos definidos en el Anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006 y las nomas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.
11.	Previamente a la entrega de los informes, el auditor validará sus conclusiones con el agente interesado, dando acceso a la documentación técnica reunida y permitiéndole contradecir el proyecto de informe y formular solicitudes de complementación o aclaración que se resolverán en el informe periódico y en el informe final, según corresponda.
12.	Una vez rendido el informe del Auditor y ante un incumplimiento del cronograma, el agente podrá solicitar, a su costo y dentro de los seis (6) meses siguientes, la realización de una nueva auditoría, la cual debe ser efectuada por el mismo auditor”.
Artículo 2.	Las condiciones definidas en el artículo anterior referentes a la ejecución de las auditorías, serán aplicables a las auditorías que se hayan contratado con anterioridad a la entrada en vigencia de esta resolución. En consecuencia, el Administrador de la Subasta deberá, a la brevedad posible, ajustar los contratos de auditoría para plantas y/o unidades de generación nuevas o especiales, que se encuentren en ejecución a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución, para incorporar en ellos lo previsto en el artículo anterior.
Artículo 3.	Vigencia. Esta resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.
Dada en Bogotá D.C, 25 FEB. 2019
Creg029-2019.docx Creg029-2019.pdf