CREG PROY 701 154

La CREG propone ajustar el régimen transitorio de la Resolución CREG 101 127 de 2026 en materia de reconciliación positiva, reconocimiento de costos de combustible, cumplimiento de Obligaciones de Energía Firme y redespacho de plantas hidráulicas por Nivel de Probabilidad de Vertimiento (NPV). Los cambios involucrarían al ASIC, al CND, a generadores y comercializadores, con condiciones específicas de operación y duración vinculada a las medidas transitorias de abastecimiento.

La propuesta busca atender situaciones en las que una planta entrega energía en la operación real por exigencias del mecanismo de confiabilidad, pero no aparece en mérito en el Despacho Ideal. Para la energía cubierta, adicionaría al precio de reconciliación positiva dos veces el costo de operación y mantenimiento de la tecnología y habilitaría un caso particular de reconocimiento de contratos de ocasión cuando la opción de compra de gas del contrato principal no se active.

También reconocería, bajo condiciones acumulativas de riesgo, precio y generación, la contribución de la generación real al cumplimiento de la obligación diaria de energía firme ajustada. El reconocimiento tendría como límite esa obligación y se cobraría a la demanda por restricciones. La generación ideal y la desviación ordinaria permanecerían para los demás cálculos regulatorios; no se plantea reemplazarlas de manera general por generación real.

Para las plantas hidráulicas, el proyecto anticiparía la causal de redespacho al momento en que el agente declare que el embalse superó el NPV, sin esperar al vertimiento. El despacho en la base seguiría condicionado a que sea posible, y la exclusión de regulación secundaria de frecuencia dependería de que otros recursos puedan asumir el servicio.

• la energía programada bajo el artículo 10 de la Resolución CREG 101 127 que se genere en la operación real sin resultar en mérito en el Despacho Ideal recibiría el precio de reconciliación positiva definido por la Resolución CREG 034 de 2001, más dos veces el COM de su tecnología. No se propone una remuneración total limitada a dos COM.
• para las variables de costos de suministro y transporte de combustible, el ASIC tomaría el valor del contrato de ocasión cuando supere al principal, solo si el principal corresponde a una opción de compra de gas que no se activa. La excepción no sería aplicable a cualquier combustible o contrato por el solo hecho de ser más costoso.
• durante el período de riesgo, la regla aplicaría en días en que el Precio de Bolsa Nacional supere el Precio de Escasez de Activación en algún período horario. Cubriría plantas o unidades despachadas centralmente con OEF, cuya generación real diaria sea mayor que la generación ideal nacional diaria y cuya generación ideal nacional diaria sea menor que su obligación diaria ajustada.
• la desviación calculada con generación real se fijaría en cero cuando arroje un resultado positivo. Así, el mecanismo reduciría la desviación negativa hasta el cumplimiento de la obligación, sin producir desviaciones positivas ni reconocer generación por encima de ella bajo esta regla.
• el reconocimiento de generación real se incorporaría a los denominadores de los cobros de las desviaciones y tendría un cobro específico a la demanda. Se asignaría a los comercializadores en proporción a su demanda comercial nacional para trasladarlo al componente de restricciones y entraría al cierre de la liquidación. La generación real que exceda la ideal seguiría liquidándose con las reglas de reconciliación vigentes.
• para los demás numerales del Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006, incluidos 7, 8, 9 y 11, se mantendrían la generación ideal y la desviación ordinaria del numeral 6. La desviación calculada con generación real se emplearía en los cobros expresamente modificados para las plantas cubiertas, no como sustitución general.
• en condición de Alerta y durante el período de riesgo, la declaración del agente de haber superado el NPV sería causal de redespacho. El CND despacharía la planta en la base de ser posible, hasta que el agente declare un nivel inferior. La restricción de AGC operaría solo si existen otros recursos a los que se pueda reasignar el servicio.

• aplicaría el caso adicional de costos de combustible, calcularía el reconocimiento de generación real, ajustaría los cobros y publicaría, para cada día de aplicación, la desviación por generación real de cada planta cubierta y el reconocimiento agregado.
• recibirían el tratamiento propuesto de reconciliación y, cuando cumplan todos los requisitos, el reconocimiento de generación real para sus OEF. La entrega real de energía por sí sola no bastaría para aplicar todas las reglas.
• declararían la superación y posterior descenso del nivel del embalse respecto del NPV, con efectos sobre el redespacho y la participación en AGC bajo las condiciones previstas.
• aplicaría la causal de redespacho, evaluaría la posibilidad de despachar en la base y reasignaría el servicio de regulación secundaria cuando existan recursos alternativos.
• asumirían la asignación regulada del reconocimiento mediante restricciones, conforme a la demanda comercial nacional. El ajuste plantea un traslado de costos, no una reducción garantizada del valor que pagan los usuarios.

• La propuesta podría reducir la diferencia entre la generación que se exige físicamente a una planta y la generación que se reconoce para ciertos efectos de cumplimiento y remuneración. A cambio, asignaría a la demanda el costo del reconocimiento adicional. Su magnitud dependería de los días, plantas y cantidades que cumplan las condiciones de aplicación, y no del simple volumen total de generación térmica.
• La causal por NPV podría permitir aprovechar aportes hídricos antes del vertimiento, pero el resultado dependería de las condiciones del sistema y de la posibilidad de reasignar el AGC. La anticipación de la causal no garantizaría un despacho irrestricto ni eliminaría las responsabilidades de declaración del agente.

• ¿La suma de dos COM al precio de reconciliación positiva remunera adecuadamente la operación exigida sin duplicar conceptos ya reconocidos?
• ¿Las condiciones del reconocimiento de generación real delimitan con precisión las desviaciones que provienen del mecanismo y no de un incumplimiento del agente?
• ¿La asignación del reconocimiento a la demanda conserva la neutralidad buscada frente a los demás generadores con desviaciones negativas y usuarios sin cobertura de OEF?
• ¿La declaración de superación del NPV y la condición de recursos alternativos para AGC permiten aprovechar el agua sin trasladar riesgos a la operación?

• La entrada en vigencia dependería de la publicación del acto definitivo en el Diario Oficial; los cambios durarían mientras estén vigentes las medidas transitorias de la Resolución CREG 101 127 de 2026.
• El reconocimiento de generación real para OEF exige conjuntamente el período de riesgo, el umbral de precio y las condiciones de despacho, asignación y generación descritas. No genera desviaciones positivas ni sustituye los restantes cálculos basados en generación ideal.
• El caso de contrato de ocasión requiere tanto un valor superior al principal como una OCG principal no activada. No constituye autorización general para trasladar cualquier mayor costo contractual.
• El redespacho por NPV conserva la condición de posibilidad operativa. La exclusión de AGC depende de que haya otros recursos a los que se pueda reasignar y cesaría cuando el agente declare que el nivel del embalse está por debajo del NPV.

• La Resolución CREG 101 127 de 2026 contiene las medidas transitorias que el proyecto propone modificar y adicionar.
• La Resolución CREG 034 de 2001 define el precio de reconciliación positiva y sus componentes de combustible.
• La Resolución CREG 071 de 2006, Anexo 7, contiene la liquidación de OEF cuyos numerales 10.3 y 10.4 se modificarían y al que se incorporaría el numeral 10.5.
• El Documento CREG 901 447 de 2026 desarrolla el diagnóstico, las alternativas y la justificación de la propuesta.