Mecanismos para garantizar la confiabilidad y la estabilidad tarifaría en el servicio de energía eléctrica y sus actividades complementarias. Para alcanzar las finalidades previstas en el anterior artículo, y, en particular, para precaver los efectos adversos de la exposición a los precios de Bolsa en el Mercado Regulado en periodos de baja hidrología, dentro de los tres (3) meses siguientes a la entrada en vigencia del presente decreto, deberán habilitarse los mecanismos de control de eficiencia e instrumentos adicionales en el Mercado de Contratos y en la Bolsa de Energía para propiciar, entre otros, la celebración de contratos de largo plazo. En el desarrollo de los mecanismos correspondientes, la CREG deberá considerar los siguientes lineamientos
Al menos el 95% de la generación horaria del conjunto de plantas hídricas despachadas centralmente de cada generador deberá ser vendido en contratos priorizando atender directamente la demanda de los usuarios.
Los generadores deberán vender en contratos tipo Pague lo Contratado (PLC), al menos el equivalente a las Obligaciones de Energía en Firme (OEF) anual asignadas, o el equivalente porcentual de la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC) para los casos donde no hay asignaciones, del total de sus plantas hídricas.
La implementación de mecanismos de contratación flexibles que permitan a los agentes vender al mercado regulado la diferencia entre la generación, indicada en el numeral 1, y las ventas en contratos en firme de los que trata el numeral 2, de este artículo. En los mecanismos flexibles se deberá considerar, sin limitarse a estos, los siguientes elementos: i) habilitar contratos tipo Pague lo Contratado Condicionado (PCC) asociados con los excedentes generación o excedentes de energía en poder de agentes del mercado; ii) habilitar a los generadores para realizar convocatorias de venta de energía; iii) establecer procesos unificados de compras en contratos de energía para la demanda regulada en la que se podrán priorizar los comercializadores con mayor exposición a bolsa: iv) permitir que, de manera voluntaria, las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), incluidas las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH) puedan adherirse a los mecanismos i), ii) y iii.) de este numeral 3, incentivando el incremento de la participación de estas tecnologías, así como otras tecnologías, diferentes a las contenidas en el numeral 1; v) definir las reglas del traslado de los precios de los contratos a las tarifas. Manteniendo suficiencia financiera a las empresas y dando señales económicas para la expansión en generación; vi) evaluar la conveniencia de modificar los límites de contratación propia para el cubrimiento de la demanda con mayor exposición a bolsa; vii) evaluar la conveniencia de implementar mecanismos que permitan suspender el despacho de este tipo de contratos en caso de impagos por parte del comprador.
Establecer las medidas que garanticen la concurrencia y participación efectiva de los comercializadores de energía que atienden el mercado regulado, en los mecanismos de los que trata el numeral 3 anterior.
Acelerar la implementación de reglas que permitan la participación de los usuarios en el mercado como los mecanismos de Respuesta de la demanda, eficiencia energética u otros que permitan disminuir el consumo de electricidad.
Integrar los anteriores lineamientos con medidas que busquen propiciar e incentivar la libre competencia en el mercado de contratos, a efectos de estabilizar las tarifas.
Determinar las reglas periódicas de evaluación de las medidas implementadas y sus respectivas vigencias, considerando la efectividad de las mismas en la mejora tarifaria. En cualquier caso, los mecanismos de contratación deberán orientarse a la estabilización y reducción de tarifas para el usuario regulado. Los mecanismos de los que trata el presente artículo deberán ser definidos por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), en el marco de sus competencias y en atención a los lineamientos de política pública aquí previstos, dentro de los tres (3) meses siguientes a la entrada en vigencia del presente decreto. CAPÍTULO 3 DE LOS FONDOS ELÉCTRICOS SECCIÓN 1 FAER (Nota de vigencia: Esta Sección se entenderá Derogada con la entrada en operación de FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2. del Decreto 1073 de 2015. E xcepto los artículos: i) 2.2.3.3.1.7. Definición de las necesidades y prioridades del Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica - PIEC; ii) 2.2.3.3.1.8. Expansión de la cobertura del servicio de energía eléctrica en el SIN; iii) 2.2.3.3.1.9. Expansión del servicio mediante proyectos remunerados con el cargo de distribución ) Con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015, e xcepto los artículos: i) 2.2.3.3.1.7. Definición de las necesidades y prioridades del Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica - PIEC; ii) 2.2.3.3.1.8. Expansión de la cobertura del servicio de energía eléctrica en el SIN; iii) 2.2.3.3.1.9. Expansión del servicio mediante proyectos remunerados con el cargo de distribución.