Reunión Técnica 014 Bogotá, 14 Septiembre de 2011.

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1 Reunión Técnica 014 Bogotá, 14 Septiembre de 2011

2 Comentarios MOR

3 MOR Comentarios al Esquema MOR En términos generales el esquema ajusta principalmente dos elementos frente a la propuesta anterior: La demanda es presentada por los agentes y la CREG establece la función de demanda. El esquema de garantías se ajusta.

4 MOR El horizonte de tiempo para las subastas no alcanza a cubrir fenómenos de hidrología crítica: El mecanismo puede ser perverso en la medida que el horizonte a ofertar solo considera dos años hacía adelante. En medio de un fenómeno del Niño puede no ser optima la el horizonte para contratar la demanda regulada. Propuesta: tener un horizonte de tiempo superior, 3 o 4 años.

5 MOR Como se define la curva de demanda? No es claro en la resolución como se define el Pp1 (Precio de inflexión. Precio por debajo del cual se compraría la demanda objetivo en $/kWh ) Lo que si manifiesta es que la CREG define la Curva de demanda. Propuesta: La CREG debe agregar las curvas de los agentes compradores. El valor de Pp1 debe tener una metodología en la resolución, de lo contrario queda al arbitrio de la comisión. El Pp1 podría determinarse con el precio promedio histórico de contratos del mercado no regulado o un porcentaje del mismo (ej 95%)

6 MOR El mecanismo socializa los defaults en los que incurren los agentes. Puede ser interesante pensar en la CCRC?

7 Alterntiva para Remunerar Genración de Seguridad

8 Generación de Seguridad La necesidad de revisar el tema surge por que los costos de las restricciones se han incrementado y la CREG puede pensar en medidas extremas que acoten os costos de esta generación:

9 Generación de Seguridad La necesidad de revisar el tema surge por que los costos de las restriccones se han incrementado y la CREG puede pensar en medidas extremas que acoten os costos de esta generación:

10 Generación de Seguridad Comparando agosto de 10 con agosto del 11 se ve un incremento considerable en las GS no asociada a ninguna de las causas anteriores, es importante solicitar a XM se aclaren las casusas de ésta GS

11 El art. 7 CREG 055 de 1994 respecto a la obligación de generar: “La empresa generadora debe cuando la Comisión o la Superintendencia así lo requiera proporcionar detalles de los precios cotizados por los servicios asociados de generación, incluyendo la justificación de los mismos y detalles de los costos en los que incurriría al proveerlos. Tales costos pueden comprender una rentabilidad razonable sobre su capital” (subrayado nuestro) “Para verificar si las cotizaciones de los generadores siguen el criterio definido en la resolución mencionada, la Comisión tomará en cuenta que los precios ofertados serán flexibles e incluirán el efecto de incertidumbre y las diferencias de percepción de riesgos de los generadores” (subrayado nuestro) Es decir, la regulación permite que la oferta de precios en bolsa del generador incluya una porción adicional de sus costos variables debido a una rentabilidad razonable sobre su capital y el efecto de la incertidumbre y percepción del riesgo asociado a la operación. Alternativas para remunerar Generación Fuera de Mérito

12 Ante la posibilidad de que algunos agentes podían “controlar” (posición dominante) la generación fuera de merito) Con la resolución CREG 034 de 2001, la Comisión estableció un precio máximo para la reconciliación positiva. Pero no se incluyeron ítems que los agentes consideran para su oferta en bolsa; tal como, percepción del riesgo. En un sistema de precios intervenidos, el riesgo para el generador debe ser cero. Si no lo es, hay un desequilibrio en la filosofía del riesgo empresarial. Las leyes Colombianas permiten a un generador recuperar un retorno sobre su inversión. En el caso de los pagos por generación de seguridad no se permite ningún retorno. Un costo de oportunidad en el rango 15% a 20% de interés anual debería ser el adecuado. (20119/ACOLGEN/TJW 19 de abril de 2002, Dictamen Técnico Power Planning Associates ) Alternativas para remunerar Generación Fuera de Mérito

13 La Comisión considera que a partir de la expedición del nuevo marco regulatorio que rige el mercado de energía firme, se hace necesario analizar la compatibilidad o coherencia de la remuneración de la generación de seguridad vigente, con las reglas de funcionamiento y la evolución de dicho mercado de Energía firme. La implementación del concepto de ENFICC y su valoración, podrían estar generando señales económicas que permitirían definir el costo de oportunidad de unidades con Energía firme que son llamadas por el CND para atender el servicio de generación de seguridad y valorar en el largo plazo el riesgo de las restricciones en la infraestructura eléctrica. (Doc. CREG 086 de 2008) Cargo por Confiabilidad y Remuneración por Generación Fuera de Mérito

14 En un mercado liberalizado como el Colombiano la red de transporte debe ser transparente para lograr una eficiencia del mismo. Las restricciones originadas en la red de transmisión y su congestión juegan un papel fundamental en el desarrollo del mercado a largo plazo. El establecimiento de señales económicas claras mediante el pago de las mismas incentiva a ejecutar inversiones para disminuir o eliminar restricciones del sistema (STN, STR, o SDL). De igual forma los mantenimientos en activos del SIN que incrementen las restricciones y causen sobrecostos deben ser asumidos por los agentes causantes. Para lograr un equilibrio en la eficiencia asignativa del capital, se requiere que la evaluación costo beneficio de mantener las restricciones respecto a construir activos para su reducción o eliminación, sea bien calculada sin las distorsiones actuales que generan una señal inadecuada de baja remuneración a la generación de seguridad. Criterio para eliminar Generación Fuera de Mérito

15 Propuesta 1: Fijar un precio igual al costo de oportunidad de la planta y/o unidad de generación que produce dicho MWh adicional y que evita la desatención de la demanda: PREC = Precio de escasez Lo anterior va unido a la adaptación del nuevo esquema de mercado de energía firme, y una valoración adecuada de la generación de seguridad. Se logra competitividad en la prestación del servicio de generación por restricciones y el causante de las mismas percibe un costo económico que lo incentiva a la construcción del activo que soluciona las limitaciones en el sistema. Alternativas para remunerar Generación Fuera de Mérito

16 Propuesta 2: Cuantificar el riesgo de máxima pérdida que tiene el generador cuando atiende generaciones por restricciones, el cual debería ser cero (0) en un mercado administrado. Este riesgo esta asociado a las variables de Índice de indisponibilidad (IHF), así como, aplicación de penalizaciones económicas debido a fallas imprevisibles e irresistibles durante la operación que no se presentarían si este se encuentra fuera de servicio. PR= MIN (PO+PAR/GSA, CSC+CTC+OCV+COM+PCAP/GSA ) +  Donde:   Disponibilidad * I PB-PO I * IHF ) / GSA Alternativas para remunerar Generación Fuera de Mérito

17 Pruebas de Disponibilidad

18 TIPO DE PRUEBA: El criterio a proponer para la realización de pruebas de disponibilidad de las plantas térmicas es que sean: Discrecionales, tal como están definidas en la Resolución CREG 177 de 2008, y/o Se realicen a plantas o unidades que habiéndose declarado disponibles el día de la oferta, modifiquen su disponibilidad en el día de operación, o que habiendo sido programadas en el despacho o en el redespacho, no arranquen en los tres primeros períodos y que esto les suceda 2 veces en el mismo trimestre.

19 Pruebas de Disponibilidad El criterio establecido en la regulación, actual de verificar la disponibilidad de las plantas durante el trimestre de verificación anterior se debe mantener: 1.Si la planta de generación térmica operó en condiciones de prueba durante el trimestre anterior, ésta no es elegible para la realización de pruebas de disponibilidad en el periodo vigente. 2.Si la planta no era elegible para prueba de disponibilidad, de acuerdo con el numeral anterior, pero habiéndose declarado disponible el día de la oferta, modifique su disponibilidad en el día de operación, o que habiendo sido programadas en el despacho o en el redespacho, no arranque en los tres primeros períodos y esto le suceda en dos ocasiones durante el trimestre en curso, inmediatamente será llamada a prueba. 3.El no operar en condiciones de prueba en el trimestre anterior, la hace elegible para ser llamada a pruebas de disponibilidad, de considerarse necesario. 4.Cuando la Planta o Unidad de generación seleccionada para la realización de las pruebas se encuentre aislada del SIN, o cuando por requerimientos de seguridad y confiabilidad del SIN, o por aplicación del decreto 880 de 2007, no pueda ser despachada en ningún período, se procederá por parte del CND a cancelar la prueba y se incluirá dentro del conjunto de plantas a seleccionar en el siguiente trimestre. 5.Las plantas existentes con obras o especiales no serán sujeto de pruebas de disponibilidad.

20 Pruebas de Disponibilidad COMBUSTIBLE: Las pruebas de disponibilidad se harán con el combustible que oferte el agente. En caso de que exista un evento de gas no programado que impida la realización de la prueba, se reprograma o si el agente lo hace con otro combustible se remunera la prueba con este combustible. REMUNERACIÓN: Se remunerarán por seguridad, de conformidad a lo establecido en la Resolución 034 de 2001, con independencia de que sean exitosas o no. REPROGRAMACIÓN Las pruebas no exitosas se reprogramarán como está establecido en la regulación vigente

21 Pruebas de Disponibilidad OTROS: Dada la potestad que tiene el CND para llamar a prueba a las plantas o unidades que no cumplan con el criterio descrito en el numeral 1 de esta propuesta, consideramos que las resoluciones CREG 140 y 161 de 2009, pueden ser derogadas. Las plantas que hayan tenido afectación en su capacidad de generación por evento de fuerza mayor no serán sujeto de prueba del Cargo por Confiabilidad. El concepto de proporcionalidad se debe incorporar a la auditoría de logística de combustibles y, dado que el default no necesariamente va a ser del 100%, para que se aplique la pérdida total del cargo. Por tanto, proponemos una proporcionalidad en la perdida de la OEF con respecto al incumplimiento, la cual sería creciente en la medida que el diferencial entre el documento de logística y el auditor sea mayor, de tal forma que no se genere un incentivo no congruente

22 Pruebas de Disponibilidad PRUEBA NO EXITOSA: Si la unidad no puede generar en las condiciones de éxito, dentro de los plazos establecidos para hacerlo, deberá devolver al sistema los recursos del cargo desde la última vez en que generó su energía a Mínimo Técnico. Así mismo, recibirá nuevamente remuneración por Cargo por Confiabilidad a partir del momento en el cual se cumpla exitosamente una nueva prueba. Esta nueva prueba será programada de confinidad con lo propuesto en el numeral 1. DISPONIBILIDAD COMERCIAL: La disponibilidad comercial de esa unidad durante el período de pruebas será igual a su generación real

23 Resolución 121 de 2011

24 Resolución121 Reglas para Asignación 2014-2015: Se asigna a prorrata entre: – Plantas que hayan declarado una sola opción de combustible. – Plantas térmicas que hayan declarado varios combustibles. Que hayan declarado una de las opciones el 5 de diciembre de 2011. Remuneración al cargo de 2014-2015. – La plantas que hayan optado por respaldar la del 15-16 con LNG y quieran adelantar el compromiso. Entrega de manifestación de interés el 16 enero del 2012, remuneración por 10 años al cargo resultante de la Subasta del 2015-2016.