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Comisión de Regulación de Energía y Gas

AJUSTES A LA RESOLUCIÓN 071 DE 2006

DOCUMENTO CREG-042 21 JUNIO DE 2007

CIRCULACIÓN:MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Sesión No, 334

AJUSTES A LA RESOLUCIÓN 071 DE 2006

CONTENIDO

1. ANTECEDENTES.................................................. 24

2. REMUNERACIÓN REAL INDIVIDUAL DIARIA - RR ID ......................................................24

2.1 Resultados Obtenido......................................................................................................24

2.2 Recomendación.....................................................................................................................26

3. ENERGÍA FIRM E PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD [ENFICCJ - PLANTASHIDRÁULICAS ....................................................................................................................................... 27

3.1 Estudio Universidad de los Andes.................................................................................27

3.2 Análisis del Estudio........................................................................................................283.2.1 Entendimiento del funcionamiento del modelo.............................. 283.2.2 Propuesta de ajuste del modelo..........................................................................................293.2.3 Recomendaciones...............................................................................................................31

4. PODER CALORÍFICO PARA CÁLCULO ID T .........................................................................31

5. CAMBIO DEL COMBUSTIBLE INICIALM ENTE REPORTADO........................................32

6. INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA FORZADA - IH F DE PLANTAS NUEVAS 32

7. CAMBIO DE ENFICC ENTRE LOS PARÁMETROS TEÓRICOS REPORTADOS Y LOSPARÁMETROS REALES.......................................................................................................................33

TABLAS

Tabla 3.1 Resultados Metodologías Plantas Independientes.......................................................... 29Tabla 3.2 Resultados Metodologías Plantas en Cadena..................................................................30

GRÁFICAS

Gráfica 2.1 Oferta promedio de plantas térmicas.............................................................................25Gráfica 2.2 Obligaciones de Energía Firme Respaldadas............................................................... 26Gráfica 3.1 Análisis Metodologías Plantas en Cadena - Embalse XXX........................................ 30

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Sesión No, 334

AJUSTES A LA RESOLUCIÓN 0 71 DE 2 0 0 6

1. ANTECEDENTES

Mediante la Resolución CREG-071 de octubre 3 de 2006, la Comisión adoptó la “metodología para la remuneración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía”, mecanismo con el cual se pretende garantizar la oferta de energía eléctrica necesaria para atender la demanda nacional en el corto, mediano y largo plazo.

Una vez iniciada la aplicación de la citada resolución, en diciembre 30 de 2006, se han identificado algunos aspectos que se deben perfeccionar y otros que se deben agregar, de tal forma, que la aplicación de la norma permita la garantía de la energía firme y la participación de las diferentes tecnologías y tipos de plantas.

En ese sentido, en el presente documento se evalúan los temas identificados por la Comisión considerando el comportamiento de los agentes a las señales de la Resolución CREG-071 de 2006.

2. REMUNERACION REAL INDIVIDUAL DIARIA - RRID

La Resolución CREG-071 de 2006 establece el mecanismo mediante el cual el ASIC determina los pagos diarios que reciben cada uno de los agentes con asignación de obligaciones de energía firme, el cual es resultado de la aplicación de la siguiente expresión:

1,DCi , d ,m

C E X 'H -IH F ,)'O D E F ^ /P C C , ,

La cual establece fundamentalmente que el pago por concepto de cargo por confiabilidad se afecta por la relación existente entre la disponibilidad comercial de la planta o unidad de generación y su disponibilidad esperada (capacidad efectiva neta afectada por IHF), lo anterior implica que un agente con asignación de obligaciones de energía firme debe mantener declarada disponible su planta o unidad de generación con el fin de recibir la remuneración asociada a la asignación recibida.

2.1 Resultados Obtenido

Una vez analizados los resultados obtenidos durante los primeros seis meses de operación del nuevo esquema de cargo por confiabilidad se evidencia que los objetivos buscados con la introducción del factor de ajuste de la remuneración dependiente de la

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disponibilidad de la planta o unidad de generación no esta alcanzando el objetivo deseado de contar en el sistema con recursos de generación que se encuentren disponibles y en condiciones de generar, en la medida en que dichos recursos pueden ser ofertados a precios altos implicando esto que dichos recursos pueden no ser llamados a generar durante periodos extremadamente largos de tiempo o la disponibilidad puede ser reducida mediante la realización de mantenimientos que se encuentren respaldados con contratos del mercado secundario.

Ofertas de precios: La siguiente gráfica muestra el precio promedio de oferta de las plantas de generación térmicas para el período analizado:

800

700

600

500

400

300

200

100

0

De lo anterior se evidencia que en general las ofertas de estos recursos de generación son superiores al precio de escasez y por lo tanto la probabilidad de ser despachadas es muy baja.

Contratos del mercado secundario: La siguiente gráfica muestra para el caso de obligaciones de energía firme respaldadas con plantas o unidades de generación hidráulicas la proporción de dichas obligaciones que se encuentra respaldada, lo cual implicaría que dicha capacidad podría no ser declarada disponible sin efectos sobre la remuneración diaria por concepto de cargo por confiabilidad.

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Gráfica 2.1 Oferta promedio de plantas térmicas

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60%

50% -

40% -

30%

20% -

10% -

Gráfica 2.2 Obligaciones de Energía Firme Respaldadas

Del análisis se evidencia que las plantas de generación podría recibir la remuneración por concepto de cargo por confiabilidad, sin que el sistema pueda verificar que el recurso de generación declarado para respaldar la OEF se encuentre en condiciones óptimas y en capacidad de generar.

2.2 Recomendación

Considerando lo anterior se recomienda la implementación de un mecanismo de pruebas de disponibilidad el cual permita establecer que la planta o unidad de generación declarada para respaldar la obligación de energía firme se encuentra disponible y en condiciones de operación que le permitan generar y cumplir con su OEF.

Ajustar el RRID para verificar la disponibilidad de la energía necesaria para cumplir la obligación de energía firme asignada, en lugar de realizar verificación de disponibilidad de potencia.

Incorporar en la verificación de disponibilidad de energía los contratos de venta suscritos por el agente generador en el mercado secundario de energía de firme.


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3. ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD [ENFICC] - PLANTAS HIDRÁULICAS

Para la estimación de la energía firme de las plantas hidráulicas, en los anexos 3 y 9 de la Resolución CREG-071 de 2006 estableció la metodología para la estimación de la energía firme para los diferentes tipos de plantas: i) plantas independientes, autónomas y ii) plantas en cadena, varios embalses aguas arriba de una planta. Adicionalmente, en el manual del modelo HIDENFICC se especifica como operan las variables consideradas en el modelo.

Respecto a la citada metodología, la Universidad de los Andes realizó un estudio para la empresa Emgesa, el cual, se presentó a la CREG y el cual se evalúa a continuación.

3.1 Estudio Universidad de los Andes (Anexo)

Las conclusiones a las cuales llegó el estudio de la Universidad de los Andes, Departamento de Ingeniería Industrial - Centro de Optimización y Probabilidad Aplicada, son las siguientes:

• “Filtración, Riego y AcueductoEl modelo, tal como se encuentra formulado en la regulación, no contempla elementos como filtración, riego y demanda de acueducto.Aunque teóricamente se menciona, no hay un tratamiento matemáticamente explícito de ellos.Estos conceptos aparecen modelados en el aplicativo de Excel a través del ajuste de los aportes hidrológicos.

• Curva guia mínima para satisfacer demanda de acueductoLa única forma de observar un volumen de embalse por debajo del nivel de curva guía mínima es debido al cambio (una curva guía mayor en el mes inmediatamente siguiente) de curva guía mes a mes.A través de este mecanismo se permite que el nivel del embalse pueda ser inferior al de la curva guía mínima. En el modelo no hay ningún otro mecanismo que lo permita.

• Turbinamiento vs. bombeoDependiendo de la situación física que se modela, se debe elegir una configuración de bombeo ó de turbinamiento.Para poder verter se necesita estar turbinando al máximo.Con el bombeo se puede verter sin estar bombeando al máximo.El turbinamiento y el bombeo no son equivalentes.

• Restricciones incluidas en la implementaciónLa implementación realizada incluye algunas restricciones adicionales a las que se encuentran en la regulación.Estas discrepancias no modifican el espíritu general del modelo ni afectan sus resultados.Se implementan restricciones que no están en la regulación, las cuales, si se incluyen, no van en detrimento de la generación de ENFICC.


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• Existencia de óptimos altemosDada la naturaleza del problema que se está resolviendo se observa la presencia de óptimos alternos.Diferentes configuraciones de las variables de decisión (turbinamiento, bombeos, vertimientos, volúmenes de embalse, entre otras) generan el mismo valor de la ENFICC para un período.

• Existencia de vertimientos en todos los elementosLa implementación realizada contempla la existencia de vertimientos en cada uno de los elementos.En el modelo implementado se permite vertimientos en los embalses y en otros elementos (tramos de río, compuertas, túneles y plantas) que no los poseen.La regulación no presenta una diferencia explícita de las restricciones que aplican a los embalses, plantas y otros elementos como los tramos de río, las compuertas, y los túneles.

• Maximización del mínimoSe encontró que la formulación implementada, aunque no sigue el formato tradicional para la maximización del mínimo, cumple con su propósito.

• Estabilidad de los resultadosLa existencia de óptimos alternos no representa un error o una desventaja, por el contrario se cuenta con un conjunto de soluciones válidas dentro de las cuales se debe escoger la mejor.La precisión en los parámetros es otra fuente de variación en los resultados. Pequeñas diferencias en las cifras decimales de los parámetros pueden llevar a resultados diferentes del modelo.Se verificó la interacción de CPLEX con el aplicativo de Excel. Aunque se verificó la optimalidad de las soluciones generadas, existen fuentes de inestabilidad en la interacción Excel-CPLEX.

• Consideración del volumen final de los embalsesDada la existencia de óptimos alternos, una opción para elegir el mejor de ellos es considerar el volumen de los embalses al final de cada período.Una estrategia es resolver el problema en dos fases. En la primera fase se maximiza la ENFICC; en la segunda fase se maximize el nivel de los embalses al final del período sin permitir un deterioro de la ENFICC encontrada en la fase 1.El método permite la selección del mejor de los óptimos alternos como aquél que genera la mejores condiciones iniciales del período siguiente, es decir, el óptimo que deja los embalses con el mayor volumen. ”

3.2 Análisis del Estudio

Respecto a los comentarios del estudio se encuentra que se podrían clasificar en dos tipos: i) uso del modelo, y ii) propuestas de ajuste del modelo.

3.2.1 Uso del modelo

En lo que respecta a este grupo de comentarios, se identifican los siguientes:Filtración, Riego y Acueducto


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Curva guía mínima para satisfacer demanda de acueducto- Turbinamiento vs. bombeo

Restricciones incluidas en la implementación Existencia de vertimiento en todos los elementos Maximización del mínimo

Sobre estos comentarios lo que habría que decir es que el manejo que se tiene en el modelo de estos temas, está acorde con lo definido por la CREG mediante la expedición de los documentos, resoluciones, modelo y manual. Por lo tanto, no se considera pertinente realizar ajustes sobre el tema.

En particular, la forma en que operan los casos comentados es la siguiente: i) la filtración, riego y acueducto se restan de los aportes, ii) la curva guía mínima inferior de un embalse solamente puede ser afectada para cumplir con los flujos mínimos para acueducto y riego, en aquellos períodos donde no es posible cumplirlos, sin remover esta restricción, iii) el turbinamiento y el bombeo se utilizan según el modelamiento que se tenga del sistema, iv) las restricciones cumplen con lo definido en la regulación, y iv) la variable de vertimiento es empleada como una variable de holgura que permite mantener el balance del sistema.

3.2.2 Propuesta de ajuste del modelo

En este caso, se tienen los siguientes temas:

- Existencia de óptimos alternos Estabilización de los resultados Consideración del volumen final de los embalses

Respecto a este grupo de comentarios, se encuentra que implican un cambio en el modelamiento existente.

Para llevar a cabo este análisis, con el apoyo de XM, se implemento la propuesta de hacer una optimización en dos (2) fases, el cual, se aplicó a las diferentes plantas que reportaron información para el Cargo por Confiabilidad. Los resultados son los siguientes:

• Plantas IndependientesIncremento cálculo CxC 2007

0,000%

oooo%o,ooo%

o.ooo%o,ooo%

o,ooo%

Tabla 3.1 Resultados Metodologías Plantas Independientes


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En este caso, la propuesta no tiene ningún cambio frente a la metodología de la Resolución CREG-071 de 2006.

• Plantas en Cadena

In c re m e n to c á lc u lo CxC 2007

HINRCC Iih («nanfri

% e n ác c «'apse

Planta 1 2.559% 2.805%

Planta í 2.847% 2.764%

Planta 3 2.847% 2.764%

Planta 4 68,244% fl.350%

Planta S 68.244% 8.350%

Tabla 3.2 Resultados Metodologías Plantas en Cadena

Para el caso de las planta en cadena, los resultados aplicando la propuesta tiene cambios frente a lo que se obtiene con la metodología de la Resolución CREG-071 de 2006, sobre todo en lo que respecta a la ENFICC Base.

Ahora, revisando el comportamiento de uno de los embalses que hacen parte de la cadena donde se presenta en mayor cambio, encontramos lo siguiente:

ANÁLISIS DE METODOLOGÍAS MODELO HIDENFICC

ao.o%

60.0%

*40.0%

20 0%

Brta l& fl XXX U A BTtialse XXX 071

Gráfica 3.1 Análisis Metodologías Plantas en Cadena - Embalse XXX

Se encuentra en este caso que la mejora en la ENFICC está asociada con un manejo del embalse, de tal manera que este debe mantenerse en niveles mayores a los que resultan de la aplicación de la metodología definida en la Resolución CREG-071 de 2006.


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3.2.3 Recomendaciones

Teniendo en cuenta los resultados que presentan en el numeral 3.2.2 se encuentra lo siguiente:

• La metodología propuesta afecta únicamente los resultados de plantas que tienen asociados varios embalses aguas arriba.

• En el caso de las plantas que tienen asociadas una cadena de embalses la mejora en la ENFICC está ligada a mantener un nivel de embalse superior al obtenido con la metodología establecida en la Resolución CREG-071 de 2006.

• En lo que respecta a los posibles múltiples resultados, en el caso de la plantas en cadena, se realizaron gran cantidad de pruebas encontrándose que la solución de un paso con las restricciones que se implementaron de acuerdo con lo definido en la Resolución CREG-071 de 2006 no presentan variación en sus resultados.

• La utilización del modelo de dos pasos, propuesto por la Universidad de los Andes, permite obtener el valor máximo de los óptimos, lo que implica lograr una coordinación de la operación de los embalses de tal manera que finalice cada uno de los períodos en su nivel máximo, comportamiento que no se asegura en un ambiente competitivo donde los agentes buscan maximizar rentas.

• De acuerdo con lo anterior, se encuentra que para el sistema los resultados obtenidos con el modelo definido en la Resolución CREG-071 de 2006 tienen un menor riesgo, y que aunque los resultados que se obtienen con el modelo propuesto por la Universidad de los Andes pueden ser conceptualmente correctos, tiene mayor riesgo para el sistema porque depende de una operación pensando solamente en este mercado, situación que no se ajusta a la realidad de un sistema en donde los agentes están participando en diferentes mercados (confiabilidad, spot, bilateral), los cuales pueden inducir a comportamientos operativos opuestos, tiendo en cuenta que la función objetivo de los agentes en un mercado es maximizar su renta.

Según estos análisis se recomienda que se mantengan los resultados de la ENFICC Base obtenidos con la metodología en la Resolución CREG-071 de 2006 como la parte que no requiere garantías, es decir, ese el máximo riesgo que está dispuestos a asumir el sistema, y permitir la utilización del modelo de dos pasos propuesto por la Universidad de los Andes para plantas con cadena de embalse asociados aguas arriba, garantizando la energía firme que esté por encima de la ENFICC Base señalada anteriormente.

4. PODER CALORÍFICO PARA CÁLCULO IDT

En lo Resolución CREG-071 de 2006, se establecido como la equivalencia de un millón de BTU a mil pies cúbicos por ser esta el índice más representativo a nivel nacional. Sin embargo, uno de los agentes ha reportado que el equivalente del gas adquirido por él tiene un poder calorífico mucho mayor.


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Teniendo en cuenta los anterior, se recomienda modificar el formato de transporte gas del anexo 4 de la Resolución CREG-071 de 2006 para que los agentes que certifiquen un valor diferente lo puedan reportar con la declaración de parámetros.

5. CAMBIO DEL COMBUSTIBLE INICIALMENTE REPORTADO

Cuando las plantas térmicas tienen asignadas a futuro Obligaciones de Energía Firme, estas deben estar respaldadas con un activo de generación que tiene unas características técnicas asociadas a un determinado combustible.

Sin embargo, las plantas térmicas, según se vaya desenvolviendo el mercado de los combustibles, pueden pensar en desarrollar proyectos que le permitan utilizar combustibles que les sean más favorables para cumplir sus compromisos.

En ese sentido, se encuentra conveniente permitir que las plantas térmicas puedan tener la flexibilización de migrar a los diferentes combustibles que crean más conveniente. Para lo cual, se debe recomienda que sea un proceso con las siguientes características:

• Debe ser un proceso en paralelo a las Obligaciones, es decir, las Obligaciones seguirán siendo respaldadas en las mismas condiciones en que fueron adquiridas y solamente pueden respaldadas con el nuevo combustible hasta cuando lleve a feliz término el proceso de cambio de combustible.

• La energía firme obtenida con el cambio de combustible debe ser cuando menos igual a las Obligaciones de Energía Firme.

• El cambio de combustible debe darse antes del inicio de las Obligaciones.

• El proceso de cambio de combustible debe someterse a un proceso de declaraciones, verificación y auditoria.

6. INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA FORZADA - IHF DE PLANTAS NUEVAS

En el anexo 3 de la Resolución CREG-071 de 2006 se tiene definida la metodología para la estimación de la energía firme. En esta metodología, para el caso de las plantas térmicas, una de los parámetros relevantes es el IHF.

El IHF es un parámetro que se puede calcular con la información histórica de desempeño de la planta, horas de operación. Sin embargo, en el caso de las plantas que no tienen historia, como nuevos proyectos, la regulación define unos índices tomando como base la experiencia que se ha tenido en el sector, con lo cual, se logra el transito hacia la situación donde ya se cuente con la información suficiente para calcular el indicador.

En ese sentido, se tienen definido los índices para Gas, Carbón e Hidráulicas. Ahora, dado que el cargo por confiabilidad puede ser optado por cualquier tipo de tecnología se propone completar los índices con los siguientes: i) combustibles líquidos, que se


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recomienda utilizar los de gas, y ii) combustibles diferentes a los anteriores, caso en el cual, se recomienda utilizar los de carbón,

7. CAMBIO DE ENFICC ENTRE LOS PARÁMETROS TEÓRICOS REPORTADOS Y LOS PARÁMETROS REALES

La declaración de parámetros de las plantas es evento que define las condiciones en que se estima la Energía Firme de la planta de generación. En el caso de una planta existente, esto es un ejercicio que no tiene riesgo dado que los parámetros de han auditado mediante pruebas.

Ahora, para un proyecto que determina sus parámetros con cálculos de ingeniería que se obtienen del diseño de la planta, para el caso de plantas nuevas y especiales que pueden optar por Obligaciones hasta 20 y 10 años respectivamente, este es un ejercicio que tiene riesgo. Por lo tanto, aquellos agentes que declaran parámetros con cálculos de ingeniería deberán ser muy cautos en los valores que entreguen con el fin de acotar el riesgo de incumplimiento de las Obligaciones que le sean asignadas y se hagan efectivas las garantías.

Por lo tanto, se recomienda disminuir el riesgo que tienen las plantas nueva y especiales en la declaración de parámetros, permitiendo que la energía firme adicional a las Obligaciones de Energía Firme que se identifique con los parámetros auditados, pueda ser objeto de remuneración a partir de la fecha en que se pueda remunerar hasta cuando finalicen las Obligaciones.

El porcentaje por el cual debe darse esta remuneración adicional, debe ser coherente con las mismas reglas existentes en el cargo, y en ese sentido se debe considerar el 10% que existe para la revisión de la ENFICC para plantas existentes.


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