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ANÁLISIS DE COMENTARIOS A LA RESOLUCIÓN CREG 081 DE 2020

(Subasta de Reconfiguración de Compra de OEF para los periodos 20-21 y 21-22)

DOCUMENTO CREG-074 28-MAYO-2020

MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Sesión No.1010

D-074-2020 ANÁLISIS DE COMENTARIOS A LA RESOLUCIÓN CREG 081 DE 2020

Proceso REGULACIÓN Código: RG-FT-005 Versión: 1

Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 5

Contenido

1. ANTECEDENTES ............................................................................................ 6

2. INFORMACIÓN GENERAL.............................................................................. 7

3. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA ........................................................................ 7 3.1 OEF asignadas y demanda proyectada .................................................... 8 3.2 Balance demanda vs OEF ........................................................................ 8

4. OBJETIVO ..................................................................................................... 10

5. ALTERNATIVA ............................................................................................... 10

6. CONSULTA PÚBLICA ................................................................................... 10

7. ANÁLISIS DE IMPACTOS ............................................................................. 22

8. CONCLUSIONES .......................................................................................... 22

ANEXO 1. COMENTARIOS A LA RESOLUCIÓN CREG 081 DE 2020 ................ 24

ANEXO 2. FORMULARIO COMPETENCIA SIC ................................................... 35

Sesión No.1010




ANÁLISIS SUBASTA DE RECONFIGURACIÓN DE COMPRA PARA LOS PERIODOS 2020-2021 Y 2021-2022

1. ANTECEDENTES

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, mediante la Resolución 071 de 2006 definió el esquema regulatorio para asegurar la confiabilidad en el suministro de energía eléctrica en Colombia a largo plazo. Así mismo, en la norma mencionada se definieron las subastas de reconfiguración de venta y compra, las cuales serían parte de los anillos de seguridad del Cargo por Confiabilidad, dichas subastas fueron desarrolladas con la Resolución CREG 051 de 2012 como instrumento para ajustar en un periodo menor al de planeación establecido para las subastas de asignación de obligaciones de energía firme, OEF, el balance de la proyección de demanda que realiza la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, versus las OEF. La subasta de reconfiguración de venta es el mecanismo por el cual se puede ajustar un exceso de cobertura de OEF por cambios en las proyecciones de demanda; y la subasta de reconfiguración de compra, es el mecanismo mediante el cual se ajusta el déficit de cobertura de OEF por cambios en las proyecciones de demanda de energía, es decir, cuando las OEF asignadas son inferiores a las proyecciones de demanda más recientes. Para participar en las subastas de reconfiguración de venta los agentes con plantas de generación con OEF asignada para el período a subastar deben estar dispuestos a dejar de percibir la remuneración del Cargo por Confiabilidad para el período subastado y pagar una prima adicional, y el beneficio de ser ganador en la subasta de reconfiguración de venta será la de desplazar por un año la fecha de inicio del período de vigencia de la obligación, lo que para una planta en construcción significa desplazar la fecha de entrada en un año. Por su parte, para participar en las subastas de reconfiguración de compra los agentes con plantas de generación deben tener energía firme no comprometida y el beneficio para quienes participan y resultan asignados en esta subasta es recibir una remuneración por la energía firme que no tenían previamente asignada. A la fecha se han realizado subastas de reconfiguración de venta para los períodos 2012-2013, 2016-2017, 2017-2018 y 2018-2019. En la primera subasta se

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vendieron 8.2 GWh/día, en la segunda 5.2 GWh/día, en la tercera 5.4 GWh/día1 y la cuarta subasta se declaró desierta.

En lo que respecta a las subastas de reconfiguración de compra, se realizó la primera para los periodos 2020-2021 y 2021-2020, y se asignaron respectivamente 114 GWh/año y 124 GWh/año. 2. INFORMACIÓN GENERAL

El artículo 65 de la Resolución CREG 071 de 2006 establece que la CREG anualmente evaluará la diferencia entre la proyección de demanda de energía más reciente calculada por la UPME y las OEF adquiridas para un año en particular. Con base en esta evaluación se decide la realización de una Subasta de Reconfiguración para la compra o para la venta de OEF, según sea el caso, de conformidad con lo establecido en dicha norma. La subasta de reconfiguración de venta es de interés para las plantas en construcción que tengan atrasos porque les permite desplazar la fecha de entrada en operación sin poner el riesgo los diferentes períodos de asignación de OEF que tengan, ya que dicho período no se contabiliza como atraso, o de plantas existentes que requieran hacer mantenimientos prolongados. Por otro lado, la subasta de reconfiguración de compra es de interés para el sistema y los usuarios del servicio dado que, en caso de materializarse una condición crítica, la demanda deberá estar cubierta totalmente con OEF. 3. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA

En la subasta de reconfiguración de compra que fue convocada por la Resolución CREG 117 de 2019, las plantas de generación que participaron salieron asignadas con un total de obligaciones de energía firme, OEF, que cubrían la demanda objetivo de la subasta, sin embargo, en una de las etapas posteriores a la realización de la subasta y que correspondía a la entrega de contratos de suministro o garantías, una de las plantas de generación que resultaron adjudicadas no cumplió con alguna de estas entregas, por lo que no se le asignaron las OEF y no se cumplió con el objetivo de cubrir la demanda nacional con la firmeza necesaria, persistiendo la necesidad de obtener OEF adicionales para cubrir el 100% de la demanda esperada para los periodos 2020-2021 y 2021-2022. De acuerdo con lo anterior, la Comisión encontró conveniente actualizar los análisis correspondientes para determinar la situación del balance de OEF asignadas versus

1 Fuente www.xm.com.co

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las proyecciones de demanda más recientes de la UPME para los períodos 2020-2021, 2021-2022 y 2022-2023. 3.1 OEF asignadas y demanda proyectada

Para adelantar el balance de los períodos descritos se tomó la siguiente fuente de información: • Las asignaciones de OEF para los períodos 2020-2021, 2021-2022 y 2022-2023,

que se encuentran publicadas en la página web de XM S.A. E.S.P. • El escenario alto de proyección de demanda, revisión de octubre de 2019

publicada por la UPME, donde se toma el escenario alto de demanda de energía eléctrica que incluye grandes consumidores.

3.2 Balance demanda vs OEF

El balance de las proyecciones de demanda y las obligaciones de los periodos descritos se resumen en la Tabla 1 y en la ilustración 1, los cuales se encuentran separados por tecnología de la siguiente manera: • E: indica proyectos de generación con tecnología tipo eólico • H: indica proyectos de generación con tecnología tipo hidráulico • T: indica proyectos de generación con tecnología térmica • PNDC: indica la ENFICC asignada de las plantas no despachadas centralmente • SRCFC: subasta de reconfiguración de compra • ADELANTOS: Proyectos que se consideran en adelanto según el incentivo de 2

USD/MWh de remuneración adicional que se definió en la Resolución CREG 104 de 2018 al convocar la subasta del cargo por confiabilidad. Ver Tabla 2

Tabla 1. Balance Demanda vs OEF – periodos 2020-2023

Período Dem. Obj Rev. Oct-

2019

Total OEF GWh/año

No asignado GWh/año

2020-2021 78,540 76,403 2,137

2021-2022 80,940 80,507 433

2022-2023 82,911 88,141 0

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Ilustración 1. Balance Demanda vs OEF – periodos 2020-2021, 20221-2022 y 2022-2023

Tabla 2. Adelanto más probable de entrada en operación de proyectos

Entrada temprana de proyectos OEF

GWh/año

2020-2021

EL PASO 87

TERMOVALLE 392

Total 479

2021-2022

EL PASO 87

LA LOMA 191

TERMOYOPALG3 416

TERMOYOPALG4 416

TERMOYOPALG5 416

TERMOVALLE 427

Total 2021-2022 1,954

Del balance se identifica que falta por asignar OEF por valores de: 2,137 GWh/año y 433 GWh/año para los periodos respectivos, por lo cual, es claro que existe la necesidad de asignar OEF adicionales para cubrir la demanda objetivo en los periodos identificados.

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

2020-2021 2021-2022 2022-2023

Balance OEF vs Demanda

OEF H OEF T OEF S OEF E PNDC

ITUANGO 2 ITUANGO 3 SRCFC ADELANTOS Dem. ObjRev. Oct-2019

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4. OBJETIVO

El objetivo del presente documento es evaluar la conveniencia de convocar a una subasta de reconfiguración de compra para los períodos 2020-2021 y 2021-2022, abriendo la posibilidad de que entren en operación al SIN plantas que no se encuentran operando en el mercado de energía mayorista. 5. ALTERNATIVA

Teniendo en cuenta los análisis de los balances analizados en el numeral 3, la alternativa única con la que cuenta el MEM en la regulación vigente, para cubrir el déficit de OEF y mitigar los impactos a la demanda por dicho déficit, sería la subasta de reconfiguración de compra junto con la flexibilización de la contratación de gas natural. 6. CONSULTA PÚBLICA

En esta sección se incluye la lista de los remitentes que realizaron comentarios al proyecto de resolución CREG 081 de 2020.

Tabla 3. Lista de remitentes

# Remitente Radicado

1 acolgen E-2020-004858

2 acp E-2020-004855

3 andeg E-2020-004808

4 andi-asocaña-Julia-RD E-2020-004831

5 asocodis E-2020-004812

6 celsia E-2020-004778

7 cne oil&gas E-2020-004828

8 consultoria regulatoria E-2020-004853

9 ecopetrol E-2020-004770

10 emgesa E-2020-004811

11 enel green power, egp E-2020-004789

12 enerca E-2020-004913

13 epm E-2020-004837

14 gecelca E-2020-004854

15 Hember Suárez Lozano E-2020-004699

16 isagen E-2020-004748

17 naturgas E-2020-004826

18 newgen E-2020-004850

19 pio sas E-2020-004727

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# Remitente Radicado

20 plexa E-2020-004801

21 sspd E-2020-004865

22 tebsa E-2020-004783

23 termoyopal E-2020-004804

24 vatia E-2020-004848

25 xm E-2020-004847

Los comentarios recibidos por parte de estos remitentes serán analizados de acuerdo con la agrupación y el resumen de inquietudes que se presenta a continuación.

a. Balance – proyección de demanda b. Periodo OEF c. Participantes d. Garantía para participar en la subasta e. Cronograma f. Flexibilización de la contratación de gas g. Otros

a. Balance – proyección de demanda Comentarios 1. Sumado el efecto del covid-19 y los bajos precios del petróleo, que muestran

proyecciones de crecimiento de la economía para el 2020 por parte de Fedesarollo de un 2.3% para el escenario más optimista, mientras que su último reporte (diciembre 2019), se proyectaba un crecimiento de 3.5%. Estas circunstancias se consideran determinantes para señalar que es muy posible que la cantidad de energía que se busca cubrir en la SRCFC pueda estar sobreestimada.

2. Considerar que un exceso de cobertura puede generar sobrecostos por concepto de confiabilidad

3. A manera de ejercicio, al actualizar la demanda real de 2019 y aplicar los crecimientos para los años subsiguientes presentados por la UPME en su proyección de demanda de octubre de 2019, el balance presenta un cambio considerable. Los resultados muestran cómo con esta esta actualización sin considerar efecto por Covid-19 los déficits calculados pasan de 2,137 a 1,441GWh/año en 20-21 y de 434 a 283 GWh/día en 21-22.

Respuesta

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Especular sobre la trayectoria de recuperación de la demanda eléctrica no tiene mayor sustento técnico, dado que ningún modelo macroeconómico ni de demanda eléctrica disponible ha enfrentado una situación como el Covid-19 y, por lo tanto, ninguno está calibrado para predecir con confianza escenarios de apertura. Es cierto que una sobre cobertura de OEF aumenta los conceptos por concepto de confiabilidad, por lo tanto, a continuación, se hará el análisis de impacto de dicho costo sobre tres posibles escenarios de demanda que se puedan presentar en los periodos de análisis de diciembre 2020 a noviembre 2021 y de diciembre 2021 a noviembre 2022. Análisis del costo del cargo por confiabilidad Retomando el balance de demanda menos las asignaciones de los periodos 2020-2021 y 2021-2022 como se presenta en la Tabla 4, de este se aclara que en los adelantos no se está incluyendo las OEF de Termovalle, ya que estas asignaciones junto con los de la última subasta de reconfiguración de compra ya se encuentran contabilizadas en las asignaciones de las plantas despachadas centralmente, PDC, así mismo, como en el balance de la sección anterior, se identifica que el valor de energía firme faltante por asignar corresponde a 2,137 y 433 GWh/año para los periodos respectivos. En cuanto a los comentarios en caso de presentarse unos escenarios de demanda de menor consumo debido al efecto Covid-19, de tal manera que se materialicen escenarios de demanda bajo o difícilmente el medio, estos valores que corresponden a los de la Tabla 5, serán tenidos en cuenta para el balance de OEF de cada escenario que se puede observar en la Tabla 6.

Tabla 4. Balance demanda vs OEF periodos 20-21 y 21-22

Período Dem. Obj Rev. Oct-

2019

OEF PDC

PNDC ADELANTOS Total OEF GWh/año

Balance GWh/año

2020-2021 78,540 75,555 762 87 76,403 2,137

2021-2022 80,940 78,219 762 1,526 80,507 433

Tabla 5. Proyecciones de demanda –UPME- revisión octubre de 2019

Período Demanda alta

GWh/año Demanda media

GWh/año Demanda baja

GWh/año

2020-2021 78,540 76,880 75,231

2021-2022 80,940 79,240 77,551

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Tabla 6. Balance demanda vs OEF para cada escenario de demanda

Período Total OEF GWh/año

Balance Dem. alta GWh/año

Balance Dem. media

GWh/año

Balance Dem. baja GWh/año

2020-2021 76,403 2,137 477 -1,172

2021-2022 80,507 433 -1,267 -2,956

Es claro, que para el periodo 20-21 solo se requiere aumentar las asignaciones de energía firme para cubrir los escenarios de demanda alto y medio, en cambio, para el periodo 21-22 solo se requeriría aumentar las asignaciones de OEF para el escenario de demanda alta. Sin embargo, no se tiene certeza qué escenario de demanda se materializará en el futuro, por ende, es necesario cubrir la demanda para el escenario más alto, aún si fuera más probable un escenario medio entre el alto y el medio, es por esta razón, que es necesario analizar de cuánto es el costo en el componente del cargo por confiabilidad, CxC, para cada escenario de demanda. Para determinar el valor del CxC en cada escenario de demanda, primero es necesario identificar el costo anual de las asignaciones actuales, la posible compra en la subasta de reconfiguración y el costo total de la suma de estos dos últimos costos, los cuáles se tienen en la Tabla 7.

Tabla 7. Costo anual del CxC de las OEF actuales y posible SRCFC

Periodo 2020-2021

Periodo 2021-2022

GWh/año Costo anual GWh/año Costo anual

OEF actual 76,403 $4,738,065,894,513 80,507 $4,996,233,532,871

Posible compra SRCFC 2,137 $5,659,149,326 433 $27,482,128,890

OEF actual + SRCFC 78,540 $4,743,725,043,839 80,940 $5,023,715,661,762

Para un mejor entendimiento, se aclara que para el costo anual de OEF se tuvo en cuenta lo siguiente: • Se tomó el valor actualizado del CxC de cada una de las asignaciones (todas las

plantas despachadas centralmente, PDC) y para la SRCFC propuesta se asumió el precio máximo de la SRCFC del año pasado (16.7 USD/MWh); y

• Se asumió una TRM de $3,800/1USD Una vez obtenidos los costos de CxC de las OEF actuales y el total de estas últimas más el costo de la posible compra de la SRCFC, estos costos se dividen por cada uno de los escenarios de demanda para obtener el valor unitario del CxC o conocido como el costo equivalente real de energía, CERE, una vez se ha materializado el consumo real de energía.

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No obstante, cada escenario de demanda es ajustado por la ENFICC de las plantas no despachadas centralmente, PNDC, ya que la energía firme de estas plantas fue descontada de la demanda objetivo en el momento de la asignaciones de OEF cuando estas realizaron su respectiva declaración de contratos de energía, por este motivo, estas PNDC no harán parte de la liquidación centralizada del CxC ni en el cálculo del CERE, por tanto, su ENFICC (762 GWh/año) es descontada en cada escenario de demanda y la denominamos demanda ajustada*.

Tabla 8. Escenarios de demanda ajustada*

Período Demanda alta* GWh/año

Demanda media* GWh/año

Demanda baja* GWh/año

2020-2021 77,778 76,118 74,469

2021-2022 80,178 78,478 76,789

Tabla 9. Costo unitario del CxC

Periodo 2020-2021

Periodo 2021-2022

CERE (demanda

alta)* $/kWh

CERE (demanda media)* $/kWh

CERE (demanda

baja)* $/kWh

CERE (demanda

alta)* $/kWh

CERE (demanda media)* $/kWh

CERE (demanda

baja)* $/kWh

OEF actual 60.92 62.25 63.62 64.24 65.64 67.09

OEF actual + SRCFC 62.66 64.03 65.45 64.59 66.00 67.46

En la Tabla 9 se tienen los costos unitarios del CxC o CERE para cada uno de los escenarios de demanda, mostrando inicialmente el costo anual de las OEF actuales y seguidamente, el costo unitario del CxC de las OEF actuales más la posible compra de energía firme. Por otro lado, en la Tabla 10 se presentan las variaciones porcentuales del costo unitario del total de las OEF actuales más la subasta de reconfiguración con relación al costo de solo las OEF actuales.

Tabla 10. Variación de precios CxC para cada escenario de demanda

Periodo 2020-2021

Periodo 2021-2022

(demanda alta)*

(demanda media)*

(demanda baja)*

(demanda alta)*

(demanda media)*

(demanda baja)*

Variación CERE % 2.9% 2.9% 2.9% 0.6% 0.6% 0.6%

Es claro que para cada periodo de OEF y cada escenario de demanda se tiene una baja variación porcentual en el aumento de costos de CxC: 2.9% para el periodo 20-21 y 0.6% para el periodo 21-22. En otras palabras, en caso de que se comprara exactamente el valor que refleja el balance de OEF para el escenario alto, una vez adquiridas esas nuevas OEF, esto

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reflejaría un aumento en el costo unitario de CxC para cada escenario de demanda que se presente, de alrededor de: 2 $/kWh para el periodo 20-21 y; 0.5 $/kWh para el periodo 21-22. En conclusión, identificamos que el sobre costo por una posible sobre cobertura, no presenta un aumento considerable de costos en el componente de cargo por confiablidad que asumiría la demanda, comparado con la incertidumbre del escenario de consumo de energía que se pueda reflejar o presentar en el futuro y no haber cubierto completamente a la demanda, ya que en el caso de presentarse un escenario de consumo de energía mayor al de la OEF en una condición crítica, la demanda expuesta en bolsa tendría que asumir costos considerables por la demanda no cubierta con OEF.

b. Periodo OEF Comentarios 4. Considerar la opción de ofertas condicionadas a la asignación de los dos

periodos a subastar. 5. Dos periodos de OEF no es suficiente para plantas nuevas o especiales. 6. Considerar incentivos de extensión en los periodos de OEF como en tomadores

CxC (132-2019) Respuesta La opción de ofertas condicionadas o de preferencia fue un error de omisión, ya que desde la SRCFC de la Resolución CREG 117 de 2019 se había incluida dicha regla, por tanto, será incluida nuevamente. En cuanto asignar más de un periodo de OEF en cada subasta, no es posible dado que esta hace parte de los anillos de seguridad y por tanto las asignaciones es de un año. Por el contrario, desde la subasta de la Resolución CREG 117 de 2019 se decidió dar mayor claridad de que no es posible dar asignaciones de OEF por más de un año a plantas que no se encuentren conectadas en el SIN y desearan participar en la subasta.

c. Participantes Comentarios 7. La propuesta desincentiva la participación de plantas con combustible líquido.

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8. Permitir la participación de autogeneradores y cogeneradores con fronteras embebidas

9. Permitir que se puedan presentar estudios de conexión simplificados 10. Permitir la participación de DDV Respuesta No es deseable la participación de plantas de generación que aún no están en operación comercial, tengan costos generación que superan el precio marginal de escasez y que la demanda pueda quedar expuesta a un riesgo moral. En cuanto a los comentarios de participación de autogeneradores, cogeneradores, estudios de conexión simplificados, aclaramos que no se tiene previsto hacer balances para verificar la energía firme y ajustes en los estudios de conexión exigidos en la regulación. Por otro lado, respecto a la DDV, aún no se tiene previsto que está pueda tener una condición de desconexión diaria continua por largos periodos como la OEF de un año. Comentarios 11. Aclarar la participación de proyectos ganadores en la subasta 22-23, ¿son

tomadoras de precio o podrían ofertar precio? podría participar con ENFICC no comprometida?

12. Los proyectos que ganaron OEF en el 22-23 y desean participar en la SRCFC no podrán acceder al incentivo a la entrada temprana. No obstante, no se especifica si las plantas que ya accedieron al incentivo pueden o no participar en la subasta con su ENFICC no comprometida o renunciando al incentivo. Respecto a lo anterior, consideramos se definan las reglas de la situación que se puede presentar

Respuesta Se dará claridad que los proyectos ganadores en la subasta 22-23 y que tengan previsto una entrada temprana en operación comercial, podrán participar con la ENFICC no comprometida, ofertar precio en la subasta y en caso se salir ganadores, la remuneración de la nueva asignación será remunerada al precio de cierre de la subasta de reconfiguración, y no le aplicará a la energía asignada en la SRCFC los 2 USD/MWh que se definió como incentivo en la Resolución CREG 104 de 2018. Comentario

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13. Permitir en las plantas nuevas equipos construidos hace más de 3 años o

equipos manufacturados. Respuesta En caso de plantas nuevas que estén dispuestas a recibir asignaciones de OEF por un año en cada SRCFC, podrán participar con este tipo de equipos ya que las exigencias del artículo 5 de la Resolución CREG 071 de 2006 no aplica para esta subasta. Comentario 14. Teniendo en cuenta el cambio de reporte del costo de suministro y transporte

de combustible de la 044 de 2020, consideramos que la Comisión efectué una revisión integral de la metodología empleada para el cálculo del costo promedio de combustible de la metodología de la 139 de 2011.

Respuesta Se dará claridad en la resolución definitiva Comentario 15. A las plantas que no estén operación comercial se les exige una garantía que

respalde la entrada en operación, sin embargo, para el periodo 20-21 no se está exigiendo auditoría de la curva S, la cual es necesaria para identificar el incumplimiento y ejecutar garantías.

Respuesta Para el periodo 20-21 no se exigirá auditoria dado que no es necesario un informe controvertible de un tercero, ya que se está definiendo que el atraso se materializa a partir del primer día del IPVO, por tanto, es un hecho fáctico el atraso del proyecto, lo cual debería tener una ejecución automática de la garantía. Comentarios 16. Cualquier atraso identificado por el auditor 6 meses antes del inicio de la

vigencia 21-22, se debe ejecutar garantía y el agente perderá las OEF sin que medie acto administrativo. Al respecto, consideramos que la CREG es la autoridad competente para adelantar el debido proceso.

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17. Dado el caso que la CREG no considere adelantar actuación, solicitamos que tenga en cuenta nuestra recomendación de ajuste.

18. No omitir la actuación administrativa antes de quitar OEF y ejecución de garantías.

Respuesta Se aclara que para el periodo 21-22 es necesario la actuación administrativa debido al informe de auditoría, sin embargo, también se aclarará que el incumplimiento grave e insalvable se materializa desde el primer día de atraso del IPVO que concluya el auditor.

d. Garantía para participar en la subasta Comentarios 19. Flexibilizar los tiempos para presentar garantías 20. Permitir pólizas de seguro 21. Una garantía que aumente los costos aleja la colocación de nueva energía en

OEF Respuesta El reglamento de garantías de la Resolución CREG 061 de 2006 ya incluye las opciones que se pueden entregar en cumplimiento de dicho reglamento, así mismo, se desplazará la exigencia dentro del cronograma de la subasta. Por otro lado, es cierto que la garantía aumenta costos a los participantes, sin embargo, ya se identificó que es necesario exigir una garantía de seriedad de oferta en la subasta. Comentario 22. La garantía de participación tiene como objeto amparar la entrega de las demás

garantías (construcción y combustible). Sin embargo, en la 061 de 2007 no define el incumplimiento a una planta no despachada centralmente. Solicitamos que se incluya en el reglamento de garantías que este tipo de plantas se acogen al despacho central.

Respuesta

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Por el momento el reglamento de garantías del CxC no tiene prevista la cobertura de riesgo cuando los agentes asignados en una subasta o mecanismo de asignación no honren la obligación del despacho centralizado, esta podría ser analizada y valorada en un cambio estructural del cargo por confiabilidad. Comentario 23. Se debe indicar que la garantía corresponde al capítulo 3 del Anexo de la

resolución en mención. Respuesta Se realiza dicha aclaración Comentario 24. En la res. 117 de 2019 se estableció que no podían participar proyectos que

estuvieran en actuación administrativa, en coherencia, incluir restricción para generadores sancionados por incumplir OEF que afectó el periodo 21-22

Respuesta La regla anterior fue para proyectos que se encontraran en actuación administrativa, no se podría impedir la participación en las opciones de transacción comercial del mercado de energía mayorista, de los proyectos que hayan presentado incumplimientos de OEF. La CREG no cuenta con las funciones para imponer sanciones a los agentes del mercado.

e. Cronograma Comentarios 25. Aplazar la declaración de interés un mes después de la publicación de la

resolución o aplazar todo en cronograma 45 días 26. Establecer una fecha diferente en la declaración de parámetros para los

interesados en la OEF 21-22 27. Sugerimos que la subasta sea el 20 de agosto 28. Para la declaración de parámetros sugerimos que la fecha sea el 26 de junio.

Teniendo en cuenta que los aplicativos deben ser ajustados para el recibo de la misma.

29. En la declaración de interés se debe indicar que la carta modelo es para cada SRCFC

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30. El tiempo entre la etapa 1 y 2 hay muy poco tiempo, ya que se requiere documentación original, proponemos 5 días hábiles

Respuesta Se aceptan los comentarios y se extenderá el cronograma, sin embargo, no se podrá extender por 45 días dado que se requiere programar, por ejemplo, auditorias de contratos un mes antes del inicio del IPVO 20-21, razón por la cual, no es posible extender por tantos días las obligaciones del proceso de la subasta. Tampoco se ve la necesidad de separar las etapas de declaración por periodo de asignación dado que las dos subastas se realizarán en la misma fecha. Comentario 31. Consideramos que la etapa 9 aclaración de solicitudes, 3 días hábiles para el

ASIC es poco, sugerimos 5 días Respuesta Esta etapa corresponde al tiempo que tienen los agentes o promotores para dar respuesta a las solicitudes que les realiza el CND y ASIC, por tanto, consideramos que esos días serían los suficientes para que un agente o promotor dé aclaración. Comentario 32. En la etapa 17 de entrega de contratos, solicitamos que estos sean

debidamente auditados. En la subasta de febrero de 2019 se dieron opciones para la auditoria, aclarar si estas opciones aplican o fue una omisión en el proyecto resolución

Respuesta El margen de tiempo con el que cuenta el cronograma no permitiría que los contratos fuesen auditados en el momento de la entrega, por lo tanto, aplicará lo establecido en la regulación cuando se presentan contratos o garantías, y en caso de esta última, el CND deberá realizar la contratación de la auditorias para que los contratos sean verificados un mes antes del IPVO.

f. Flexibilización de la contratación de gas Comentarios

Sesión No.1010




33. Considerar que se extienda la medida para todos los potenciales compradores de gas natural

34. Se propone a la Comisión evaluar la posibilidad de incluir a los vendedores del mercado secundario de gas natural

35. Sugerimos que se explore mayor flexibilidad en relación con las modalidades contractuales.

Respuesta La Comisión considera que es oportuno alinear el cronograma de la SRCFC con el cronograma de comercialización mayorista de gas natural y, por tanto, no flexibilizará la contratación de gas natural en la resolución que convoca la subasta de reconfiguración de compra de obligaciones de energía firme. Comentario 36. La comercialización del gas se extiende del 21 de mayo al 16 de septiembre de

2020, sin embargo, el 18 de junio se debe hacer la declaración de parámetros donde se da la información sobre la contratación de suministro y transporte de gas. Así mismo, se establece que los contratos podrán entregarse hasta el 17 de septiembre, fecha que sería consistente con la flexibilización, pero no con la declaración de parámetros. Por tanto, se interpreta que el 18 de junio se debe entregar la información preliminar. Solicitamos que revisen las fechas y la alineación de las mismas.

Respuesta Se tendrá en cuenta el comentario y se intentará alinear dicha etapa con el cronograma de comercialización mayorista de gas natural.

g. Otros Comentarios 37. Solicitamos flexibilizar los mecanismos para contar con el aporte que puede

brindar la RD a la confiabilidad y en la formación de precios en el mercado spot 38. Aclarar si esta resolución podría provocar el aplazamiento de entrada en

operación de plantas solares que aplicaron a la subasta de largo plazo con mecanismo de contratación de la resolución Min Minas 40590

Respuesta

Sesión No.1010




En primer lugar, consideramos que la participación de la demanda en el mercado primario del cargo por confiabilidad aún se encuentra en análisis, dado que la implementación de las pruebas de DDV aún pasa por una etapa prematura, no obstante, la comisión se encuentra analizando diferentes opciones de la participación de la demanda en mecanismos de confiabilidad y en el mercado de corto plazo. Por último, aclaramos que los proyectos ganadores en el mecanismo de contratación de la Resolución MME 40590 de 2019, podrán participar en la SRCFC con la ENFICC no comprometida y en ningún caso, las obligaciones adquiridas en esta subasta modifican las obligaciones contractuales obtenidas en el mecanismo de la resolución del Ministerio de Minas y Energía. 7. ANÁLISIS DE IMPACTOS

Convocar una subasta de reconfiguración de compra permite que la demanda se cubra con las OEF que faltan por asignar, utilizando la ENFICC no comprometida que se tiene en el mercado de energía mayorista, MEM, o de plantas que no se encuentren en operación y estén interesadas en participar en el MEM. Es importante señalar que para establecer el déficit anual de OEF, se requiere contar con la proyección del escenario alto demanda de la UPME, la cual puede sufrir cambios en cada una de las revisiones que adelanta la UPME. Por otra parte, como ocurrió en la pasada subasta de reconfiguración de compra, la no exigencia de una garantía de cumplimiento a los participantes, no da el incentivo necesario a que los participantes se aseguren de honrar sus obligaciones en caso de salir adjudicados en la subasta. En consecuencia, para proveer dicho incentivo se establece que en las próximas subastas de reconfiguración de compra se exija a las plantas de generación una garantía de cumplimiento para participar en la subasta. Para terminar, el análisis de costos del componente de confiabilidad que se realizó en la sección anterior en respuesta a los comentarios de sobre cobertura de la demanda, se identificó que el posible aumento de costos no es un valor considerable en caso de que se requiera calcular el costo de la exposición en bolsa de la demanda no cubierta por OEF, por lo tanto, es deseable contar con la cobertura suficiente de energía firme ante una condición crítica que se pueda presentar.

8. CONCLUSIONES

De acuerdo con los análisis anteriores, se recomienda adelantar las subastas de reconfiguración de compra de OEF para los períodos de diciembre de 2020 a

Sesión No.1010




noviembre de 2021 y de diciembre 2021 a noviembre 2022, con la oportunidad de que puedan participar agentes o promotores que representan plantas de generación existentes incluyendo aquellas que no se encuentran conectadas al SIN, y con la nueva exigencia de presentar una garantía de cumplimiento para participar en la subasta. De igual manera, se recomienda hacer un seguimiento permanente de los adelantos posibles de los nuevos proyectos de generación que quedaron asignados en la subasta del CxC de 2019.

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ANEXO 1. COMENTARIOS A LA RESOLUCIÓN CREG 081 DE 2020

Una vez transcurrido el plazo de comentarios se recibieron de los remitentes los siguientes comentarios agrupados:

Remitente Radicado Balance - proyección de demanda Periodo de OEF

acolgen E-2020-004858 *Consideramos que se debe contar con escenarios de demanda que incorporen los efectos del COVID-19 y las nuevas perspectivas de crecimiento económico. Dado los sobrecostos en la tarifa por un incremento en el componente de confiabilidad

acp E-2020-004855

andeg E-2020-004808

*La proyección de demanda se debe hacer con la mejor y más reciente información que incluya la evolución en lo corrido del año y el impacto del Covid-19 *Es adecuado que la CREG presente la situación de las OEF de Ituango como señal preventiva y de transparencia ante una sobrecompra de OEF

*Considerar incentivos adicionales a los proyectos que no se encuentran en operación comercial, tales como extensión en los periodos de OEF como en la Res. 132 de 2019

andi-asocaña-Julia-RD

E-2020-004831

asocodis E-2020-004812 *Consideramos que las proyecciones sean revisadas de acuerdo con la situación generada por el Covid-19, de tal manera que no se generen sobrecontrataciones de OEF y sobrecostos a cargo de la demanda

celsia E-2020-004778

El pronóstico de demanda que presentó la UPME en octubre pasado, que se utiliza para calcular el balance de enficc que motiva esta resolución, considera un supuesto de crecimiento económico que se ve poco probable que se materialice en el corto plazo, dado que no incorpora los efectos de la pandemia del Covid – 19 en el crecimiento de la economía para el año 2020 y 2021 si la actualización de los supuestos económicos resulta en un pronóstico de demanda de energía a la baja para los próximos meses se puede evitar un sobre costo a la demanda evitando asignaciones de obligaciones de energía firme adicionales que pueden no requerirse

cne oil&gas E-2020-004828

consultoria regulatoria E-2020-004853 El periodo de OEF no es suficiente para financiar nuevos proyectos

ecopetrol E-2020-004770

*Sugerimos que se considere la opción de que los agentes interesados puedan presentar ofertas condicionadas a la asignación de los dos periodos a subastar.

Sesión No.1010





emgesa E-2020-004811

*Es importante que la Comisión considere en los análisis energéticos la consecuencia del Covid-19 *Reiteramos el impacto que ha tenido en el mercado el cambio del 95%PSS al 98%PSS para hidráulicas que ha reducido la energía firme para participar en la SRCFC *Reiteramos la importancia de contar con información actualizada de la curva S de los proyectos de construcción. Sugerimos que los auditores presenten informes de avance cda tres meses durante los dos últimos años de construcción.

enel green power, egp E-2020-004789

enerca E-2020-004913

*La propuesta se encuentra alineada con el escenario alto de proyección de demanda de la UPME, se sugiere a la CREG aclarar la fundamentación en la resolución en sus considerandos ya que las proyecciones de la UPME son un referente de las proyecciones de demanda de los comercializadores.

epm E-2020-004837

*Invitamos para que se dé la oportunidad de revisar las proyecciones de demanda y actualización que incorpore el evento tan significativo como el COVID-19. La demanda podría tomar un tiempo en retomar los escenarios bajo y medio que la UPME venia proyectando, al evaluar la proyección del PIB local y a nivel global.*Considerar que un exceso de cobertura puede generar sobrecostos por concepto de confiabilidad*A manera de ejercicio, al actualizar la demanda real de 2019 y aplicar los crecimientos para los años subsiguientes presentados por la UPME en su proyección de demanda de octubre de 2019, el balance presenta un cambio considerable. Los resultados muestran cómo con esta esta actualización sin considerar efecto por Covid-19 los déficits calculados pasan de 2,137 a 1,441GWh/año en 20-21 y de 434 a 283 GWh/día en 21-22.

gecelca E-2020-004854 *Consideramos conveniente que para el balance oferta-demanda se tomen proyecciones de demanda actualizadas por la UPME que considere el crecimiento paulatino de los diferentes sectores económicos

Hember Suárez Lozano

E-2020-004699

isagen E-2020-004748

*Llamamos la atención acerca de la pertinencia de utilizar en las proyecciones la situación de emergencia desatada por el Covid-19. Sin lo anterior, le resultado posible es una sobrecontratación de OEF acarreando un mayor costo para la demanda. *Sugerimos aplazar unos meses la realización de la subasta para el periodo 21-22 de manera que permita un mayor seguimiento de los efectos de las medidas tomadas por el Gobierno y de la senda de recuperación de la actividad nacional.

naturgas E-2020-004826

newgen E-2020-004850 *El periodo de OEF de un solo año desincentiva que una planta nueva o especial pueda participar

pio sas E-2020-004727 *Permitir la asignación de OEF de hasta 20 años a nuevas, 10 a especiales, etc.

plexa E-2020-004801

Sesión No.1010





sspd E-2020-004865

*Sumado el efecto del covid-19 y los bajos precios del petróleo, que muestran proyecciones de crecimiento de la economía para el 2020 por parte de Fedesarollo de un 2.3% para el escenario más optimista, mientras que su último reporte (diciembre 2019), se proyectaba un crecimiento de 3.5%. Estas circunstancias se consideran determinantes para señalar que es muy posible que la cantidad de energía que se busca cubrir en la SRCFC pueda estar sobreestimada. *Ponemos a su consideración estas observaciones con el fin de que se evalúe la posibilidad de solicitar a la UPME una actualización de sus proyecciones de demanda que incorporen las consecuencias de la emergencia sanitaria en la actividad económica y social del país.

tebsa E-2020-004783

*No tener asignación después del 22 no garantiza la asignación suficiente para que los recursos hagan sus esfuerzos para aplicar a este llamado

termoyopal E-2020-004804 Dos periodos anuales de cargo no logra viabilizar un proyecto

vatia E-2020-004848

xm E-2020-004847

*Consideramos importante dentro de la revisión que realice la CREG, considere la situación generada por la pandemia Covid-19 y el aislamiento preventivo obligatorio que ha generado una disminución de demanda en lo que, corrido del año y afectación en los próximos años, que podría implicar que el sistema no requiera la totalidad de OEF que en su momento le fue asignada a la planta que no entregó los contratos de combustible.

Remitente Radicado Participantes Garantía de participación

acolgen E-2020-004858

acp E-2020-004855

andeg E-2020-004808

*Flexibilizar los plazos de presentación de garantías de participación para agentes cuya participación está condicionada a los trámites de conexión y contratos de combustible

Sesión No.1010






E-2020-004831

*Las empresas cogeneradoras y autogeneradores pueden aportar confiablidad de la siguiente manera: 1) instalación de una frontera embebida res. 122-2003 2) entre 1 y 20 MW opción de acceder al despacho central *Realizar estudios de conexión simplificada como la res. 179 de 2015, considerando aspecto como asignación de conexión cuando no se requiere expansión mediante análisis del operador de red a cero costos y en un plazo máximo de tres días sobre viabilidad técnica con la respectiva aprobación por la UPME *Que el certificado de capacidad adicional por parte del operador se pueda presentar ante XM para participar en las SRCFC *Aceptar la licencia ambiental actual de los cogeneradores y autogenerador y no exigir licencias específicas y exclusivas *Permitir la participación de plantas de emergencia y flexibilizar la declaración de parámetros y ENFICC en los siguientes términos: 1) Certificado de un auditor (capacidad, eficiencia, esquema de suministro combustible, almacenamiento) equivalente a a la declaración de parámetros. 2) Certificado de un auditor (punto de conexión, nivel de tensión, medición) equivalente al certificado UPME 3) Prueba DDV y certificado de auditor, equivalente a la declaración ENFICC 4) costo de combustible menos costo evitado de consumo del usuario, equivalente a los costos variables de combustible de la res. 139 de 2011.

asocodis E-2020-004812

celsia E-2020-004778


consultoría regulatoria

E-2020-004853

La participación de plantas que participaron en la subasta 22-23 pueden participar, pero no podrán optar por el incentivo a la entrada temprana, ¿estas plantas pueden ofertar precio en la SRCFC? ¿O serán tomadoras de precio? En caso de ser el último caso, sugerimos mantener las reglas de la 104 de 2018 y que las condiciones solo aplique a capacidad adicional *Exigir una garantía de construcción no es posible a menos que la asignación sea superior a 10 años *Omitir el procedimiento administrativo que trata el parágrafo 9 del artículo 9 de la 071 de 2006 es un desincentivo *Si se participa con una planta con OEF 22-23, esto aplica para toda la planta o sobre la capacidad adicional *Solicitamos en la definición de plantas nuevas que es válida la utilización de equipos nuevos fabricados hace más de tres años y de equipos manufacturados *solicitamos modificar el certificado de conexión de la UPME, aceptar un estudio validado por el operador de red *Solicitamos que por lo menos en estos dos año permitan que las plantas de buenaventura generen con diésel

Permitir una póliza de seguro

Sesión No.1010






emgesa E-2020-004811 *Sugerimos a la Comisión mantener los incentivos a la entrada temprana, de tal forma que si las plantas tienen energía firme adicional puedan participar en la subasta de reconfiguración

enel green power, egp

E-2020-004789

*¿Podrían participar proyectos con parámetros diferentes a los que se presentó en la subasta 22-23? Teniendo claro que: 1) no podría acceder al incentivo de entrada temprana 2) Para el período 22-23 tendrá que actualizar los parámetros para con cumplir con la obligación adquirida anteriormente *Es necesaria la garantía de construcción el proyecto está en un nivel de avance del 95%

enerca E-2020-004913

epm E-2020-004837

gecelca E-2020-004854


E-2020-004699

*Sustituir de manera temporal la obligación de conexión, que hasta que no entre en operación el proyecto pueda cubrirse con anillos de seguridad. *No omitir el procedimiento administrativo que trata el parágrafo 9 del artículo 9 de la 071 de 2006

isagen E-2020-004748

*En la res. 117 de 2019 se estableció que no podían participar proyectos que se le estuvieran adelantando actuaciones administrativas, en coherencia con las circunstancias que estas plantas generaron sobre el sistema, proponemos incluir una restricción explícita para la participación de generadores que hayan sido sancionados por incumplir con la entrada de proyectos de generación que afectaron la disponibilidad de OF para el periodo 21-22


newgen E-2020-004850

*Es imposible tener un estudio de conexión a la subestación validado por el operador y que pueda establecerse que esta tenga capacidad disponible. La prioridad la deben tener los proyectos con asignación de OEF y no al contario para así incentivar la mayor participación *La propuesta desincentiva la participación de plantas con combustible líquido.

Sesión No.1010





pio sas E-2020-004727

*La propuesta desincentiva la participación de plantas con combustible líquido. *La participación de plantas que participaron en la subasta 22-23 pueden participar pero no podran optar por el incentivo a la entrada temprana, estas plantas pueden ofertar precio en la SRCFC? ¿O serán tomadoras de precio? En caso de ser el último caso, sugerimos mantener las reglas de la 104 de 2018 y que las condiciones solo aplique a capacidad adicional *Exigir una garantía de construcción no es posible a menos que la asignación sea superior a 10 años *Omitir el procedimiento administrativo que trata el parágrafo 9 del artículo 9 de la 071 de 2006 es un desincentivo *Si se participa con una planta con OEF 22-23, esto aplica para toda la planta o sobre la capacidad adicional *Solicitamos en la definición de plantas nuevas que es válida la utilización de equipos nuevos fabricados hace más de tres años y de equipos manufacturados *solicitamos modificar el certificado de conexión de la UPME, aceptar un estudio validado por el operador de red


plexa E-2020-004801

*La propuesta desincentiva la participación de plantas con combustible líquido. *La participación de plantas que participaron en la subasta 22-23 pueden participar pero no podrán optar por el incentivo a la entrada temprana, estas plantas pueden ofertar precio en la SRCFC? ¿O serán tomadoras de precio? En caso de ser el último caso, sugerimos mantener las reglas de la 104 de 2018 y que las condiciones solo aplique a capacidad adicional *Exigir una garantía de construcción no es posible a menos que la asignación sea superior a 10 años *Omitir el procedimiento administrativo que trata el parágrafo 9 del artículo 9 de la 071 de 2006 es un desincentivo *Si se participa con una planta con OEF 22-23, esto aplica para toda la planta o sobre la capacidad adicional *Solicitamos en la definición de plantas nuevas que es válida la utilización de equipos nuevos fabricados hace más de tres años y de equipos manufacturados *solicitamos modificar el certificado de conexión de la UPME, aceptar un estudio validado por el operador de red


sspd E-2020-004865

tebsa E-2020-004783 *Una garantía que aumente los costos aleja la colocación de nueva energía en OEF

termoyopal E-2020-004804

*Flexibilizar los permisos de conexión que permita a los OR otorgar permisos temporales o definitivos basados en la entrada en operación de proyectos que no encuentran en construcción, pero se cuenta con la capacidad de conexión comprometida e impide la generación de otras plantas que se encuentran instaladas y podrían entregar energía al sistema. *Termoyopal podría estar participando con dos plantas con una capacidad total de 50MW

Sesión No.1010





vatia E-2020-004848

*La propuesta desincentiva la participación de plantas con combustible líquido.*La participación de plantas que participaron en la subasta 22-23 pueden participar pero no podrán optar por el incentivo a la entrada temprana, estas plantas pueden ofertar precio en la SRCFC? ¿O serán tomadoras de precio? En caso de ser el último caso, sugerimos mantener las reglas de la 104 de 2018 y que las condiciones solo aplique a capacidad adicional *Exigir una garantía de construcción no es posible a menos que la asignación sea superior a 10 años*Omitir el procedimiento administrativo que trata el parágrafo 9 del artículo 9 de la 071 de 2006 es un desincentivo*Si se participa con una planta con OEF 22-23, esto aplica para toda la planta o sobre la capacidad adicional*Solicitamos en la definición de plantas nuevas que es válida la utilización de equipos nuevos fabricados hace más de tres años y de equipos manufacturados


xm E-2020-004847

*Teniendo en cuenta el cambio de reporte del costo de suministro y transporte de combustible de la 044 de 2020, consideramos que la Comisión efectué una revisión integral de la metodología empleada para el cálculo del costo promedio de combustible de la metodología de la 139 de 2011. *A las plantas que no estén operación comercial se les exige una garantía que respalde la entrada en operación, sin embargo, para el periodo 20-21 no se está exigiendo auditoría de la curva S, la cual es necesaria para identificar el incumplimiento y ejecutar garantías. *Los proyectos que ganaron OEF en el 22-23 y desean participar en la SRCFC no podrán acceder al incentivo a la entrada temprana. No obstante, no se especifica si las plantas que ya accedieron al incentivo pueden o no participar en la subasta con su ENFICC no comprometida o renunciando al incentivo. Respecto a lo anterior, consideramos se definan las reglas de la situación que se puede presentar *Cualquier atraso identificado por el auditor 6 meses antes del inicio de la vigencia 21-22, se debe ejecutar garantía y el agente perderá las OEF sin que medie acto administrativo. Al respecto, consideramos que la CREG es la autoridad competente para adelantar el debido proceso. Dado el caso que la CREG no considere adelantar actuación, solicitamos que tenga en cuenta nuestra recomendación de ajuste.

*La garantía de participación tiene como objeto amparar la entrega de las demás garantías (construcción y combustible). Sin embargo, en la 061 de 2007 no define el incumplimiento a una planta no despachada centralmente. Solicitamos que se incluya en el reglamento de garantías que este tipo de plantas se acogen al despacho central (S-2019-006337). *Se debe indicar que la garantía corresponde al capítulo 3 del Anexo de la resolución en mención.

Remitente Radicado Cronograma Flexibilización de la contratación de gas Otros

acolgen E-2020-004858

*Consideramos extender la medida a cualquier agente generador térmico. Existen hoy en día cantidades de suministro de gas que están disponibles bajo las reglas de la 042 de 2020 y que de requerirse pueden llegar a ser aprovechadas por el parque térmico. La medida permitiría poner a disposición del parque térmico el gas natural del mercado primario y secundario no comprometido.

Sesión No.1010





acp E-2020-004855

*Incluir periodos de reposición en los casos que sea factible en la operación por parte de los productores *Incluir cantidades variables en la negociación de contratos, mientras se pueda garantizar los volúmenes en suministro y transporte en el plazo determinado

andeg E-2020-004808


E-2020-004831 *Solicitamos que la declaración de interés inicie un mes después a la publicación de la resolución

*Solicitamos flexibilizar los mecanismos para contar con el aporte que puede brindar la RD a la confiabilidad y en la formación de precios en el mercado spot

asocodis E-2020-004812

No es clara la justificación de flexibilización cuando acaba de pasar un periodo de renegociación de contratos de suministro de gas natural, cuyos resultados deben ser analizados y considerados en las nuevas medidas.

celsia E-2020-004778


La flexibilización de contratación de gas es insuficiente, un generador termoeléctrico tiene una gran incertidumbre de consumo diario, por lo tanto, requiere un modelo de contratación muy flexible. Solicitamos que la flexibilización sea total y no solo a los contratos establecidos en la res. 114 de 2017

consultoria regulatoria

E-2020-004853 Solicitamos mover los plazos 45 días

Sesión No.1010






*Encontramos razonable volver al mecanismo de contratación bilateral antes de la 114 de 2017. Sugerimos que esta posibilidad se permita de forma permanente en el programa anual de comercialización de gas. *La resolución solo permite contratos CF95, CFC y OCG. Sugerimos que se explore mayor flexibilidad en relación con las modalidades contractuales. *Sugerimos que se permita la negociación de contratos de menor duración, siempre que al momento de entrega de los contratos los agentes tengan el suministro para atender sus OEF * El numeral 6 del artículo 7 exige las condiciones de los artículos 11, 12, 14 y 15 de la 114 de 2017. Esto es: i) eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña; ii) eventos eximentes de responsabilidad; iii) incumplimientos y compensaciones. Sin embargo, no establece lo dispuesto en el artículo 13, esto es la duración permisible para suspensiones del servicio. Sugerimos se incluya el artículo 13 que da cabida a los mantenimientos que hacen parte de la operación normal de los campos. *El numeral 2 del artículo establece quienes son los compradores, sugerimos para certidumbre del mercado que en el cronograma se incluya el hito para el Gestor o XM publique cuáles serán los compradores potenciales. *La comercialización del gas se extiende del 21 de mayo al 16 de septiembre de 2020, sin embargo, el 18 de junio se debe hacer la declaración de parámetros donde se da la información sobre la contratación de suministro y transporte de gas. Así mismo, se establece que los contratos podrán entregarse hasta el 17 de septiembre, fecha que sería consistente con la flexibilización, pero no con la declaración de parámetros. Por tanto, se interpreta que el 18 de junio se debe entregar la información preliminar. Solicitamos que revisen las fechas y la alineación de las mismas.

emgesa E-2020-004811

enel green power, egp

E-2020-004789

Sesión No.1010





enerca E-2020-004913

*Aclarar si esta resolución podría provocar el aplazamiento de entrada en operación de plantas solares que aplicaron a la subasta de largo plazo con mecanismo de contratación de la resolución Min Minas 40590

epm E-2020-004837

gecelca E-2020-004854


E-2020-004699 Establecer una fecha diferentes en la declaración de parámetros para los interesados en la OEF 21-22

isagen E-2020-004748

*La flexibilización implica negociar OCG exclusivamente en el mercado primario. Desde nuestra experiencia las OCG no son producto de alta disponibilidad en el mercado primario. Se propone a la Comisión evaluar la posibilidad de incluir a los vendedores del mercado secundario de gas natural


*Al contrastar las medidas de la 114 de 2017 y la 081, el proyecto solo se limita al período de negociación y a la duración de los contratos. Sin embargo, esta flexibilización es limitada para cumplir con ese propósito pues se mantiene la inflexibilidad en las modalidades de contratos. *La propuesta establece que los vendedores serán los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado. Debe tenerse en cuenta que los comercializadores disponen de gas para vender en el mercado secundario a agentes térmicos. Para evitar confusiones solicitamos dejar explícito que los agentes generadores y promotores también pueden entregar al ASIC contratos pactados en el mercado secundario. *Se propone que los compradores de gas serán únicamente los agentes ganadores y promotores que declaren interés en la subasta. Consideramos que las medidas que adopte la Comisión deberán establecer tiempos de negociación de tal manera que la demanda térmica y no térmica, tengan la misma oportunidad para negociar compras de gas.

Sesión No.1010





newgen E-2020-004850 *Solicitamos que se amplíe al menos un mes y medio más la subasta

pio sas E-2020-004727 *Solicitamos mover los plazos 45 días

plexa E-2020-004801 *Solicitamos mover los plazos 45 días

sspd E-2020-004865

tebsa E-2020-004783

termoyopal E-2020-004804 *Solicitamos se dé flexibilidad para que el agente no incurra en un tipo de sanción o incumplimiento si llegada la fecha de entrega del contrato aún no se cuenta con este.

vatia E-2020-004848 *Solicitamos mover los plazos 45 días

xm E-2020-004847

*En la declaración de interés se debe indicar que la carta modelo es para cada SRCFC *El tiempo entre la etapa 1 y 2 hay muy poco tiempo, ya que se requiere documentación original, proponemos 5 días hábiles *Consideramos que la etapa 9 aclaración de solicitudes, 3 días hábiles para el ASIC es poco, sugerimos 5 días *En la etapa 17 de entrega de contratos, solicitamos que estos sean debidamente auditados. En la subasta de febrero de 2019 se dieron opciones para la auditoria, aclarar si estas opciones aplican o fue una omisión en el proyecto resolución *Sugerimos que la subasta sea el 20 de agosto *Para la declaración de parámetros sugerimos que la fecha sea el 26 de junio. Teniendo en cuenta que los aplicativos deben ser ajustados para el recibo de la misma.

Sesión No.1010




ANEXO 2. FORMULARIO COMPETENCIA SIC

Cuestionario de evaluación de la incidencia sobre la libre competencia de los actos administrativos expedidos con fines regulatorios. En desarrollo de lo establecido en el artículo 7 de la Ley 1340 de 2009, el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo expidió el Decreto 2897 de fecha 5 de agosto de 2010, compilado en el Decreto 1074 de 2015, en el que determinó las autoridades que deben informar a la Superintendencia de Industria y Comercio sobre los proyectos de acto administrativo que se proponen expedir con fines de regulación, así como las reglas aplicables para la rendición por parte de esa Superintendencia del concepto previo a que hace referencia el artículo 7 de la Ley 1340 de 2009. En desarrollo de lo establecido por el artículo 2.2.2.30.5 del Decreto 1074 de 2015, la Superintendencia de Industria y Comercio adoptó mediante Resolución 44649 de 2010 el cuestionario para la evaluación de la incidencia sobre la libre competencia de los proyectos de actos administrativos expedidos con fines regulatorios a que hace referencia el citado artículo del Decreto 1074 de 2015. A continuación, se presenta el análisis efectuado por la CREG, con base en el cuestionario adoptado por la SIC: Objeto de regulación: Por la cual se convoca a una Subasta de Reconfiguración de Compra de OEF para los períodos 2020-2021 y 2021-2022, y se modifican otras disposiciones. No. DE RESOLUCIÓN O ACTO: Resolución CREG 099 de 2020 COMISIÓN O ENTIDAD QUE REMITE: COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS, CREG RADICACIÓN: ___________________________________________________________

Sesión No.1010




No. Preguntas afectación a la competencia Si No Explicación Observaciones

1. ¿La regulación limita el número o la variedad de las empresas en uno o varios mercados relevantes relacionados? Es posible que esto suceda, entre otros eventos, cuando el proyecto de acto:

X

1.1 Otorga derechos exclusivos a una empresa para prestar servicios o para ofrecer bienes.

X

1.2 Establece licencias, permisos, autorizaciones para operar o cuotas de producción o de venta.

X

1.3 Limita la capacidad de cierto tipo de empresas para ofrecer un bien o prestar un servicio.

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1.4 Eleva de manera significativa los costos de entrada o salida del mercado para las empresas.

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1.5 Crea una barrera geográfica a la libre circulación de bienes o servicios o a la inversión.

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1.6 Incrementa de manera significativa los costos:

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1.6.1 Para nuevas empresas en relación con las empresas que ya operan en un mercado o mercados relevantes relacionados, o

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1.6.2 Para unas empresas en relación con otras cuando el conjunto ya opera en uno o varios mercados relevantes relacionados.

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2ª. ¿La regulación limita la capacidad de las empresas para competir en uno o varios mercados relevantes relacionados? Es posible que esto suceda, entre otros eventos, cuando el proyecto de acto:

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2.1 Controla o influye sustancialmente sobre los precios de los bienes o servicios o el nivel de producción.

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2.2 Limita a las empresas la posibilidad de distribuir o comercializar sus productos

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2.3 Limita la libertad de las empresas para promocionar sus productos.

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2.4 Exige características de calidad de los productos, en particular si resultan más ventajosas para algunas empresas que para otras.

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2.5 Otorga a los operadores actuales en el mercado un trato diferenciado con respecto a las empresas entrantes.

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2.6 Otorga trato diferenciado a unas empresas con respecto a otras.

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2.7 Limita la libertad de las empresas para elegir sus procesos de producción o su forma de organización industrial.

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2.8 Limita la innovación para ofrecer nuevos productos o productos existentes pero bajo nuevas formas-

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3ª. ¿La regulación implica reducir los incentivos de las empresas para competir en uno o varios mercados relevantes relacionados? Es posible que esto suceda, entre otros eventos, cuando el proyecto de acto:

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3.1 Genera un régimen de autorregulación o corregulación.

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3.2. Exige o fomenta el intercambio de información entre competidores o la publicación de información sobre producción, precios, ventas o costos de las empresas.

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3.3. Reduce la movilidad de los clientes o consumidores entre competidores mediante el incremento de los costos asociados con el cambio de proveedor o comprador.

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3.4 Carece de claridad suficiente para las empresas entrantes sobre las condiciones para entrar u operar.

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3.5 Exime una actividad económica o a unas empresas estar sometidas a la ley de competencia.

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4.0 CONCLUSIÓN FINAL

La CREG considera que las medidas adoptadas no inciden negativamente en la libre competencia.

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