de energía y gas respuesta a los comentarios de las...

Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LASRESOLUCIONES

CREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009

DOCUMENTO CREG-0727 de julio de 2011

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

0*

Sesión No.491

CONTENIDO

CONTENIDO............................................................................................................................ 18

I. INTRODUCCIÓN..............................................................................................................21

II. RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LA RESOLUCIÓN CREG 023 DE 2009.22

2.1. PRODUCTO..............................................................................................................22

2.1.1. PERIODO DE PLANEACIÓN............................................................................ 22

2.1.2. PERIODO DE COMPROMISO.......................................................................... 26

2.1.3. DISTRIBUCIÓN HORARIA................................................................................ 29

2.1.4. ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO....................................................................... 32

2.2. DEMANDA OBJETIVO.............................................................................................32

2.3. SUBASTA................................................................................................................. 38

2.3.1. NUMERO DE SUBASTAS................................................................................. 38

2.3.2. CANTIDAD A COMPRAR...................................................................................42

2.3.3. OPORTUNIDAD PARA REALIZAR LAS SUBASTAS..................................... 43

2.3.4. TIPO DE SUBASTA........................................................................................... 44

2.3.5. SUBASTA DE SOBRE CERRADO................................................................... 44

2.3.6. PARTICIPACIÓN................................................................................................46

2.3.7. REGLAMENTO DE LA SUBASTA.................................................................... 49

2.3.8. AUDITORÍA DE LA SUBASTA..........................................................................50

2.3.9. PRECALIFICACIÓN........................................................................................... 51

2.3.10. CASOS ESPECIALES DE SUBASTA........................................................... 53

2.3.11. IPP.................................................................................................................... 55

2.3.12. AVANCE TECNOLOGICO.............................................................................56

2.3.13. IMPLEMENTACIÓN........................................................................................56

2.3.14. INFORMACIÓN............................................................................................... 57

2.4. LIQUIDACIÓN.......................................................................................................... 61

2.4.1. DISTRIBUCIÓN DÉ LAS COMPRAS............................................................... 61

2.4.2. FORMULACIÓN..................................................................................................62

2.4.3. REDISTRIBUCIÓN DE LAS COMPRAS EN EL MOR.....................................65

18D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009

Sesión No.491

2.4.4. LIQUIDACIÓN CUANDO SE APLICA LIMITACIÓN DE SUMINISTRO 68

2.4.5. RELACIÓN DE LAS OPERACIONES EN EL MOR CON LA BOLSA 68

2.5. MERCADO SECUNDARIO......................................................................................69

2.6. TRANSICIÓN............................................................................................................ 73

2.6.1. CÁLCULO DE LA CANTIDAD CONTRATADA................................................ 73

2.6.2. CRONOGRAMA..................................................................................................75

2.6.3. DURACIÓN......................................................................................................... 76

2.6.4. OTROS MECANISMOS..................................................................................... 76

2.6.5. LÍMITE DE CONTRATACIÓN BILATERAL......................................................77

2.7. GARANTÍAS............................................................................................................. 78

2.7.1. CALIFICACIÓN DE RIESGO............................................................................ 78

2.7.2. FACTOR DE CALIFICACIÓN DE RIESGO Y FLEXIBILIZACIÓNGARANTÍAS......................................................................................................................82

2.7.3. FACTOR DE AJUSTE........................................................................................ 93

2.7.4. CANTIDAD DE ENERGÍA A GARANTIZAR GENERADORES..................... 95

2.7.5. INCUMPLIMIENTO DE OBLIGACIONES.........................................................96

2.7.6. DESTINO DE LAS GARANTÍAS.......................................................................98

2.7.7. COSTO DE GARANTÍAS..................................................................................99

2.7.8. OTROS TEMAS DE GARANTIAS.................................................................. 101

2.7.9. COMENTARIOS DE REDACCIÓN................................................................. 113

2.8. DEMANDA NO REGULADA..................................................................................121

2.9. TRANSACCIONES EN EL MERCADO.................................................................. 125

2.10. OTROS COMENTARIOS ESPECÍFICOS........................................................... 130

2.11. TEMAS TRASVERSALES..................................................................................... 133

III. RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DEL REGLAMENTO DE SUBASTA - RESOLUCIÓN CREG 069 DE 2009..................................................................................... 148

3.1. ORGANIZACIÓN DE LA SUBASTA...................................................................... 148

3.2. PROCEDIMIENTO DE LA SUBASTA.................................................................... 162

3.3. POLITICA DE INFORMACION................................................................................186

3.4. OTROS COMENTARIOS AL REGLAMENTO DE LA SUBASTA.........................191

3.5. COMENTARIOS AL ESQUEMA...........................................................................194

IV. RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LA SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS.................................................................................................200

190-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONES

Sesión No.491

4.1. COMENTARIOS DE TIPO JURÍDICO.................................................................. 200

4.2. COMENTARIOS DE TIPO TÉCNICO................................................................... 201

ANEXO I - PERIODO DE PLANEACIÓN Y COMPROMISO DE LOS PRODUCTOS DEL MOR.........................................................................................................................................212

ANEXO II - CONSTRUCCIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN HORARIA DEL PRODUCTO CON DESTINO A LA DEMANDA REGULADA..............................................................................214

ANEXO III - PROCEDIMIENTO PARA ESTABLECER LA PROYECCIÓN DE DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA EL MERCADO ORGANIZADO....................................217

ANEXO IV-ANÁLISIS DEL MERCADO SECUNDARIO................................................... 230

ANEXO V - ESQUEMA MIXTO: MOR Y CONTRATOS BILATERALES CON DESTINO AL MERCADO REGULADO........................................................................................................234

REFERENCIAS...................................................................................................................... 235

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20 Q5

Sesión No.491

ATENCIÓN DE COMENTARIOS DE LOS AGENTES RESOLUCIONES CREG023 DE 2009 Y 069 DE 2009

I. INTRODUCCIÓN

Mediante la Resolución CREG 023 del 2009, la Dirección Ejecutiva de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, ordeno hacer público el proyecto de resolución de carácter general, que pretende adoptar la CREG “Por la cual se adopta el Mercado Organizado- MOR."

Así mismo, se convocó a un Taller de Aclaraciones sobre la resolución en mención el día martes 14 de abril de 2009, en donde se explicó por parte de la Comisión la propuesta regulatoria.

El plazo para enviar comentarios por parte de los agentes a la propuesta era hasta el día 26 de abril del 2009. De acuerdo con esto se recibieron los siguientes comentarios que fueron radicados en la Comisión:

Cuadro No. 1. Comentarios Resolución CREG 023 de 2009

EMPRESA RADICADOS1 GECELCA E-2009-0035462 DUFF & PHELPS E-2009-0036553 ISAGEN E-2009-003668 E-2009-0036834 ELECTRIFICA DOR DEL CARIBE E-2009-003695S COMERCtAUZAR E-2009-0036996 CHtVOR E-2Q09-Q037O57 MERIELECTRICA E-2009-0037073 EMGESA E-2009-003709 E-2009-003978 TRIBUTARIO9 CHEC E-2009-003718

10 CUNDINAMARCA E-2009-00372711 ASOCODIS E-2009-00372912 TERMOTASAJERO E-2009-00373113 ANDESCO E-2009-00373414 ENERGIA CONFIABLE E-2009-00373515 ENERTOLIMA E-2009-00373616 ACOLGEN E-2009-003741 E-2009-003966 TRIBUTARIO17 EPSA E-2009-00375918 BOLSA NACIONAL AGROPECUARIA E-2009-00376119 ELECTROHUILA E-2009-00377920 COMPAÑÍA DE ELECTRICIDAD DEL CAUCA E-2009-00379321 CODENSA E-2009-00379522 EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELUN E-2009-003805 E-2009-00442523 CAC E-2009-00380624 XM E-2009-Q0381525 ESSA E-2009-00386426 EMCALI E-2QQ9-0039S5

Mediante la Resolución CREG 069 de 2009, la Comisión expidió la propuesta de Reglamento de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de energía del Mercado Organizado - MOR.


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A esta Resolución CREG 069 de 2009 se recibieron los comentarios de los Agentes que se indican a continuación con sus respectivos radicados.

Cuadro No. 2. Comentarios Resolución CREG 069 de 2009

EMPRESA RADICADOS1 ISAGEN E-2009-0060592 GECELCA E-2009-0061913 CHIVOR E-2009-0062394 ELECTRIFICADOS DEL CARIBE E-2009-006247S ASOCODIS E-2009-0062486 EMGESA E-2009-006250 E-2009-0064507 XM E-2009-0062528 CUNDINAMARCA E-2009-0062669 ANDESCO E-2009-006275

10 EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELUN E-2009-00627711 CODENSA £-2009-00628012 Iepsa E-2009-00628213 CAC £-2009-00628814 EBSA E-2009-0063191S CHEC E-2009-00632016 ANOI É-2009-00635717 ACOLGEN E-2009-006512

De otro lado, a través del radicado E-2009-008074 la Comisión recibió de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios comentarios a varios puntos del esquema MOR.

El propósito de este Documento es responder los comentarios recibidos y presentar los ajustes realizados, para ello se ha dividido en tres partes en la primera se atienden los comentarios recibidos a las propuesta regulatoria presentada en las Resolución CREG 023 de 2009, en la segunda se atienden los comentarios que fueron realizados a la Resolución CREG 069 de 2009 y en la parte final se contesta las inquietudes recibidas por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Así mismo, a lo largo del documento y en sus anexos se explican los ajustes a realizar en relación con dichos comentarios.

II. RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LA RESOLUCIÓN CREG 023 DE 2009

A continuación se plantean los principales comentarios realizados por los agentes a la Resolución CREG 023 de 2009 y las respuestas, agrupados por cada uno de los elementos que conforman el MOR y reunidos por temas:

2.1. PRODUCTO

2.1.1. PERIODO DE PLANEACIÓN


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ISAGEN

• Estabilidad en los precios: Un periodo de planeación fijo, permite que el precio para un mes esté conformado por los precios de varias subastas que a su vez valoran diferentes periodos de meses que van avanzando en el tiempo. En términos prácticos, la evolución de precios se daría de una forma más suave, al constituir un valor medio móvil, lo que es especialmente deseable para la demanda.

Por su parte, un periodo de planeación variable exige que el producto subastado sea siempre el mismo, pero puede traer cambios bruscos de precios cuando se comienza a subastar un nuevo producto.

• Disponibilidad de oferta: Un periodo de planeación fijo permite a los vendedores modular en alguna medida el comportamiento estacional que puedan tener sus recursos de generación, ajustando sus cantidades disponibles sin que esto represente una diferencia en los precios a la demanda, dado que el mismo siempre se forma por un mismo periodo de vigencia, con igual número de meses de verano y meses de invierno.

De otro lado, un periodo de planeación variable implica que los agentes deben ajustar su oferta a un periodo de vigencia con cantidades iguales durante todo el año, con lo cual podrían optar por minimizar el nesgo vendiendo la energía acotada al mes con menor disponibilidad de generación o vendiendo una cantidad superior y buscando cubrimiento en el mercado secundario.

• Gestión de cantidades a comprar: La demanda presenta variaciones durante los diferentes meses del año. Subastar un producto con periodo de planeación fijo permite al comprador realizar una mejor gestión de las cantidades compradas, dado que puede realizar un ajuste trimestral o bimestral, según el caso, de las cantidades compradas y de esta forma incorporar las variaciones de demanda en las diferentes subastas del MOR. Por su parte, un producto con periodo de planeación variable implica comprar una misma cantidad de energía para todo el año, lo cual implica sobrecontratación en algunos meses del año y subcontratación en otros.

ANDESCO

• se sugiere de todas formas aclarar en las definiciones que el Periodo de Planeación de la Subasta es del tipo variable. ”

EPM

• “Para el período posterior al de transición, se comparte el producto definido por la CREG en términos de tener un período de compromiso fijo y uno de planeación variable, lo cual garantiza que siempre se está negociando el mismo producto, con las consecuencias positivas que ello tiene en la formación del precio y en la liquidez del mercado secundario. ’’

RESPUESTA

Conforme el análisis realizado por la Comisión acerca de los diferentes planteamientosrealizados, se tiene que:

23D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009 OS

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• Realizar ajustes ante subastas fallidas (en las que se adjudique solamente una pequeña porción de la demanda objetivo) es más complicado en el caso de utilizar un periodo de planeación fijo, dado que habría que realizar una subasta adicional cada vez que esta situación se presentara.

Caso contrario sucede cuando el periodo de planeación es variable, dado que únicamente se tendría que ajustar la demanda objetivo de las siguientes subastas (con la única excepción de que se trate de la última subasta para un determinado periodo).

• Con un producto de planeación fijo los incrementos de precios en la tarifa al usuario final serían más suaves, sin embargo dado que la energía con destino al usuario regulado de cada año podría ser comprada en 8 subastas (ver anexo I), no es de esperar incrementos bruscos en la tarifa bajo el esquema de periodo de planeación variable propuesto.

Un generador hidráulico puede vender y comprar productos mensuales en el mercado secundario, por lo que no es indispensable que pueda perfilar sus ventas en las subastas del MOR para que sean iguales a su energía disponible durante el año.

• La gestión del crecimiento de la demanda es una ventaja de trabajar con productos cuyo tiempo de planeación es fijo, como se plantea.

• El hecho de vender un producto diferente para cada subasta sería un punto negativo del esquema, dado que dificulta la utilización de los resultados de las subastas anteriores en la definición de las estrategias para las siguientes subastas.

• La práctica comercial actual en el mercado refleja que la mayoría de contratos se realizan por uno o dos años calendario.

Considerando lo anterior, se decidió utilizar productos con periodos de planeación variable, dado que presenta varias ventajas en relación con los productos con periodo de planeación fijo.

EEC

• “La última subasta para atender un periodo de compromiso determinado debería finalizar como mínimo 6 meses antes del inicio del mismo periodo. Un periodo de tiempo como el propuesto permite recoger las diferentes particularidades del sistema Colombiano.”

RESPUESTA

La Comisión comparte el planteamiento que se necesita un periodo de planeación mínimo de 6 meses para que exista incertidumbre sobre las condiciones hidrológicas en el periodo de planeación.


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EPM

• "-Negociar en cada subasta la energía de dos años pero fraccionada por año, es decir, negociar simultáneamente, pero de manera independiente, cada año. Esto implica que en cada subasta se negociarían dos productos distintos, con precio diferente." -Cantidad negociada en cada subasta: 1/8 de la demanda de cada uno de los dos años. En este sentido, el número de subastas para el horizonte de dos años, es el mismo propuesto por la CREG y por lo tanto no hay lugar a un aumento de costos de transacción.-Período de planeación: La primera subasta 15 meses antes de iniciar el período de compromiso del primer producto, 12 meses la segunda, 9 meses la tercera y 6 meses la última.El diseñar el producto con estas características presenta una serie de ventajas, tales como:-Negociar la energía de dos años continuos permite mayor certidumbre en los ingresos del vendedor y en los egresos del comprador y, además, es consistente con la práctica comercial actual.-Negociar estos dos años de manera fraccionada y simultánea permite siempre transar el mismo producto.-Si se transan dos productos distintos de manera simultánea, cada uno de ellos anual, el primer año no resultaría afectado por la percepción de riesgo que el vendedor tenga sobre el segundo.-El negociar 1/8 de la demanda anual permite que el precio trasladado al usuario final sea formado por la mezcla de ocho precios, por lo cual los eventos transitorios no tienen tanta incidencia en la formación del precio,; adicionalmente, al disminuir la energía que participa en cada subasta hay mayor oferta y por tanto aumenta el grado de competencia.-El período de planeación propuesto permite un equilibrio entre el mediano y el corto plazo y así, una mejor diversificación del riesgo en la medida que no se traslade en todas las subastas la incertidumbre que genera el negociar con mucha antelación, ni la certidumbre que produce transar la energía con muy poco tiempo antes de la ejecución. ”

ACOLGEN

• “ACOLGEN considera que el período de compromiso de un año establecido por la CREG para el producto a ser negociado en el MOR es adecuado; sin embargo, reconocemos que para el caso de generadores hidráulicos con ciclos hidrológicos marcados, este período introduce un nivel de riesgo significativo.

Con el fin de generar una señal de largo plazo y de evitar que se reduzca sustancialmente la oferta de energía en el MOR, es indispensable permitir la negociación hasta por dos años consecutivos, haciendo uso del producto propuesto por la CREG con un año de duración. De no ser aceptada esta propuesta, un generador no sólo debe gestionar el riesgo asociado a un verano y a un invierno, sino a cuatro (4) estaciones hidrológicas.

La implementación de la propuesta se puede dar mediante la realización de subastas paralelas, en las cuales se asignen los contratos, tanto para el año t como para el año t+1 , así como las cantidades a subastar (1/8) de la demanda tal como se aprecia en

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Oí

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la gráfica 1. Es importante resaltar que el período de planeación estaría comprendido entre seis (6) meses y veinticuatro (24) meses.”

EPSA

• “Para dar una mejor señal de largo plazo, tanto para la oferta como para la demanda, se propone extender el periodo de planeación de tal manera que la primera subasta para el periodo de compromiso se realice con una anticipación de veintisiete (27) meses y la última subasta con una anticipación no menor a seis (6) meses del inicio del período de compromiso.

Dado que el periodo de planeación del periodo de compromiso “t” y del periodo de compromiso “t+1” se traslaparían en un año (4 subastas), se requeriría la realización de subastas paralelas para los citados años Y y “t+1". Este esquema de contratación se ajusta más a la forma actual de compra de energía a través de contratos bilaterales. ”

ISAGEN

• “Finalmente, en relación con el periodo de vigencia, ISAGEN considera que es adecuado contar con un producto que refleje la práctica del mercado. Para ello, la vigencia podría ser de uno o dos años. Sin embargo es prudente que la CREG considere que esta costumbre es aplicada a los periodos de contratación, más no a los precios aplicados. Si bien los comercializadores realizan sus compras para periodos de uno o dos años, los precios normalmente ofertados por los generadores son anuales. En consecuencia, consideramos que es fundamental que lo anterior sea reflejado por la Comisión permitiendo la negociación de diferentes precios para cada año en caso que el producto sea de dos (2) años, dado que en caso contrarío se podrían internalizar en los precios riesgos que cubran la incertidumbre asociada a vender un producto de cantidades iguales durante esta vigencia.”

RESPUESTA

Se acepta la propuesta en cuanto a subastar en un corto período de tiempo los productospara dos periodos de compromiso diferentes. En el Anexo 1 se detalla el esquemaadoptado.

2.1.2. PERIODO DE COMPROMISO

CHEC

• Tal como se propone en el proyecto de resolución, se considera que el periodo de contratación debe ser mínimo de 1 año, de enero 1 a diciembre 31, con el fin de tener una estabilidad en el precio, y que haya participación de la oferta para todos los periodos.

CAC

• “El producto propuesto se considera adecuado. Sin embargo, podría revisarse, como lo plantea la CREG, la duración del período de compromiso, por ejemplo para ampliado a dos años. Un aspecto que no se considera conveniente es establecer la


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posibilidad de que se definan productos estacionales, o de períodos de compromiso inferiores a un año, para garantizar el cumplimiento del objetivo de estabilidad de los precios de traslado a los usuarios finales. ”

MERIELECTRICA

• “Consideramos que las características del producto MOR deberían tener en cuenta el comportamiento de compra que históricamente han tenido los agentes Distribuidores de comprar energía por dos años con al menos 1 año de anticipación. En tal sentido, se sugiere que el período de compromiso sea de dos años tanto para la subasta de demanda regulada como para la de demanda no regulada. Con ello, se contribuye a disminuir la volatilidad de los precios en estos contratos por cambios significativos en el comportamiento hidrológico Colombiano. ”

• “La contratación de dos años contribuirá adicionalmente al Objetivo principal del MOR relacionado anteriormente, sobre todo ante cambios de condiciones de Niña a Niño de un año a otro."

EMGESA

• “Con respecto al periodo de compromiso, consideramos que se debe ampliar a más de dos años, lo cual permite: i) mitigar las variaciones en los precios derivadas de las condiciones y expectativas de corto plazo, ii) incorporar señales de largo plazo necesarias en nuestro mercado, iii) estabilizarlos precios de mercado al usuario final y ív) dar señales de estabilidad en el ingreso a los agentes las cuales complementan las señales de expansión definidas en el esquema del cargo por confiabilidad.

Propuesta: Sugerimos que el periodo de compromiso sea de mínimo 5 años, con un incremento a 8 en el número de subastas. ”

EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA

• “Si se desea establecer una señal de precios de largo plazo y evitar la volatilidad de los mismos, se sugiere que el periodo de compromiso se establezca dijo por 2 años.”

ASOCODIS

• “La solicitud de modificación del ‘período de contratación para dos años, con un único producto ofertado, se sustenta en la necesidad de que el mecanismo de compra de energía que se está planteando, debe propender por garantizar la formación eficiente de señales de precio de más largo plazo, las cuales con un año de contratación definitivamente no se logran, ni marcan diferencias fundamentales frente a la adquisición de la energía en el corto plazo. Por lo cual, se solicita a la Comisión considerar la posibilidad de ampliar el periodo de compromiso a 2 años para el tamaño en tiempo del producto a subastarse, toda vez que el esquema MOR per se no constituye una señal de largo plazo.”

TERMOTASAJERO

• “Producto: aunque en la resolución se habla de un horizonte entre 1 y 2 años, consideramos de gran importancia que se establezca como mínimo la compra de la


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energía por lo menos para 2 años, horizonte utilizado comúnmente por los compradores para la atención de su demanda. Adiclonalmente, se propone revisar la obligatoriedad de compra para horizontes superiores de parte de la demanda de energía, considerando la necesidad de generar señales estables y de largo plazo para los inversionistas.”.

ANDESCO

• “Para dar cumplimiento al criterio de Estabilidad, la Asociación considera conveniente que el Período de Compromiso sea de dos (2) años desde la Transición, teniendo en cuenta que este es el plazo común en los contratos bilaterales, además que el plazo debe dar una señal de mediano y/o largo plazo que permita una cobertura adecuada de los precios junto con una cantidad mínima de seis (6) subastas que diversifique percepciones momentáneas de riesgos por parte de los vendedores y así mitigar eventuales cambios abruptos entre Subastas.”

ENERGIA CONFIABLE

• “Consideramos muy positivo el producto que sea de mínimo un año calendario, aunque sin aumentar las garantías seria propicio un escenario de 2, 3 anos para ir formando el precio de largo plazo. En este punto hay que tener en cuenta que las garantías que se exijan no cobije iniclalmente los 2 o más años, porque haría el proyecto inviable, sino seria tal como funciona hoy en día, que se vaya garantizando los 2 meses siguientes."

ENERTOLIMA

• “Periodo de compromiso: Con relación a éste punto es importante dejarlo definido específicamente en la resolución definitiva, para lo cual consideramos que un periodo razonable de compromiso es de dos años, ya que, proporciona mayor certidumbre de ingresos a la oferta reflejándose en la formación eficiente de los precios de largo plazo."

CODENSA

• “En cuanto al periodo de compromiso del producto, se propone un periodo mínimo de 2 años, pues la contratación bilateral ha tendido a este horizonte de tiempo, si bien se debería considerar una duración de hasta 5 años con el fin de proveer una señal de mediano y largo plazo del precio de contratación. En efecto, es necesario brindar a los comercializadores herramientas que le permitan atenuar las variaciones de precios, con lo cual si se transan contratos a largo plazo con porciones de demanda y cantidad de subastas acordes con esta duración, el precio que se traslada al usuario final será estable en el tiempo.’’.

COMERCIALIZAR

• “El producto propuesto se considera adecuado, pero preocupa que sucederá en aquellos años donde se espere un Fenómeno de Niño, muy seguramente la oferta no se presente a las subastas, por esta razón consideramos importante revisar la opción de dos años. Se solicita a la CREG consultar con aseguradoras y banca en general, que connotación especial (en condiciones de respaldo y costos) tendrán las garantías


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en caso de períodos de planeación tan largos como 18 meses, es de nuestro conocimiento que en horizontes mayores a doce (12) meses las aseguradoras y entidades bancarias no expiden garantías para un periodo de compromiso que se inicio posterior a este horizonte. ”

RESPUESTA

Se decidió mantener el periodo de compromiso de 1 año, sin embargo se subastarán en un corto período de tiempo los productos para dos periodos de compromiso diferentes (ver Anexo 1). Con lo anterior, tanto los agentes como la demanda podrán obtener un nivel de cobertura de más largo plazo.

2.1.3. DISTRIBUCIÓN HORARIA

ISAGEN

• “Al respecto, solicitamos a la CREG la revisión del factor definido para el día sábado, dado que los valores aplicados a nivel horario no corresponden con el valor total señalado en la fórmula de la Energía Total, contenida en el proyecto de resolución."

XM

• "En el artículo 6, debe revisarse la tabla, ya que la misma no corresponde con el acumulado presentado en el parágrafo del mismo Artículo”

• “En el Articulo 6 puede presentarse el caso de días que al mismo tiempo son sábados y festivos. Debe precisarse la definición de la variable Dsab para que excluya los sábados que son festivos. ”.

GECELCA

• “UNIDAD HORARIA DE ENERGÍATeniendo en cuenta que en la tabla del articulo 6 de la resolución CREG del asunto, la distribución horaria del día sábado representa el 95% de la energía asociada a la curva del lunes, y ésta, según lo establecido en el parágrafo de dicho artículo, debería ser igual al 90% de dicho valor, proponemos realizarlos ajustes correspondientes.”

EMGESA

• “Es necesario corregir la fórmula definida en el Parágrafo del Artículo 6, que define la energía total del producto para el mercado regulado, ya que el factor de ajuste para los dias sábado corresponde a 0.95 y no 0.9 como aparece allí.Propuesta: Sugerimos modificarla fórmula que define la energía total del producto así:ET s (D w + Dsab x 0.95+ Dfest x 0.86)x 1000^ . "

ENERTOLIMA

• “Se observa una diferencia entre la sumatoria de los periodos horarios del día sábado (0,95 MWh) y el factor que acompaña a los días sábados en la fórmula de Energía total (0,9).”


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O S

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EPSA

• “En la fórmula para la Energía Total del producto para regulados (ET), el factor de la demanda del día sábado (0,9) no coincide con los datos de la tabla (0,95)’’

CODENSA

• “Unidad horaria de energía: Existe una inconsistencia entre la tabla fórmula de energía total asociada al producto en el factor para día sábado, pues la primera considera 0,95 y la fórmula expresa 0,9. Se entiende que la fórmula debe decir 0,95.”

EEC

• “Se sugiere revisarla conformación de UNH (Unidad Horaria de Energía) en el periodo de transición ya que la curva del mercado regulado resultante para dicho periodo no necesariamente corresponde el comportamiento del producto definido en el proyecto de resolución propuesto. Lo anterior podría producir mayores costos por sobrecontratación o exposición a bolsa en los agentes y se generarían impactos en el usuario final.”

ESSA

• “Observamos que la fórmula correspondiente a la energía total del producto para regulados, artículo 6, tiene un error de digitación respecto de la suma de las unidades horarias de energía, ya que el factor multiplicador en el número de días sábado del periodo de compromiso debería ser 0,95 y no 0,9.”

RESPUESTA

Se acepta la corrección.

ELECTRICARIBE

• “1. Producto con curva de carga fija

La propuesta de una curva de carga fija con base en las curvas de carga del mercado regulado del periodo 1997-2005 (según lo expresado en el taller del día 14 de abril) debe analizarse desde el punto de vista de las desviaciones que la misma genera con respecto a la curva propia de cada mercado en cada período horario. ”

RESPUESTA

La forma como se realiza la distribución de compras en el MOR entre los comercializadores que atienden demanda regulada da como resultado que las diferencias que se presenten entre la distribución horaria de la demanda regulada agregada y el producto para regulados del MOR afectan por igual el cubrimiento de la demanda de cada comercíalizador. Una explicación de lo anterior se presentó en el anexo 2 del documento CREG 018 de 2009, el cual se publicó adjunto a la resolución CREG 023 de 2009.


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ENERTOLIMA

• “Distribución horaria del producto: Creemos que la distribución propuesta por la CREG generara menores posibilidades de sub o sobre contratación para los agentes comercializadores, puesto que se está estimando y contratando la misma curva, minimizando el riesgo de exposición de la demanda.”

• “Unidad Horaria de Energía: Según lo comentado por la CREG en el taller del 14 de abril de 2009, la información tomada como base para el cálculo de las Unidades Horarias de Energía corresponden a los datos desde inicios del mercado, por lo tanto, se debería revisar la metodología para realizar dicho cálculo con la información del mercado desde el 2001 año posterior a la implementación del límite actual para la contratación en el mercado competitivo, para que la curva sea más ajustada a la realidad."

EPSA

• “La curva de carga fija propuesta para el producto a transar en la subasta del MOR se ajusta al comportamiento de la demanda regulada de EPSA y la consideramos apropiada para éste esquema de transacciones.”

CODENSA

• “Se solicita a la Comisión hacer explícitos los cálculos de la curva de carga recomendada, pues de acuerdo con lo mencionado en la presentación, no es conveniente emplear para su definición los datos históricos entre los años 1997 y 2001 toda vez que en este lapso se dieron los cambios en los límites para pertenecer a! segmento de usuarios no regulados.”

RESPUESTA

La distribución horaria del producto propuesta en la resolución CREG 023 de 2009 es elresultado de la minimización de las desviaciones de dichas curvas para los años 2007 y2008. Dicho proceso se detalla en el Anexo II del presente documento.

ELECTROHUILA

• “Por otro lado, es necesario estandarizar la demanda regulada a abastecer con el producto ya que por ejemplo, actualmente el alumbrado público es una demanda no definida claramente que puede considerarse regulada o no regulada, lo cual cambia ostensiblemente la curva de demanda del SIN, ya que su curva es totalmente diferente al resto del mercado regulado y su cantidad es comparable con este mercado, modificando el producto y por lo tanto aumentando el riesgo de compras en bolsa para horas de baja demanda, lo cual es contrario a la experiencia comercial que se ha obtenido en el tiempo que se ha aplicado el esquema actual de contratos bilaterales.”.

RESPUESTA

El producto fue definido con base en los datos de la variable “Demanda ComercialRegulada” agregada del SIN. Por lo que solamente en el caso de que por algún motivo el


31

Sesión No.491

comportamiento de dicha variable cambie sustancialmente, sería necesario modificar el producto propuesto.

2.1.4. ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO

XM

• En el Artículo 12 no resulta claro que el precio Pi,h esté dado de forma horaria, puesto que entendemos que este precio es el resultante de la subasta en $/kWh.

RESPUESTA

Conforme al artículo 46 el precio de las obligaciones se actualizará mensualmente conforme a las variaciones del índice de Precios al Productor IPP, por lo que no es un valor fijo a través del tiempo. Sin embargo, se decidió eliminar el subíndice h por efecto de que la actualización de este precio es mensual y un subíndice horario puede causar confusión.

2.2. DEMANDA OBJETIVO

ISAGEN

• Establecer un mecanismo para determinar la participación de cada comercializador en la proyección centralizada de demanda. Si bien este valor no es necesario para la subasta como tal, si se requiere para el cálculo de las garantías y para descontar las cantidades previamente contratadas por comercializador.

ELECTRICARIBE

• La demanda objetivo a subastar debe ser la del mercado regulado. Los modelos de proyección a utilizar deben considerar parámetros específicos que reflejen el comportamiento esperado de esta demanda con base en la tasa de crecimiento propia de este mercado.

Consideramos que la proyección de la demanda del mercado regulado debe incluir:

i) La proyección de las ventas (con base en las variables económicas que se definan como explicativas de su comportamiento)

ii) Las pérdidas reconocidas promedio que deben considerar la distribución de las ventas de energía en cada nivel de tensión para cada comercializador, y

iii) Las pérdidas no reconocidas de energía, las cuales deberían considerar los planes de reducción de pérdidas que establezca cada comercializador con respecto a su mercado.

Lo anterior indica que la proyección de demanda regulada no es un asunto trivial y que debe realizarse por mercado de comercialización, con el fin de introducir el menor riesgo posible para los comercializadores.

0-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009 32

Sesión No.491

El modelo de proyección debe ser público, de manera que los agentes compradores que asumen el riesgo de proyección puedan hacer comentarios y observaciones al mismo, que permitan ajustes para mejorarla calidad de la proyección.

La proyección para el período de compromiso debe ajustarse previo a la realización de cada una de las subastas para este período para aumentar o reducir la cantidad a subastar de acuerdo con la evolución de las variables explicativas que se haya dado hasta ese momento.

CHEC

• Se solicita que para la desregulación de mercado la CREG deba hacerlo al inicio de un período de contratación y no en la mitad de él, lo anterior para efecto de que la curva de demanda pueda ser ajustada por la UPME en el momento de realizar la proyección de demanda a ser utilizada en cada subasta.

• En cuanto a “Artículo 7. Procedimiento para la Definición de la Demanda Objetivo. La Comisión establecerá la Demanda Objetivo para cada subasta con base en una proyección de demanda suministrada por la UPME para el periodo de compromiso”. En la proyección de la demanda la UPME debe definir una metodología que involucre las proyecciones de los agentes y socializarla con éstos para su participación.

EMGESA

• Dadas las nuevas responsabilidades de la CREG, en cuanto a la proyección de la demanda objetivo para las subastas, la participación de los agentes que atienden demanda regulada, puede agregar elementos de juicio que permitan minimizar los riesgos asociados a dicha estimación, más aún cuando se espera una contratación del tipo Pague lo Contratado.

• En concordancia con lo anterior, es necesario dejar claras las reglas mediante las cuales un usuario regulado puede pasar al mercado no regulado y viceversa, esto con el fin de dar estabilidad a los comercializadores y evitar exposiciones en la bolsa de energía que puedan incrementar su riesgo de pago.

MERILÉCTRICA

• Teniendo en cuenta que es factible que un usuario que viene siendo atendido como usuario regulado decida acogerse a la condición de No regulado para el año siguiente, cambiando en consecuencia la demanda regulada del agente distribuidor que lo atiende para el año siguiente, cuya situación difícilmente podrá ser considerada por la UPME en la proyección de Demanda que realice con miras a definir la Demanda Objetivo, sometemos a consideración de la CREG establecer que la Demanda Objetivo se construya a partir de las proyecciones de Demanda Regulada que cada agente Distribuidor estime y envíe al Administrador de la Subasta y/o a la CREG para los siguientes años a considerar como período de compromiso en las siguientes subastas del MOR


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EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA

• Con el fin de evitar riesgos por desviaciones en la proyección centralizada de lafunción de demanda y sus consecuentes impactos al usuario final, se sugiere que laComisión ofrezca una participación activa de los agentes y una discusión oportuna de los modelos y variables utilizados en la conformación de la demanda regulada en trabajo conjunto con la UPME y la CREG.

• Se solicita a la Comisión que la Resolución Definitiva del MOR contenga ladeclaración de los parámetros que se utilizarán para ¡a definición de la demanda objetivo y el porcentaje a subastar en todas las subasta.

• El procedimiento que la UPME concierte para definir la demanda objetivo debe considerar: la definición particular de la demanda de alumbrado público de cada agente, las condiciones de migración entre los mercados regulados y no regulados, el desarrollo de los planes de disminución de pérdidas de energía que igualmente regule la CREG y lleven a cabo los agentes en cada mercado y las estimaciones de crecimiento de demanda de cada agente en particular.

ASOCODIS

• La resolución define para cada hora del período de compromiso, un producto para el mercado regulado, denominado Unidad Horaria de Energía (UHE) asociada a las condiciones reales de la demanda del SIN para ese mercado, lo cual indudablemente mejora las condiciones de compra del producto frente a propuestas anteriores sobre el tema.

• No obstante, la precisión en la predicción de la demanda, es fundamental para reducir el riesgo de los compradores y su traslado a los usuarios.

• Por lo anterior, reiteramos en que la responsabilidad por la predicción de la demanda no debe concentrarse únicamente en el Regulador y la UPME, pues grandes desviaciones en la proyección impactarán directamente al comercializador y en consecuencia a sus usuarios.

• Para minimizar este impacto, se sugiere la conformación de un Comité de Consulta con la participación de los agentes como conocedores de los mercados, para el efecto de revisar las proyecciones de la demanda, pues se tienen inquietudes respecto al manejo que se debe dar a la información referente a: compras del mercado regulado con destino a la atención de alumbrados públicos, crecimiento regional de la demanda, evolución de los planes de reducción de pérdidas y su impacto en la disminución de la demanda.

• Otro tema fundamental se refiere a la demanda de usuarios que migren del mercado regulado al no regulado o viceversa, etc., en este sentido se propone que la Comisión defina los plazos mínimos que cada tipo de usuario debe permanecer en cada segmento de mercado, y que estos se hagan acordes con los períodos de compromiso vigentes, considerando en todo caso los porcentajes de demanda de cada subasta. Igualmente, la metodología de cálculo de la demanda objetivo debería considerar un supuesto que considere el cambio de segmento regulado/no regulado y


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viceversa de los usuarios. Información de la cual dispone desde luego con mayor calidad las empresas.

• Se solicita que la metodología -con apoyo del Comité que se sugiere instaurar- que se determine para la proyección de la demanda, sea transparente, con discusión abierta y previa de los modelos, supuestos y criterios de proyección.

• Es necesario además que la CREG defina claramente si realizarían modificaciones sobre el pronóstico de la demanda total del mercado regulado que reciba de la UPME, pues hay inquietud por parte de las empresas, de un lado en cuanto a la definición de la demanda objetivo atendiendo los distintos niveles de contratación de las empresas (esto especialmente durante la transición o hasta la fecha en que los agentes tengan contratos bilaterales firmados, cuyos criterios de despacho dependen del precio de bolsa o de condiciones operativas derivadas del despacho) y de otro lado, sobre los aspectos que tendrá en cuenta la Comisión para establecer el porcentaje a subastar de energía para el período de contratación que finalmente se defina.

• Por lo anterior, la industria considera adecuado que se establezca por lo menos de manera conceptual en la Resolución Definitiva, bajo qué condiciones se modificaría el pronóstico de demanda elaborado por la UPME.

ANDESCO

• El adecuado cálculo de la Demanda Objetivo Regulada es fundamental para garantizar el éxito de la Subasta. Consideramos que los Comercializadores que atienden dichos mercados regulados pueden aportar conocimiento e información relevante a la UPME para la definición de la metodología y resultados de la proyección de demanda regulada. No obstante dado el nivel de incertidumbre asociado a toda proyección, se considera conveniente evaluar que se contrate a través de MOR un nivel ligeramente menor al 100% de las necesidades de este mercado que evite riesgo de sobrecontratación y por tanto niveles de exposición a bolsa.

ELECTROLIMA

• Con relación a los pronósticos de Demanda Comercial Regulada del SIN, nos parece favorable que se realice de manera centralizada (UPME), no obstante, consideramos conveniente que la metodología de proyección sea dada a conocer a la demanda, así mismo, se propone crear un mecanismo de control, conformado por un comité seleccionado por todos los comercializadores involucrados, que verifiquen la proyección.

• Hay que tener en cuenta que al presentarse traslados de usuanos de MercadoRegulado a No regulado, más aún cuando está previsto que los límites actuales paraeste cambio van a descender, son los Comercializadores quienes están al tanto de lavariación de su Curva de Carga y por lo tanto los más apropiados para proyectarla.

• Igualmente, es importante definir los plazos en los cuales la UPME realizará losajustes a la proyección de demanda comercial regulada del SIN.

35D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009 os

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EPSA

• La precisión en la proyección de la demanda futura es uno de los factores de éxito de la subasta, de manera que se obtenga el mejor precio y una baja exposición a fas transacciones en bolsa de energía. Se propone que la proyección de la demanda realizada por la UPME se someta a un proceso de depuración con los comercializadores.

• Se deben fijar reglas claras para el traslado de clientes entre segmentos del mercado regulado y no regulado, limitando que grandes clientes o un gran número de clientes modifique la proyección de la demanda regulada y exponga al resto de la demanda a las transacciones en bolsa.

• Un factor a tener en cuenta en la proyección de la demanda son los programas de reducción de pérdidas de energía que se aprueban a las empresas, con los cuales se espera que la demanda disminuya.

• La regulación debe establecer un mecanismo de ajuste a la proyección de la demanda regulada de cada subasta que permita seguir las variaciones en la demanda real, debido a comportamientos de la misma a al incumplimiento de algún agente.

CODENSA

• En cuanto a la Demanda Objetivo, es necesario tomar las medidas que permitan una proyección acertada de la demanda a subastar. En ese sentido es conveniente que si bien los pronósticos estén a cargo de la UPME, esta entidad pueda recibir aportes de información complementaria por parte de los comercializadores. Así mismo, para una estimación acertada de la demanda es fundamental controlar el paso de usuarios entre los segmentos regulado y no regulado, e incluso definir reglas claras para el tratamiento de la demanda de alumbrado público. Sobre el particular se propone a la Comisión que defina una permanencia mínima de los usuarios en cada segmento, en concordancia con la duración del periodo de compromiso y condiciones de la subasta.

• Es conveniente conocer la metodología del modelo de proyección de demanda regulada de la UPME.

• Así mismo, conviene que los agentes puedan aportar información complementaria que pueda mejorar las estimaciones de la UPME (por ejemplo cuando se prevé la ejecución de acuerdos comerciales suscritos en casos de alumbrado público o grandes usuarios).

EPM

• Con respecto a la demanda objetivo, se solicita a la CREG que haga público los criterios de proyección de la demanda regulada.

• Se solicita a la CREG que someta a consideración de los agentes la metodología y los criterios para determinar la función de la demanda regulada.

36D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009 05

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RESPUESTA:

En lo que respecta a la proyección de demanda, la propuesta planteada en la Resolución CREG 023 de 2009 se ha ajustado teniendo en cuenta los comentarios y los análisis complementarios realizados por la CREG.

La nueva propuesta tiene las siguientes características:

- Se parte de la Información histórica de compras reguladas registradas en el ASIC.- Los agentes comercializadores son los que reportan los crecimientos esperados

en su mercado y los efectos en la tasa de crecimiento por cambio en el umbral de usuario regulado a no regulado.

- Se define un procedimiento de verificación y ajuste teniendo en cuenta la desviación de las tasas reportadas por los agentes y las reales.

- Se define la forma de hacer pública las proyecciones y sus ajustes a cada agente comercializador.

La descripción completa de la nueva metodología se presenta en el Anexo III de este documento.

ELECTRICARIBE

• “Se sugiere analizar la posibilidad de subastar un porcentaje mayor de la energía disponible de cada período de compromiso producto en las primeras subastas, y menor en las últimas. De esta forma se reduce el riesgo para la demanda de contratar en forma obligatoria porcentajes relativamente altos, con tiempos cortos de anticipación al período de entrega.”

RESPUESTA

Esta sugerencia será considerada al momento de definir la demanda objetivo de las subastas del MOR.

ENERGIA CONFIABLE

• “Un aspecto importante que nos llama la atención solicitarle con todo respeto, es la de permitir al comercializador en una subasta comprar más porcentaje de su demanda, sin exceder el 100 % de su demanda, esto con el fin que de alguna manera el comercializador puede manejar de acuerdo con su percepción los precios que fuera encontrando en cada subasta y de esta forma poder ir obteniendo un mejor precio para sus clientes. Hay que hacer la salvedad que solo se le permitiría al comercializador trasladar el precio del MOR en su tarifa, por si en determinado momento cambia la predicción a la que se sometió. ”

• “Por ultimo deseamos que la Comisión tenga en cuenta como alternativa con un mínimo de participación un mecanismo en el que la demanda tenga decisiones de compra de energía, de esta forma se flexibilíce un porcentaje de ¡a demanda objetivo. ”

ELECTROHUILA


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Sesión No.491

• “Si se espera que este mecanismo sea mejor que el esquema actual de los contratos bilaterales, se debería plantear una transición más adecuada que permita coexistir los dos esquemas (con restricciones para las empresas integradas verticalmente) planteando - como se realizo al inicio del mercado- cuotas mínimas de participación en el MOR y si el esquema es, finalmente, mejor que el actual el mismo mercado lo premiará, llegando al final a trasladarse a el en su totalidad. ”.

RESPUESTA

Esta sugerencia se analiza en el Anexo IV del presente documento.

2.3. SUBASTA

2.3.1. NUMERO DE SUBASTAS

ACOLGEN

• Es importante que se definan el número mínimo de subastas que se deben realizar al año, esto con el fin de evitar que durante una subasta se tenga una concentración alta de demanda, para el caso de la propuesta de Acolgen se deberían realizar por lo menos cuatro sesiones de subasta al año (en cada una de las cuales se transarían paralelamente el año t y el año t+1), de igual manera se debe buscar que en una subasta no se acumule más del 25% de la demanda del año correspondiente.

ELECTRICARIBE

• El número de subastas debe ser suficientemente alto para reducir el nesgo de precio sobre la cantidad a comprar en cada subasta, y lo suficientemente bajo para reducir los costos de administración y de auditoría sobre los resultados y permitir un control oportuno de los casos especiales.

La revisión de las propuestas de los agentes incluidas en el Documento CREG 018 indica una preferencia por un número de seis (6) subastas durante cada año, como también, lo manifestamos en nuestros comentarios. Se solicita tener en cuenta este número de subastas para efectos tanto de la transición (años 2011 y 2012), como para el período de funcionamiento normal de la subasta.

Por otra parte un período de planeamiento muy cercano al periodo de compromiso implica un alto riesgo para la demanda debido a la certidumbre para los vendedores sobre las condiciones de oferta y precio, en particular en un periodo cercano a un periodo seco. Esto refuerza nuestra propuesta de realizar un mayor número de subastas, mínimo de seis (6) por año, manteniendo en todo caso un espacio de tiempo suficientemente amplio para efectuar auditorías y preparar adecuadamente cada una de las subastas.

CAC

• En cuanto al número de subastas, el Comité considera conveniente aumentar el mínimo de subastas a realizar para cada período de compromiso (una vez se termine el período de transición). Se propone que se realicen seis (6) subastas para cada período de compromiso, de forma que en las primeras cuatro (4) de ellas se


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os

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subaste el 15% de la demanda objetivo en cada una, y en las últimas dos (2) el 20% de dicha demanda.

La Comisión debe garantizar la realización de este número mínimo de subastas y realizar un número de subastas adicional, igual a las subastas aplazadas o asignadas parcialmente, de manera que en ningún caso los porcentajes no adjudicados se pasarían a la siguiente subasta, sin exceder en ningún caso para una sola subasta el 25% de la demanda objetivo como cantidad a contratar. Si se requieren más subastas, se harían para cumplir con este límite.

CHEC

• Se solicita que el número de subastas sea mínimo 6 y que en ningún caso pueda subastarse en una subasta más del 30% de la demanda. Lo anterior con el fin de buscar que la energía a subastar sea lo suficientemente atractiva para incentivar la participación de la Oferta pero no tan alta que se corra el riesgo de que se adjudique en una sola subasta un porcentaje alto de la demanda.

COMERCIALIZAR• En cuanto al número de subastas, independiente del número por año, el mecanismo

para determinar el número de subastas deberá considerar que se llegue a tener oferta para la mayor cantidad de demanda, dado que como la oferta es de participación voluntaria podría encontrar razones para no presentarse.

ASOCODIS

• Se debe establecer un número mínimo de subastas a realizarse para asignar la demanda del período a contratar. Se sugiere al regulador la utilización del mínimo de seis (6) subastas, también se solicita ampliar el período de contratación a dos años con el único producto y revisar en consecuencia la ampliación del periodo de planeación. En este aspecto, es fundamental disponer de los medios electrónicos necesaríos para disminuir los costos de transacción y de administración de las subastas.

Los cambios solicitados de: i) ampliar el periodo de contratación (a dos años) con un único producto ofertado, ii) ampliar el número mínimo de subastas ( a seis) para asignar la demanda del periodo a contratar, iii) el establecimiento de limitaciones para que la demanda objetivo equivalga como mínimo al 25% de la demanda de período a contratar, son variables determinantes, que contribuyen a garantizar concurrencia de la oferta y la formación de un precio eficiente y por tanto deben quedar claramente establecidas en la Resolución Definitiva o en el Reglamento General de las Subastas que se sugiere publicar para comentarios, previamente al inicio del esquema.

ENERTOLIMA

• Definir el número mínimo de subastas de tal manera que no se acumule demasiada energía, permitiendo aumentarlo siempre y cuando se cumpla con lo propuesto en el enunciado anterior.

Se debe definir de forma suficientemente clara los casos en los cuales se presente oferta o competencia insuficiente.

39D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009 0$

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CODENSA

• Se propone que el reglamento haga explícito que con posterioridad a la transición,para contratarla demanda se realicen entre 6 y 8 subastas, ya que la propuesta actualde 4 subastas implica que una porción significativa de la demanda se someta a la percepción instantánea de los vendedores, lo cual puede generar variaciones abruptas en la señal percibida por los usuarios.

ELECTRICARIBE

• “La revisión de las propuestas de los agentes incluidas en el Documento CREG 018indica una preferencia por un número de seis (6) subastas durante cada año, como también lo manifestamos en nuestros comentarios. Se solicita tener en cuenta este número de subastas para efectos tanto de la transición (años 2011 y 2012), como para el período de funcionamiento normal de la subasta. ”

COMERCIALIZAR

• “En cuanto al número de subastas, independiente del número por año, el mecanismo para determinar el número de subastas deberá considerar que se llegue a tener oferta para la mayor cantidad de demanda, dado que como la oferta es de participación voluntaria podría encontrar razones para no presentarse. ”

GECELCA

• “TRANSICIÓN

Con relación al ítem 3 del artículo 18 del Capítulo V TRANSICIÓN, del Título I MERCADO ORGANIZADO PARA LA DEMANDA REGULADA, proponemos la siguiente redacción: “En el segundo semestre del año 2010 y primero del año 2011 se realizarán mínimo seis (6) subastas para asignar las obligaciones de compra de la energía para los dos años siguientes; en cada una de ellas, se subastará por lo mínimo (1/6) de las obligaciones de compra de la energía prevista por el regulador. ’’

Con lo anterior buscamos mayor concurrencia de los oferentes en cada subasta, disminuir la probabilidad de asignar las obligaciones de compra de la energía a precios ineficientes, mayor competencia de ¡a oferta debido al mayor número de participantes, mejora la formación de precios, disminuye la especulación y se diluye el efecto de la incertidumbre.”

MERIELECTRICA

• “Sometemos a consideración de la CREG que se lleven a cabo durante el año A, la asignación de Obligaciones del año A + 2 a partir de la realización de mínimo cuatro subastas en fechas pre-establecidas y con una cantidad equivalente en una de ellas el 100% subastado, se incluya la cantidad no contratada en la siguiente subasta hasta una cantidad tal, que la demanda a subastar en ésta última subasta en ningún caso sobrepase el 35% del total de la energía del año que se está subastando.”

40D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009 OS

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RESPUESTA

La Comisión definirá el número de subastas que sean necesarias para que estas se puedan preparar con la suficiente anticipación y para evitar que se presenten problemas tales como la concentración de demanda.

En este sentido la Comisión considera que no es necesario definir un número fijo de subastas a realizar al año. Este se establecerá oportunamente y de acuerdo con las necesidades que vaya presentando el mercado.

Las fechas en que se llevarán a cabo las subastas, se anunciarán oportunamente mediante la convocatoria y tal y como está definido en la resolución, en donde se determina que se convocará a la subasta y se definirá el cronograma de actividades de la misma.

ISAGEN

• "... ISAGEN insiste en proponer que cada vez que se realicen subastas del MOR, y si por algún motivo en éstas no se lograra transar toda la energía necesaria para atender la demanda objetivo (inclusive con períodos de planeación variables), el cubrimiento restante se realice mediante las siguientes dos (2) alternativas:

Realizar Subastas de Reconfiguración.

Implementar un esquema muy sólido de Mercado Secundario del MOR para poder cubrir estos diferenciales entre los agentes vendedores tal y como lo plasma la Comisión en su última señal regulatoria al respecto.”

RESPUESTA

Dado que se subastarán productos con un periodo de planeación variable, solamente existiría la necesidad de realizar una subasta de reconfiguración en el caso en que al finalizar todas las subastas para un determinado año, la cantidad de energía comprada sea muy inferior a la demanda regulada proyectada.

ELECTROHUILA

• “El regulador será quien proyecte la demanda y quien establezca las estrategias de compra, que en el esquema actual viene siendo realizada por cada empresa, el esquema actual reduce el riesgo por mala planeación ya que afecta exclusivamente a una región mientras que en el nuevo esquema el error sería aplicado a todo el país, con el gran riesgo que esto plantea. ”

RESPUESTA

Las compras en el MOR para un determinado año no se realizarán en una única subasta, sino que las compras se realizarán en varias subastas. Por lo que el riesgo producido por el eventual fracaso de una subasta se atenúa.


0 $

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2.3.2. CANTIDAD A COMPRAR

GECELCA

• Hacemos referencia al artículo 32 del Capítulo I Subasta MOR, del Título III SUBASTAS Y GARANTÍAS, en el cual se debería establecer que la función de demanda regulada para cada subasta sea de mínimo (1/6) de la demanda regulada nacional estimada por la UPME, para el periodo de compromiso establecido y calculada como se detalla en el numeral 2.

ELECTRICARIBE

• Se sugiere analizar la posibilidad de subastar un porcentaje mayor de la energía disponible de cada periodo de compromiso producto en las primeras subastas, y menor en las últimas. De esta forma se reduce el riesgo para la demanda de contratar en forma obligatoria porcentajes relativamente altos, con tiempos cortos de anticipación al periodo de entrega.

En general, frente a una situación en la que se suspenda la realización de una subasta, no debe recurrirse al mecanismo de aumentar la energía disponible para una subasta posterior, sino programar una nueva subasta, respetando el número mínimo de subastas anuales a realizar.

ASOCODIS

• La cantidad de energía sobre la proyección de demanda del mercado regulado para el período a contratarse y la demanda objetivo para cada subasta.

En casos especiales ocurridos en una subasta (oferta insuficiente y/o competencia insuficiente y/o prácticas restrictivas de la competencia) que lleven a su cancelación o a asignaciones parciales, se sugiere al regulador establecer que la demanda a contratarse en cada subasta debe ser como máximo un 25% de la demanda del período, por lo cual se sugiere también que el Regulador garantice la ejecución de un número mínimo de subastas para cada periodo de compromiso, y establezca la posibilidad de realización de subastas adicionales iguales al número de subastas que hayan tenido que postergar o asignar parcialmente para estos casos especiales.

EMCALI

• Consideramos que para garantizar la formación eficiente de señales de precio a largo plazo, se debe contemplar como mínimo un periodo de 2 años de contratación. Para mitigar posibles ineficiencias de precios es conveniente que ninguna subasta contemple comprar más del 25% de la demanda agregada y de igual forma, se deben realizar como mínimo 6 subastas por año

ENERGÍA CONFIABLE

• Un aspecto importante que nos llama la atención solicitarle con todo respeto, es la de permitir al comercializador en una subasta comprar más porcentaje de su demanda, sin exceder el 100 % de su demanda, esto con el fin que de alguna manera el

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comercializador puede manejar de acuerdo con su percepción los precios que fuera encontrando en cada subasta y de esta forma poder ir obteniendo un mejor precio para sus clientes. Hay que hacer la salvedad que solo se le permitiría al comercializador trasladar el precio del MOR en su tarifa, por si en determinado momento cambia la predicción a la que se sometió.

ENERTOLIMA

• Definir el tratamiento de la energía que no se pueda contratar en una subasta, creemos que la Comisión debería establecer los Uneamientos dependiendo de la cantidad de la energía que quede faltante por contratar, de tal manera que se pueda determinar si para contratar la energía faltante se realiza otra subasta o se acumula para la siguiente.

Definición de límites de energía a contratar en cada subasta, la cual consideramos que no debe ser superior al 30% de la energía total por contratar.

RESPUESTA

• Es de indicar que los porcentajes en relación con la cantidad de demanda regulada a comprar en cada una de las subastas no se establecerá como un valor fijo en la resolución definitiva, estas cantidades serán establecidas por la Comisión con anticipación a cada subasta y de acuerdo con el número de subastas que se realicen.

• De otro lado, se aclara que no se incluirá una regla en relación con el procedimiento para la demanda dejada de comprar en los casos en que se suspenda una subasta. La decisión de aumentarla en la siguiente subasta o dejarla para una nueva, será de la comisión y en concordancia con el número de subastas del año. Esto teniendo en cuenta que no hay una cantidad máxima establecida a comprar en cada subasta

• Finalmente y en relación con permitir a los comercializadores comprar más cantidad de su demanda, es de anotar que en el esquema del MOR los riesgos de demanda se comparten entre todos los usuarios regulados. El comercializador no corre riesgo de demanda pues la tarifa del MOR se pasa directo al usuario. Por lo tanto, comprar más cantidad aumentaría innecesariamente el riesgo al usuario.

2.3.3. OPORTUNIDAD PARA REALIZAR LAS SUBASTAS

EMGESA

• Con respecto a la oportunidad para llevar a cabo una subasta para el mercado regulado, consideramos que los criterios deben quedar incorporados dentro de la Resolución definitiva y deben responder a condiciones de mercado.

RESPUESTA

Los tiempos para llevar a cabo las subastas se indicarán en la convocatoria. En esta seseñalaran las fechas exactas de las subastas y los momentos en que se debe adjuntar lainformación correspondiente para que los Agentes interesados puedan participar.

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2.3.4. TIPO DE SUBASTA

COMERCIALIZAR

Proponemos:

1. Que aún cuando la demanda se conserve pasiva debiera permitírsele a cada comercializador reservarse un 10% o 15% hacia debajo de la energía requerida en cada subasta para decidir si se contratará en MOR o no.

2. Encontrando en esta posibilidad introducir cierta flexibilización e incrementar el nivel de competencia.

3. El porcentaje de reserva (no compra en MOR) deberá ser informado previamente a la subasta.

4. Una vez realizada la subasta y asignado a cada comercializador la energía y el precio, estas deben convertirse para cada comercializador en una energía pague lo contratado y el precio, para que éste a su vez pueda gestionar su demanda de tal manera que minimice su exposición residual a la bolsa.

RESPUESTA

En primera instancia hay que aclarar que la energía que se compra en el MOR es para toda la demanda regulada y no por Comercializador. Por lo tanto esta es asignada a cada uno de los comercializadores en el momento en el periodo de compromiso.

Ahora bien, se aclara que después del periodo de transición, el Comercializador que atienda demanda regulada no puede comprar mediante contratos bilaterales para atender esta demanda.

2.3.5. SUBASTA DE SOBRE CERRADO

EMGESA

• La definición del esquema de asignación de la subasta de sobre cerrado debe ser coherente con la filosofía de la subasta de reloj descendente.

Propuesta: Se sugiere para el caso de subasta de sobre cerrado que la formación de precio sea uniforme. Para los casos especiales es necesario armonizarlos con una eventual subasta voluntaría y simultánea para el mercado no regulado, el criterio debería recogerse sobre el total de la energía subastada y no solo sobre el mercado regulado, en este sentido sugerimos que el mercado no regulado comparía las mismas condiciones de subasta del mercado regulado, es decir que como resultado del compromiso adquirido en la subasta se maneje una obligación centralizada y no como lo propone la regulación mediante contratos bilaterales.

ACOLGEN

• Subasta de sobre cerrado: Considerando la naturaleza del valor común identificada para los contratos de energía en el MOR, es de gran importancia que se defina de

44D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONESCREO 023 DE 2009 Y 069 DE 2009

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manera explícita que en aquellos casos, en que por limitaciones en la competencia, se debe recurrir a una subasta estática como la propuesta por la CREG, ésta sea a precio uniforme. Lo anterior debido a que, como se demuestra, una subasta a precio uniforme puede generar un proceso de oferta más agresivo al garantizar que los vendedores no se enfrentan a recibir malas noticias una vez finalizado el proceso de subasta, encontrando que su valoración propia dista significativamente de la valoración de los restantes agentes “maldición de! ganador”.

ELECTRICARIBE

• Con respecto a las situaciones en las cuales se declare por parte de la Comisión que no existe las condiciones competitivas para la realización de una subasta de reloj descendente, no es claro como proporciona dicha protección la subasta de sobre cerrado, cuando se presentan situaciones especiales de oferta y/o competencia insuficiente, dado que se trata de una subasta de una sola ronda, en la que no hay un proceso de descubrimiento de la información de ofertas de otros competidores.

Es necesario que se precise el funcionamiento de las subastas de sobre cerrado, en especial cuando no se trata de adjudicar un bien único o la totalidad del mismo a un solo proponente sino a un conjunto de proponentes.

MERIELECTRICA

Se sugiere que la alternativa de subasta de sobre cerrado sea la última alternativa a utilizar para con ello, propender por la asignación de Obligaciones a través de las subastas. De igual manera, y para contribuir al logro de éste último objetivo, se sugiere que las cantidades ofertadas en la subasta sean las mismas ofertadas en el sobre cerrado.

ASOCODIS

A nivel conceptual y a la luz de la teoría de subastas, es necesario que se evidencie como la subasta de sobre cerrado puede subsanar las debilidades estructurales del mercado en las situaciones en las cuales se determine la existencia de una condición especial (oferta o competencia insuficiente o práctica restrictiva de la competencia). Cualquier medida remedial en este sentido, debe estar orientada a garantizar que la demanda no se verá afectada en términos de precio o de racionamiento. Para ello, si bien es necesario un monitoreo de las condiciones bajo las cuales se desarrolla cada subasta, también es necesario el monitoreo de algunas variables o indicadores que den una ¡dea de la evolución de la expansión frente al crecimiento esperado de la demanda, en un mayor horizonte de tiempo.

Es necesario aclarar expresamente en la Resolución, que la aplicación de la subasta de sobre cerrado está sujeta exclusivamente a las condiciones mencionadas en el Artículo 41 de la Resolución tal como fue comentado por el Regulador en el Taller.


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O S ’

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ANDESCO

Es conveniente que se aclare si la Subasta de sobre cerrado sólo se desarrolla en caso de fallas o casos especiales del artículo 41 y así mismo aclarar el tipo de sistema de formación de precio (Uniforme o Discriminado).

ENERTOLIMA

Definir en qué casos específicos se aplicará la subasta de sobre cerrado y bajo que Uneamientos.

RESPUESTA

Las subastas del MOR pueden ser de tipo reloj descendente o de tipo sobre cerrado.

La elección del tipo de subasta la hará la Comisión de acuerdo con las cantidades ofertadas por los agentes vendedores para antes de la subasta, las condiciones del mercado o la identificación de casos especiales de la subasta. No necesariamente este tipo de subasta de sobre cerrado es únicamente en los casos que se determinen subastas especiales.

Así mismo, se aclara que la subasta de sobre cerrado funcionará de igual forma que una subasta de reloj descendente de una sola ronda.

La Comisión considera que en los casos donde se determina baja competencia, la subasta de sobre cerrado es menos propensa a colusión que la de reloj descendente.

2.3.6. PARTICIPACIÓN

ELECTRICARIBE

• Si un cliente decide participar como no regulado, debe asumir todos los riesgos y obligaciones como tal en la subasta. En este sentido tendría que exigirse a los clientes una manifestación de compromiso con el resultado de la subasta, y no solamente la expresión de voluntad de participación del comercializador que los representa.

RESPUESTA

Al respecto es de anotar que quien mejor puede gestionar este riesgo es el comercializador y es por ello que este es el que debe exigir a su cliente no regulado y al cual va a representar en el MOR, los requisitos que considere son convenientes para que este garantice el cumplimiento de las obligaciones resultantes del MOR.

CHEC

• En cuanto a “Artículo 33. Agentes Participantes en la Subasta ...Parágrafo. Los agentes que participan como comprador de forma voluntaria no podrán ejercer el papel de vendedor en la misma subasta. Tampoco podrán actuar como comprador voluntario y vendedor en la misma subasta agentes que tengan vinculación


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económica, o pertenezca al mismo grupo empresarial en los términos dispuestos en el artículo 14.34 de la Ley 142 de 1994”

No es clara la justificación de la restricción de comprar y vender simultáneamente. Consideramos que se está limitando más la competencia.

EMGESA

• En el tema de las limitaciones a la participación en las subastas voluntarias de agentes con vinculación económica, es necesario poner en consideración de la Comisión el siguiente caso: si todos los clientes no regulados de un Generador- Comercializador deseen participar de los beneficios de! MOR, se generaría un conflicto para este Generador integrado ya que quedaría condenado a no participar de la subasta y por consiguiente no tener clientes no regulados. Esto es, los clientes no regulados tendrían que ir al MOR por medio de un comercializador independiente para que el generador pueda ofertar en este mercado. Esta situación limitaría las posibilidades para el usuario. Está claro la existencia de esta condición?

Propuesta: Se sugiere que inicialmente la operatividad del esquema se aplique exclusivamente a los usuarios regulados y que posteriormente y de forma gradual se incorpore el mercado no regulado, recogiendo la experiencia. De forma complementaria y si no se considera la sugerencia anterior, para incentivar la participación de los agentes integrados (Generador-Comercializador) se sugiere que dentro del balance de energía disponible para participar se descuente la de sus clientes no regulados.

RESPUESTA

Tal y como se indicó anteriormente, el permitir la participación como vendedor y comprador a un mismo agente o aquellos con vinculación económica en las subastas en donde se compra energía con destino a la demanda no regulada puede ser un incentivo para que el comercializador integrado verticalmente ejerza estrategias que afecten la transparencia y la eficiencia del proceso.

Teniendo en cuenta que esta restricción de participación se aplica al producto de la demanda no regulada y que la participación en el MOR es voluntaria, los clientes no regulados del Generador integrado no necesariamente tendrían que conseguir otro comercializador debido a que podrían utilizar contratos bilaterales para atender a dichos clientes.

En este sentido la Comisión considera conveniente mantener esta restricción.

ANDESCO

• Sobre las condiciones de participación en la Subasta es conveniente definir qué situaciones se consideran inhabilidad o incompatibilidad.

RESPUESTA

En el reglamento de la subasta, se indican los requisitos que deben cumplir los agentes para participar en la subasta.


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ENERGIA CONFIABLE

• En Orden de ideas consideramos importante insistir en la necesidad de fortalecer la participación activa de la demanda en la formación del precio de la energía, ya que con esta propuesta se está limitando aún más nuestra participación, que por definición de la actividad, y a partir del conocimiento nuestro mercado, somos los llamados a participar activamente con la oferta en la formación de los precios de la energía, buscando como función objetivo el lograr los mejores precios que nos permitan competir por nuestros clientes y trasladar los mejores costos.

RESPUESTA

Tal y como se respondió en el documento CREG-2009-018, el objetivo de una participación pasiva y obligatoria para la demanda regulada es garantizar la igualdad de condiciones y la formación de precios eficientes, los cuales son finalmente los que se trasladan al usuario.

Si se deja la participación activa de la demanda regulada habría dificultades para establecer las reglas para evitar los posibles comportamientos anticompetitivos, sobre todo si se considera la posibilidad de comportamientos estratégicos por parte de los Agentes integrados verticalmente (Generador - comercializador minorista).

Por otro lado la comisión considera conveniente mantener la participación de los comercializadores que atienden demanda regulada en el proceso de proyección de demanda.

EPSA

• Se propone que los vendedores del MOR sean solo agentes generadores.

RESPUESTA

La propuesta inicial del MOR establecía que los vendedores fueran sólo los vendedores propietarios de plantas y/o unidades de generación y agentes generadores. Sin embargo, analizando los comentarios recibidos a dicha propuesta, se consideró viable la participación de los comercializadores siempre y cuando cumplan con los requisitos de garantías exigidos.

XM

• En el Artículo 33, se debe precisar si pueden participar como vendedores los agentes que representen comercialmente plantas y/o unidades de generación y no solamente aquellos que son propietarios de las mismas.

RESPUESTA

Se acepta el comentario se ha procedido a hacer la aclaración sobre la posibilidad de que agentes que representen comercialmente plantas y/o unidades de generación puedan participar.


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2.3.7. REGLAMENTO DE LA SUBASTA

EPSA

• Antes de cada subasta, el Administrador debe publicar el reglamento de la misma, en el que se indique cantidad de energía, precio de apertura, periodo de compromiso y otras características propias del mecanismo de subasta.

CHEC

• Se solicita que en esta resolución se establezca un tiempo mínimo en el cual el reglamento de subasta va a ser publicado y los tiempos en que debe estar a disposición de los agentes, con el fin de garantizar que los agentes conozcan con anterioridad a su implementación el reglamento de subasta y puedan realizar los comentarios.

CUNDINAMARCA

• Se solicita a la Comisión la definición de un reglamento general el cual contenga los criterios y principios determinantes de las subastas.

Como una señal de estabilidad regulatoria, resulta adecuado establecer un Reglamento Marco para las subastas el cual estipule los parámetros generales y determinantes de las subastas como el porcentaje a subastar.

ASOCODIS

• Si bien aparentemente se definiría un reglamento para cada subasta, se solicita a la Comisión la expedición previa de un Reglamento General, en el cual se determine de manera clara aspectos claves y determinantes sobre la subasta.

TERMOTASAJERO

• Existen algunos aspectos que no han sido lo suficientemente aclarados en la resolución, porque según lo expresado por la Comisión, se reglamentarán posteriormente en la norma definitiva. Tal es el caso de procedimientos como el de pronóstico de demanda y la posibilidad de participación de los agentes en la definición de la misma; definición del precio de inicio de la subasta, su formación y metodología de cálculo; aquellos casos en los cuales se declararía la subasta con oferta insuficiente y las reglas a seguir en dicho caso, entre otros. Consideramos de absoluta relevancia la publicación de la propuesta de reglamentación del MOR, con el suficiente tiempo de estudio de tal forma que se pueda contar con una visión completa de esta. Asi, los agentes podrían participar con una mejor y más amplia visión de la implementación del MOR, al igual que disponer de una mayor información que permita dar mejores aportes que enmarcan no solo las reglas generales sino también el detalle de la implementación de este nuevo esquema.


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COMPAÑÍA DE ELECTRICIDAD DEL CAUCA

• Consideramos que se debe profundizar en temas como:

El reglamento de la subasta definiendo claramente el alcance de dichos reglamentos, de tal forma que los temas estructurales queden predeterminados y no someter el esquema a grandes ¡ncertldumbres por cambios en los reglamentos propios de cada subasta.

CODENSA

• Es imprescindible conocer la Resolución con el Reglamento General de la Subasta. Para el desarrollo de las subastas de reloj descendente deben establecerse claramente los criterios para definir los precios de apertura y reserva, asi como establecer las condiciones a verificar para dictaminar la existencia de oferta o competencia insuficientes. Es estos últimos casos, como mecánica se propone definir procedimientos que permitan que antes de efectuar una subasta de sobre cerrado, se agote la realización de subastas de reloj descendente consecutivas de tal forma que garantice la formación de precios eficientes de mercado.

EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLIN

• De la lectura de la Resolución 23 se entiende que se expedirá un reglamento para cada subasta; se solicita de manera respetuosa y con el fin de tener claridad y estabilidad en las reglas, que la CREG expida una resolución que contenga el reglamento de carácter general con los aspectos centrales de la subasta y sólo deje para cada subasta la definición de aspectos de detalle, tales como el cronograma y la energía a transar en cada una de ellas, como se hizo en el cargo de confiabilidad. Así mismo se solicita que antes de la expedición definitiva del reglamento general, este se someta a consideración de los agentes.

RESPUESTA

La Comisión mediante la Resolución CREG 069 de 2009, publicó el proyecto de resolución de carácter general, con el fin de adoptar el Reglamento de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía del Mercado Organizado - MOR. De acuerdo con los comentarios que son atendidos en este mismo documento, se expedirá la Resolución que contendrá el Reglamento General de la Subasta.

Ahora bien, es de indicar que la Comisión con anticipación a cada subasta expedirá la Resolución de convocatoria, en donde se indicarán las fechas y demás aspectos específicos de cada subasta.

2.3.8. AUDITORÍA DE LA SUBASTA

ELECTRICARIBE

• Además de la auditoría que debe contratar y pagar con sus propios recursos el Operador del Mercado, es conveniente que los agentes puedan contratar un auditoria


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sobre el resultado de la subasta. El costo de esta auditoria debe ser pagado por los agentes a través de los comités del sector, CNO y CAC.

RESPUESTA

La Comisión considera que es suficiente la contratación de una auditoría por parte del Administrador tal y como se propone. Adicionalmente, se considera que una auditoría contratada por los participantes podría afectar la confidencialidad de algunas de las variables de la subasta.

2.3.9. PRECALÍFICACIÓN

EMGESA

• Con respecto a la información que eventualmente será solicitada a los agentes que desean participar en la subastas, sugerimos que corresponda a criterios de disponibilidad energética y que los requisitos de precaliflcación partan del principio de buena fe y del debido proceso, ya que no parece coherente que bajo la suscripción de un código de buen gobierno (el cual Emgesa ya posee) se solicite un compromiso de no colusión.

Propuesta: Se sugiere que el oferente reporte sólo la cantidad máxima a ofertar en cada subasta MOR.

RESPUESTA

Los requisitos para que un Agente se precalifique para participar en la subasta del MOR, están contenidos en el Reglamento de la Subasta. Esta etapa abarca la declaración de interés de participar del Agente, así como los compromisos de no colusión y de que ejercerá buenas prácticas durante la subasta.

ENERGIA CONFIABLE

• En el Articulo 34 tiene como condición para entrar a participar en la subasta MOR en su numeral F aportar la calificación de riesgo, no vemos, nuevamente con todo respeto esta exigencia, ya que el estar calificado es una ventaja que tendría el agente al momento de pagar las garantías el cual no deberla ser un requisito para poder participar, el estar calificado o no.

CHEC

• En cuanto “Artículo 34. Condiciones para Entrar a Participar en la Subasta MOR: ... f) Aportarla calificación de riesgo”

Se solicita que no se exija la calificación de riesgo para participar en la subasta como vendedor, ya que esto restringe la oferta, lo anterior por cuanto actualmente la gran mayoría de agentes que pueden participar en la subasta no cuentan con esta calificación.


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RESPUESTA

Se acepta la sugerencia y se excluye de los requisitos de precalificación el aportar lacalificación de riesgo.


• Se solicita que los requisitos exigidos para que los vendedores participen en la subasta, definidos en el artículo 33, numeral b), sean los mismos tanto para propietarios de plantas y/o unidades de generación como para los comercializadores sin activos de generación, pues del proyecto de resolución se interpreta que a los primero se les exige cumplir con los requisitos contemplados en el artículo 34 y el Capítulo II, mientras que a los segundos sólo se les exige cumplir con los requisitos del Artículo 34.

• Se solicita eliminar el requisito f) aportar la calificación de riesgo como condición para participar en la subasta, pues este debe ser necesario para calcular el FCR y determinar el monto de las garantías a otorgar y no para participar en la subasta. Si un agente no presenta este requisito el FCR debe ser 1.

• Artículo 33. En el literal a), segundo párrafo, se entiende que se refieren a los comercializadores con demanda no regulada.

• Artículo 34, parágrafo. No se entiende para que se ceden los derechos de participación a otros agentes que tienen precalificación.

RESPUESTA

• Los comercializadores que no cuenten con activos de generación deberán aportar las garantías requeridas en el reglamento de garantías.

• Se eliminará el requisito de aportar la calificación de riesgo como condición para participar en la subasta.

• El Artículo 33. En el literal a), segundo párrafo, efectivamente se refiere a los comercializadores con demanda no regulada.

• Se acepta el comentario y se suprime la cesión de derechos de participación a otros agentes.

XM

• Entendemos que el cumplimiento de los requisitos establecidos en el Artículo 34 para la precalificación para la subasta corresponde exclusivamente a la entrega al AS 1C de los documentos exigidos. No se establecen los requisitos, características específicas y responsabilidades del contenido de los documentos, ni del procedimiento en caso de incumplimiento salvo lo regulado en materia de garantías.


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RESPUESTA

Los requisitos se refieren a lo solicitado solamente en la Resolución y los que se indique en el Reglamento de la Subasta.

2.3.10. CASOS ESPECIALES DE SUBASTA

EMGESA

• Dada la importancia que el mecanismo de subastas consecutivas representa para la metodología de asignación propuesta para el MOR, se deje claramente establecido su procedimiento para el caso de insuficiencia (parcial o total) en la adjudicación de la oferta.

ELECTRICARIBE

• Procedimiento subasta para condiciones especialesSe debe garantizar que el proceso de subasta sea robusto en cuanto a la protección de la demanda en condiciones de fallos de mercado. No está suficientemente claro cómo se alcanza este objetivo con la propuesta actual, por lo cual es crítico que se desarrollen propuestas completas y precisas antes de dar inicio al proceso, y previo a la expedición de la resolución definitiva.

Los contratos de energia en el MOR deben cumplir con el objetivo de garantizar un mecanismo de compra competitivo y en esa medida eficiente, al tiempo con el de constituir un mecanismo de cobertura frente a la exposición del riesgo de precio de corto plazo.

• En este sentido el MOR debe, además de lograr un precio eficiente para la electricidad tener, proteger a la demanda frente al riesgo de que en un determinado momento tenga que adquirír energia en la bolsa de energía, sin perjuicio de las mejoras que regulatoriamente deben introducirse a la operación del mercado de corto plazo para garantizar las condiciones de competencia en el mismo.

Es necesario que se incluya el análisis del posible comportamiento cooperativo entre agentes vendedores como uno de los elementos que pueden originarla suspensión de una subasta. Este tema, al igual que los de oferta o competencia insuficiente, debe ser analizado tanto con anterioridad a la oferta como entre las diferentes rondas que se realicen en una subasta. Para ello es necesario analizar además de índices de concentración de oferta y la comparación entre el nivel de demanda subastado y el nivel de oferta presentado. La forma y la pendiente de la curva de oferta de manera que esta evidencie un comportamiento competitivo.

Es necesario identificar casos extremos en los cuales en situación de ofertas insuficiente se deba cancelar la subasta y la demanda quede expuesta al mercado de corto plazo, y los mecanismos para controlar el riesgo por exponer a la demanda al precio de bolsa en este tipo de situaciones.


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ASOCODIS

• Es fundamental desde el punto de vista de la demanda que se establezcan previamente y con suficiente oportunidad, los mecanismos que garanticen el funcionamiento adecuado de las subastas y la protección contra fallas o casos especiales. Si bien, se menciona que ante condiciones de oferta insuficiente o competencia insuficiente se podrá modificar o cancelar la subasta o llevar a cabo una subasta de sobre cerrado, es bueno que se establezcan claramente, los criterios y procedimientos de acuerdo con los cuales se calificaría una determinada situación como caso especial. Para un buen funcionamiento de la subasta y para garantizar el mecanismo eficiente de formación de precios, se sugiere considerar medidas, tales como establecer el número mínimo de oferentes y vendedores que deben participar y/o ser asignados en una subasta y contemplar reglas preventivas para evitar el abuso de posición dominante de cualquier oferente, pertenezca o no a un Grupo Empresarial.

Las prácticas restrictivas de la competencia (como fue mencionado en el Doc. 077/08) se deben considerar como otro tipo de fallo en caso especial de subasta.

ENERTOLIMA

• Establecer un mecanismo y procedimiento a seguir cuando se presenten condiciones de oferta o competencia insuficiente.

EPSA

• En la Resolución del MOR se deben incluir aspectos generales del reglamento de las subastas, tales como las acciones a tomar en caso de oferta insuficiente o competencia insuficiente.

EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN

• Se solicita a la CREG establecer expresamente los criterios que utilizará en la clasificación de los casos especiales de la subasta.

En cuanto a competencia insuficiente, consideramos que la revisión de la función de demanda surtiría efecto si se revisan todos los precios como las cantidades. Lo anterior porque si solamente se reduce la demanda regulada, persistiría dicha condición y la modificación de los precios de la función de demanda podría incentivar la entrada de nuevos oferentes.

La CREG considera varias opciones para enfrentar los casos especiales, una de ellas es la resolución de una subasta de sobre cerrado. Se solicita a la CREG que esta alternativa se deje como último recurso y en su lugar, se realice una subasta de reloj descendente adicional o se traslade la energía no asignada a la próxima subasta (siempre y cuando no supere el tope del 25%) pues se considera que es una subasta de reloj descendente hay una mejor formación de precio.

ESSA

• Consideramos necesario se fije la forma y los elementos que utilizará la Comisión para determinar en el Reglamento de la Subasta el criterio de concentración de mercado

D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE U S RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009

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por competencia insuficiente y/o oferta insuficiente establecidos en el Artículo 41, solicitamos a la Comisión se precise en la resolución final de adopción del MOR, un indicador o grupo de estos que permitan evaluar la concentración del mercado y los limites de oferta insuficiente. Entendemos que dichos indicadores pueden variar en magnitud por cada subasta dada las condiciones del mercado.

Consideramos se incluya como uno de los requisitos mínimos del Reglamento de la Subasta las situaciones de aplicabilidad de cada uno de los casos especiales del proceso de subasta planeados en el articulo 41 bajo condiciones de competencia u oferta insuficiente.

EMCALI

• La Comisión debe establecer claramente los mecanismos de protección al usuarío final en caso de que se presenten fallas en el mecanismo de subasta, tales como oferta insuficiente, competencia insuficiente o prácticas restrictivas de la competencia y no se adjudique la energía mínima requerida.

RESPUESTA

En el proyecto de consulta del Reglamento de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía del Mercado Organizado - MOR, se establece en el numeral 3.2.2., cómo la CREG determinará la ocurrencia de una subasta especial. Así mismo, en el numeral 3.2.3., se especifican las posibles alternativas a seguir cuando se presenten estos casos.

2.3.11. IPP

EMGESA

• En el caso del IPP, se aclare que corresponde es a la entidad competente que lo calcule y no solamente al Banco de la República.

CHEC

• En cuanto a “Articulo 46. Actualización del Precio de las Obligaciones. ..se actualizará mensualmente, utilizando e l .. IPP, publicado por el Banco de la República”

Se debe corregir que la entidad que publica es el DANE y no el Banco de la República.


• Artículo 46. Se debe corregir la actualización del IPP ya que la autoridad competente es el DANE y no el Banco de la República.

XM

• “En el artículo 46 debe tenerse en cuenta que la fuente oficial que publica el IPP es el DANE.”


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RESPUESTA

Se procede a corregir lo citado en el artículo 46, indicando que la entidad que publica el IPP es el DANE.

2.3.12. AVANCE TECNOLOGICO

ACOLGEN

• Regla para decremento de precios: Dada la necesidad de contar durante cada una de las subastas con un subastador neutral, ACOLGEN considera que éste podría ser un proceso complejo. Por lo tanto, es recomendable que se analice la posibilidad de fijar una regla que permita determinar los decrementos óptimos de precios entre una ronda y la siguiente, el cual puede ser función del exceso de oferta de la ronda anterior. Un mecanismo como este, permitiría la automatización del sistema, sin que los decrementos sean conocidos con exactitud excepto hasta el momento en el cual es publicado el exceso de oferta de la ronda anterior, garantizando la eficiencia del proceso de subasta con un menor costo de transacción.

• Sobre este punto ACOLGEN considera importante que se analicen las limitaciones tecnológicas a las que se hace referencia en el proyecto de Resolución CREG-023 de 2009, con el fin de establecer las medidas a seguir, y así lograr un mercado más eficiente y con menores costos de transacción.

ISAGEN

• “En relación con el desarrollo de ambas subastas, solicitamos respetuosamente a la Comisión establecer el criterio que determina un “avance tecnológico’’ suficiente para la implementación de un subastador electrónico. Lo anterior debido a que ISAGEN tiene entendido que actualmente hay disponibles en el mercado herramientas que permiten realizar esta función.”

RESPUESTA

La Comisión contempla la utilización de un subastador electrónico o automatizado en unas etapas posteriores y cuando haya una mayor familiarización y experiencia del mercado con este tipo de subastas. Es por ello que se ha dejado expreso en la Resolución de consulta . .cuando el avance tecnológico lo permita y según lo defina la CREG, la subasta podrá realizarse mediante la utilización de un sistema electrónico que determine la asignación de obligaciones entre los participantes”.

Sin embargo, en la etapa inicial es claro que se contratará un subastador con experiencia internacional en este tipo de subastas.

2.3.13. IMPLEMENTACIÓN

XM

• Es necesario que una vez se tenga una versión completa de la norma, incluyendo el reglamento, ésta pueda ser conocida oportunamente por XM para comentarios. De


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esta manera se podrá hacer una adecuada estimación de los tiempos necesarios para la implementación, desarrollos, simulaciones y entrenamiento para que pueda definirse con certeza la fecha en la que podrá realizarse la primera subasta del periodo de transición.

RESPUESTA

La Comisión dentro del cronograma para el desarrollo del MOR ha contemplado un tiempo prudencial para la etapa de implementación y familiarización con el esquema. Así mismo, es de anotar que toda la regulación que se ha expedido se ha sometido a consulta y se ha dado a conocer a todos los agentes.

2.3.14. INFORMACIÓN

EMGESA

• Con respecto a la definición de la curva de demanda, consideramos que se deben incorporar criterios de mercado y técnicos que permitan por un lado asegurar la concurrencia de la oferta y por otro la disposición a pagar de la demanda.

Propuesta: Para el precio de apertura se propone que sea el precio de escasez que es el tope natural de la Bolsa de energía, lo cual aseguraría la participación de la oferta. Para el precio de reserva se propone introducir señales de mercado, que en su inicio podría tener como referente, las actuales señales del mercado, es decir el precio Mcl, el cual XM estaría en capacidad de calcular. Finalmente consideramos que estos criterios se deben incorporar en la Resolución final y no en el Reglamento de la Subasta.

• Las sugerencias realizadas por el consultor que revisó las subastas del cargo por confiabilidad, no son todas aplicables al caso de la subasta MOR. Por ejemplo, en el caso de la subasta MOR la curva de oferta no es necesariamente inelástica como en algunos casos presentados en la subasta de OEF específicamente para nuevos proyectos.

ACOLGEN

• Es importante que se revise de manera general la metodología para la definición, tanto del precio de apertura como del precio asociado a la demanda objetivo de cada una de las subastas, así como una metodología para la determinación de los decrementos óptimos durante el proceso de subasta. Cada uno de estos puntos se analiza a continuación.

• Política de Información: Las subastas dinámicas, dentro de la cuales se encuentran las subastas de reloj descendente, tienen como objetivo principal el descubrimiento de precios. Este proceso se alcanza cuando cada uno de los agentes incorpora en su modelo de toma de decisiones la información que se adquiere a lo largo de cada una

1 El valor de Me se puede calcular con años de anticipación.


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de las rondas, según [1] un diseño de subasta debe maximizer la información disponible para un participante al momento de hacer sus ofertas, de donde se deriva que una subasta dinámica presenta ventajas comparativas sobre las subastas estáticas!.

• Precio de apertura de la subasta: En una subasta dinámica, el precio de apertura se constituye en un mecanismo eficiente para inducir un grado aceptable de competencia, generando los incentivos necesarios para ¡a participación de un número plural de vendedores que permitan alcanzar un grado aceptable de competencia en la primera ronda. Esto posibilita el proceso de ajuste de precios, y por lo tanto no se podría esperar que este sea el precio de cierre. Habida cuenta lo anterior, Acolgen propone que el precio de apertura de la subasta se fije como el doble del precio de cierre de la última subasta realizada, lo cual garantiza un mecanismo transparente de definición de la curva de demanda. Para la prímera subasta se podría definir el precio de apertura como el doble del precio promedio de los contratos de largo plazo para demanda regulada durante el año inmediatamente anterior.

• Precio correspondiente a la demanda objetivo: Para la definición del precio correspondiente a la demanda objetivo, Acolgen propone hacer uso de la siguiente metodología:

Primera subasta: El valor del Me estimado para el periodo a ser contratado.

Segunda subasta en adelante: El precio de cierre de la última subasta, más la volatilidad anualizada del precio de Bolsa para el período de tiempo transcurrido desde la última subasta, estimada utilizando los últimos cinco años de historia del precio de Bolsa.

Primera sucas [a M C proyectadlo

Segunda subasta en adatante

Precio de cierre subasta anterior - Vdatihdád Bolsa

Pp2

Pp1

I

2 Con el fin de garantizar dicha ventaja comparativa, es indispensable garantizar que mercado presenta un grado aceptable de competencia.


I

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ASOCODIS

• La definición de los criterios para la construcción de la función de demanda son fundamentales para determinar la señal del precio de reserva en cada subasta. Dichos criterios deben quedar establecidos en la Resolución Definitiva o en la Resolución de Reglamento de Subasta. Consideramos además que los supuestos económicos generales para la determinación de la función de demanda deben ser discutidos previamente con los agentes compradores.

El precio de reserva debe reflejar la disposición a pagar de la demanda teniendo en cuenta las condiciones de oferta y demanda en un momento determinado. El precio de apertura debe incentivar ta presentación suficiente de oferta sin dar señales inadecuadas. Los criterios y procedimientos para el cálculo de estos precios y las herramientas (tipo de información, agentes a consultar, estudios adicionales por realizar, etc.) que utilizará el Regulador en cada subasta, deben estar enunciadas anticipadamente en forma especifica también en la Resolución Definitiva o en el Reglamento Genera! de la Subasta. En genera! estos procedimientos y criterios deben ser sometidos a consideración de la industria para comentarios.

ENERTOLIMA

• Es importante dejar definidas las variables que serán tenidas en cuenta por el regulador de la subasta para la fijación de los precios de reserva y apertura, así mismo, consideramos que la Comisión debe crear mecanismos que garanticen que dichos precios reflejen la realidad del mercado.

EPSA

• Se debe garantizar un precio de apertura lo suficientemente atractivo para que se vincule el mayor número de agentes vendedores, incluyendo a los generadores térmicos. Se propone que el precio de apertura se determine en función del Precio de Escasez.

Para establecer el “precio de reserva’’, al cual la demanda está dispuesta a comprar el 100% de la demanda objetivo, se propone diseñar una metodología que considere lo siguiente:

o Precio promedio de las transacciones de energía para el mercado regulado a través de contratos (Me), proyectado para el periodo de compromiso,

o Precio de cierre de las subastas anteriores, actualizando con un porcentaje (%) de crecimiento en función de la volatilidad de la bolsa del último año.

Señales de comportamiento del mercado de largo plazo.


• Para mantener consistencia con la subasta de reloj descendente, el precio de cierre de una eventual subasta de sobre cerrado debe determinarse con el precio marginal.


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La información que se dará a ios participantes antes, durante y después de ia realización de la subastas debe ser amplia y suficiente para la formación eficiente de los precios y para que los agentes puedan optimizar el uso de los recursos.

RESPUESTA

Para la definición de la función de demanda, la Comisión tendrá en cuenta criterios de mercado y técnicos, siempre con el objetivo de asegurar la concurrencia y la formación de un precio eficiente. Esta función de Demanda Regulada la definirá la comisión con antelación al inicio del proceso de subasta y con los parámetros que fueron establecidos en el numeral 3.1.3.1 del Reglamento de la Subasta.

- Q* Demanda Objetivo: Cantidad máxima de productos a comprar en la subasta con destino a la demanda regulada.

- Pp2 Precio máximo para la compra de productos para demanda regulada en $/kWh.

- Pp1 Precio de inflexión. Precio por debajo del cual se compraría la demanda objetivo en $/kWh.

Por otro lado, para las subastas del MOR sólo se suministrará a los participantes la información que permita asegurar la eficiencia de la subasta. En este sentido la información no confidencial de la subasta será únicamente la siguiente.

- Pp2- Rango de la demanda objetivo- Oferta inicial agregada- Precio de cierre de la subasta de los productos para demanda regulada y no

regulada- Asignaciones resultantes de la subasta.

En cuanto a la afirmación de que las sugerencias realizadas por el consultor que revisó las subastas del cargo por confiabilidad no son todas aplicables al caso de la subasta MOR, se aclara que aunque el producto del MOR y el de Oferta de Energía Firme son diferentes, los tipos de subasta que se utilizan son similares y por ello las recomendaciones dadas por el consultor David Harbord son también válidas para el caso del mercado organizado.

Lo anterior especialmente si se tiene en cuenta que la información que se suministra a los participantes puede permitir o evitar los posibles comportamientos no competitivos y estratégicos.

Por lo tanto, se considera que en la medida que se limite la información, los jugadores con posiciones dominantes tienen menos opciones de buscar juegos estratégicos y ejercer posiciones pivotales, permitiendo así asegurar la eficiencia de la subasta y asegurar un proceso eficiente de descubrimiento de precios.


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0 '

Sesión No.491

2.4. LIQUIDACIÓN

2.4.1. DISTRIBUCIÓN DE LAS COMPRAS

ELECTRICARIBE

• “Como condición de batanee, la ED (con los ajustes que se señalan a continuación) para el año t debe ser igual a la suma de las obligaciones de venta asignadas para el conjunto de los agentes vendedores. Esta ecuación debe incluirse dentro de ia resolución, de manera que sea claro que la suma de las obligaciones de venta a asignar en cada subasta sólo pueden ser como máximo iguales al a Energía Disponible calculada como se indica antes.”

RESPUESTA

La variable Energía Remanente (antes Energía Disponible) es una variable que se calculaen el momento de realizar la liquidación y se desconoce su valor exacto cuando se hacela subasta. Por lo tanto, la propuesta no es ni necesaria ni factible de ser implementada.

MERIELECTRICA

* “Para la liquidación se somete a consideración de la CREG el establecer que ésta sea a partir de las cantidades fijas compradas en el MOR y no en función del porcentaje de las compras aplicado a la demanda real, para evitar que el crecimiento de la demanda real regulada de un agente cause un incremento en las compras en Bolsa de los agentes restantes compradores en el MOR que para el ejemplo haya mantenido su demanda regulada. ”

RESPUESTA

Para una determinada cantidad de energía comprada en el MOR, la exposición en Bolsa de la demanda regulada depende únicamente del crecimiento agregado de la demanda regulada. Por lo tanto, teniendo en cuenta que las variaciones de la demanda regulada son relativamente pequeñas, no es de esperar una variación significativa en la exposición a Bolsa por este concepto.

Adicionalmente, si se asignara una cantidad determinada para cada agente en lugar del esquema planteado, se tendrían que realizar las siguientes modificaciones:

• Eliminar el esquema de redistribución de compras, por lo que cada comercializador tendría que colocar garantías similares a las que se les exige a los compradores de productos con destino al mercado no regulado.

• Se tendrían que subastar varios productos diferentes, dado que un solo producto no se ajustaría a todas las curvas de carga de los diferentes comercializadores.

Por lo que el esquema en este caso sería más costoso y complejo.

0-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009

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o s

Sesión No.491

2.4.2. FORMULACIÓN

ISAGEN

• El Título I, Capítulo III, Artículo 11, establece la expresión para la determinación de la Energía Comprada en el MOR para la demanda regulada por los comercializadores que atienden demanda regulada:

De acuerdo con la expresión anterior, se tiene que la EC arrojará valores fraccionados, lo que estaría en desacuerdo con las liquidaciones que actualmente realiza la bolsa de energía, donde todos los valores están dados en cifras enteras de

Como alternativa a la liquidación anterior se propone cambiar las siguientes ecuaciones:

La ecuación de Cantidad de energía comprada en el MOR quedaría así, en donde se redondearía al entero más cercano por exceso o defecto:

• “El Título I, Capítulo III, Artículo 10, establece la expresión para la determinación de la Energía Disponible para compra en el MOR para la demanda regulada:

En concordancia con la expresión anterior se tienen los siguientes puntos a resolver

La expresión para la Energía Disponible puede arrojar valores negativos (cuando la contratación bilateral resulte ser superior a la demanda del agente), por lo tanto se sugiere entonces cambiar la ecuación por:

) LS,, x ED,

(...)

kWh.

ECah = Entero \ £ E V v

(...)

( . . . )

m áx


Sesión No.491

CHEC

• En cuanto a “Artículo 13, Precio Indicativo MOR para la Demanda Regulada’’.

En el subíndice de la sumatoria del numerador, falta colocar v=1

XM

• En el Artículo 10, debe tenerse en cuenta que la variable ED puede ser un valor negativo; por tanto, debe indicarse que la misma será el máximo entre ED y cero (0).

GECELCA

* “ENERGÍA DISPONIBLE PARA LA COMPRA EN EL MOR PARA LA DEMANDA REGULADA

Teniendo en cuenta que la demanda disponible para compra en el MOR no puede ser un valor negativo, proponemos se condicione la ecuación del artículo 10 para que el resultado sea mayor que cero.".

EMGESA

* “Con respecto a la determinación de la energía comprada en el MOR para la demanda regulada, contenida en el Artículo 11, y frente a la posibilidad que el cálculo de la energía disponible ED sea negativa en la medida que un agente puede estar sobrecontratado actualmente, sugerimos que la determinación de energía comprada en el MOR corresponda al máximo entre la ecuación contenida en el artículo 11 y cero (0) . ”

ANDESCO

* “Para la liquidación es conveniente que la formulación de ¡a Energía Disponible para Compra tenga como piso el valor de 0, es decir sea el máximo entre 0 y la diferencia de Demanda regulada (DR) y compras en contratos anteriores (CC); con el fin de asegurar que el Comprador no realiza Ventas en el MOR."

CODENSA

* “La fórmula del artículo 11a debe re-expresarse como el máximo entre la ecuación propuesta y cero (0) pues de no ser así parecería posible que un comprador pudiera hacer ventas en el MOR.”

RESPUESTA

Se aceptan las recomendaciones.

D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE U\S RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009

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Os

Sesión No.491

CHEC

En cuanto a "Articulo 10. Energía Disponible para Compra en el MOR para la Demanda Regulada", la fórmula planteada debe ser modificada restando las compras ya asignadas en el MOR.

EPM

• "Artículo 10. En la formulación que se presenta en este artículo no se consideran los contratos MOR de subastas anteriores, los cuales deben restarse a la demanda comercial regulada del agente en la hora h en kWh (DRe,h).’’

RESPUESTA

Las compras en el MOR de cada comercializador es una variable dependiente de su Energía Remanente (antes disponible), no al revés.

ISAGEN

“Si bien la propuesta establece la liquidación de los contratos existentes previo al despacho de las obligaciones resultantes del MOR, sugerimos que debe indicarse con claridad y de forma explícita en la normatividad, la forma como se realizará el descuento de ¡os contratos tipo Pague lo Demandado en sus diferentes alternativas (con tope, sin tope, etc.).”

RESPUESTA

En las modificaciones al anexo A de la resolución CREG 024 de 1995 se establece que el cálculo de la energia despachada en cada uno de los contratos bilaterales no es afectado por las operaciones del MOR, dado que dicho cálculo se realiza en forma independiente de las MOR. Por lo que no es necesario establecer reglas para casos particulares de contratos, dado que la regla general establecida incluye cualquier tipo de contrato.

EPM

• “Articulo 13. El PMOR depende de la energía vendida y ésta puede ser cero cuando hay limitación de suministro ai vendedor. Se requiere un precio indicativo que sería distinto al definido en este artículo porque en éste último se refleja la limitación de suministro. ”

RESPUESTA

El Precio indicativo MOR para la demanda regulada (PMOR) refleja un promedio de las operaciones de compra-venta realizadas en el MOR con destino a la demanda regulada, por lo que no debe incluir las operaciones no realizadas por efecto de la entrada de un agente en limitación de suministro.

ISAGEN

“( . . . )

64D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 V 069 DE 2009

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La ecuación del precio indicativo MOR para la demanda regulada cambiaría de esta forma:

RESPUESTA

Conforme a las ecuaciones presentadas en el capítulo III del título I, la cantidad de energía vendida y comprada en el MOR son iguales, por lo que no afecta el resultado el tomar la suma de las ventas o la suma de las compras para el cálculo del PMOR.

2.4.3. REDISTRIBUCIÓN DE LAS COMPRAS EN EL MOR.

• “Siendo consecuentes con nuestros comentarios a la Circular 100 de 2008 y con la última propuesta regulatoria sobre utilizar la reasignación de contratos como alternativa de cubrimiento ante incumplimientos durante el Período de Planeación, ISAGEN reitera la propuesta de complementar con “Penalidades Adicionales" el esquema de aseguramiento de las obligaciones derivadas del MOR, con las cuales se busca incentivar a los compradores para que cumplan con las obligaciones derivadas

Así, las penalidades adicionales que sometemos a consideración de la CREG son:

Considerar como una obligación derivada de la Subasta que los comercializadores incumplidos tuvieran que pagar a los comercializadores a los cuales se les trasladaría los contratos, la diferencia entre el precio de bolsa y el precio de los contratos MOR, en los casos en que el primero fuera inferior al segundo durante la ejecución del contrato. Lo anterior, dado que un comercializador podría tener incentivos para no suscribir las garantías definitivas y de esta forma deshacer las obligaciones del MOR, en caso que estimara que pudiera comprarla energía a un menor precio en la bolsa.

En caso que el comercializador incumplido no asumiera los costos descritos anteriormente, sugerimos que se le aplique la medida de “Limitación de Suministro”. Al respecto, si bien la Comisión en su Documento 018 de 2008, manifestó que está analizando la conveniencia de acelerar e intensificar el esquema de “Limitación de Suministro” vigente, ISAGEN se permite someter a su consideración la disminución de los plazos que existen entre el incumplimiento en las obligaciones del mercado y la

PMOR, (Propuesta CREG)

V=1

PMOR (Propuesta ajuste)”

ISAGEN

del MOR.


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Sesión No.491

medida de “Limitación de Suministro” como tal. De esta forma, consideramos que el tiempo que quedarían expuestos los vendedores al riesgo de mercado, debería ser el menor posible.”

ELECTRICARIBE

• “Mecanismo de asignación solidaria de obligaciones de agentes incumplidosEl mecanismo dispuesto en la fórmula del artículo 11 de la resolución 023 implica la asignación solidaria de los incumplimientos de obligaciones de compra de agentes comercializadores del mercado regulado al resto de comercializadores.

Debe entenderse que esta asignación cubre solamente las obligaciones vigentes a la fecha de declararse este incumplimiento, y que el agente incumplido no puede asumir nuevas obligaciones hasta que no se ponga al día con el mercado. Se deben establecer mecanismos que eviten el oportunismo y hagan más fuertes las penalizaciones por incumplimiento, además de la limitación del suministro, tales como la pignoración de activos de cualquier tipo que tenga el agente, de manera obligatoria, una vez se declare el incumplimiento con el MOR. ”

MERIELECTRICA

• “¿Es correcto entender que la reasignación de Obligaciones de compra de energía en el MOR por incumplimiento de un comprador se realizarán por las cantidades de energía correspondientes al período de compromiso comprendido entre el día siguiente a la ejecución de la garantía y la fecha de terminación del mismo?"

ASOCODIS

• “Ante incumplimiento de un comercializador, se plantea en la propuesta como una mejor alternativa, la reasignación de las compras en el MOR, con lo cual la liquidación del contrato del incumplido estaría a cargo del resto de los comercializadores, quienes venderían esta energía en bolsa. Por lo anterior, se solicita a la Comisión revisar posibles incentivos que puedan presentarse en la propuesta regulatoria para que mediante comportamientos oportunistas, algún comercializador prefiera acudir a la bolsa ante precios de bolsa menores a los del MOR y fortalecer el mecanismo de limitación de suministro o intervención para los agentes incumplidos, de tal manera que sea más rápida y severa su aplicación tanto en su iniciación una vez se presente el incumplimiento (disminuir los tiempos para dar inicio a su aplicación), como en el número de horas a limitar el servicio a dicho agente, protegiendo así los intereses de todos los usuarios regulados. ”

• “En general, la solidaridad de la demanda ante incumplimiento de un comercializador,se considera un riesgo grande que está siendo trasladado a los usuarios, querequeriría de herramientas para que no se convierta en un incentivo perverso. "

• “Se entiende que la solidaridad de los comercializadores cumplidos se genera sobrelas obligaciones que están vigentes en el momento en que se declare unincumplimiento y que no se debe extender más allá de la vigencia de dichas obligaciones, ni sobre las que suscribe en el futuro dicho agente. En tal sentido, un


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agente incumplido no debería poder asumir nuevas obligaciones hasta que no cancele sus deudas ante el mercado. ”

RESPUESTA

A los comercializadores que atienden demanda regulada y entren en limitación de suministro se les serán interrumpidas sus compras en el MOR, por lo que comprarán toda su energía en la bolsa. Dicha interrupción de las compras en el MOR será continua y terminará cuando el agente se ponga al día con sus obligaciones en el mercado.

La aplicación de esta medida es adicional a la suspensión física del servicio propia del proceso de limitación de suministro.

Adicionalmente es importante resalta que el esquema de retiro de agentes del mercado implementado mediante las resoluciones CREG 047 y 146 de 2010 elimina la posibilidad de que comercializadores que estén en mora con el mercado y realizan la actividad de forma independiente atiendan usuarios. Por lo tanto, para este caso no existiría la necesidad de realizar la redistribución de compras propuesta para garantizar el pago de las obligaciones del MOR con destino a usuarios regulados.

En el futuro de ampliarse la medida de retiro del mercado para todos los comercializadores, el esquema de redistribución de compras del MOR seria eliminado, dado que no sería necesario.

ANDESCO

• "Se sugiere describir con mayor detalle en el texto de la Resolución el mecanismo de Redistribución de Compra expuesto en el taller CREG del 14 de abril.’’

RESPUESTA

Una descripción detallada del esquema se presenta en el anexo 3 del documento CREG 018 de 2009, el cual se publicó adjunto a la resolución CREG 023 de 2009.

EMCALI

• “Aún cabe revisar si el esquema de garantías inicialmente seleccionado está totalmente dentro del marco legal, y si CREG tiene la facultad de socializar las pérdidas en caso de que un comercializador incumpla, y el costo de la energía no pagada se traslade ponderadamente a la demanda (clientes finales)."

RESPUESTA

Se aclara que el esquema de redistribución de compras, el cual se aplica en el caso de que un comercializador que atiende demanda regulada entre en mora en el mercado, no implica que los usuarios de los otros comercializadores paguen por la energía no pagada por el comercializador incumplido. Sino que únicamente asigna una mayor cantidad de compras en el MOR a los otros comercializadores, y en caso de que dichas compras sean mayores a la demanda regulada de estos, los excedentes serán vendidos a bolsa.


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Sesión No.491

Una explicación detallada del esquema se presenta en el anexo 3 del documento CREG 018 de 2009, el cual se publicó adjunto a la resolución CREG 023 de 2009.

2.4.4. LIQUIDACIÓN CUANDO SE APLICA LIMITACIÓN DE SUMINISTRO

XM

• “Es necesario precisar cuándo un agente se encuentra en limitación de suministro y también cuándo termina esta condición para efectos del MOR, ¿Debemos entender que un agente está en limitación de suministro a partir de las cero horas del primer día inmediatamente posteriora la fecha límite para el cumplimiento de una obligación? ¿o sólo está en limitación de suministro cuando se haya iniciado el programa de limitación?. Respecto de la variable binaria LS, asociada a limitación de suministro, consideramos debe aclararse si la misma sólo aplicará en las horas en que se esté ejecutando la limitación de suministro o en todas la horas del día.”

• “Es necesario precisar cuándo un agente se encuentra en limitación de suministro y también cuándo termina esta condición para efectos del MOR. ¿Debemos entender que un agente está en limitación de suministro a partir de las cero horas del primer día inmediatamente posteriora la fecha límite para el cumplimiento de una obligación? ¿o sólo está en limitación de suministro cuando se haya iniciado el programa de limitación?. Respecto de la variable binaria LS, asociada a limitación de suministro, consideramos debe aclararse si la misma sólo aplicará en las horas en que se esté ejecutando la limitación de suministro o en todas la horas del día.”

RESPUESTA

La interrupción de las compras en el MOR de los agentes que se encuentren en limitación de suministro será continua y no solamente en las horas del día en el que se interrumpa físicamente el servicio al agente incumplido. Está aclaración se incluye en el texto final de la resolución del MOR.

XM

• “En los artículos Artículos 9 y 12, la variable LSa hace cero las ventas MOR del agente cuando éste se encuentra en limitación de suministro. Consideramos debe analizarse esta situación frente a los posibles incentivos que puedan inducirse para incumplirlas obligaciones MOR.”

RESPUESTA

El planteamiento original al respecto se modificó para evitar los incentivos señalados. La descripción de las acciones ante incumplimientos se encuentra en el capítulo II del título II.

2.4.5. RELACIÓN DE LAS OPERACIONES EN EL MOR CON LA BOLSA

GECELCA


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Sesión No.491

• “Por último, solicitamos a la Comisión, evaluar la posibilidad de establecer que lastransacciones del MOR se desarrollen en forma totalmente centralizada como las operaciones de la bolsa pero en forma paralela, es decir, los compromisos en bolsa son unos y los del MOR son otros. Las transacciones y responsabilidades de los agentes en la bolsa y el MOR no deben mezclarse, por tanto, un Incumplimiento en el MOR debe afectar a los agentes que transan en él únicamente y no tiene por qué afectar a los que transan en la bolsa y viceversa. ’’

RESPUESTA

Las operaciones en el MOR no están afectadas por los incumplimientos de un agente que compra su energía solamente en el mercado de corto plazo. En cuanto al caso contrario, los compradores en el MOR que entran en limitación de suministro se les suspenden sus compras con destino al mercado regulado y les cancelan sus obligaciones de compra con destino al mercado no regulado, por lo que pasarían a realizar sus compras en el mercado de corto plazo. Lo que implica que la relación entre las operaciones en el MOR y las operaciones del mercado diario sean similares a las que existen actualmente con los contratos bilaterales.

2.5. MERCADO SECUNDARIO

CHEC

• En cuanto a “Artículo 15. Mercado Secundario. El mercado secundario es el mercado bilateral en el que los agentes generadores y vendedores...’’.Debería decir sólo “agentes vendedores”.

XM

• "En el Artículo 15 Mercado Secundario, se indica “...los agentes generadores y vendedores...” entendemos que sólo deberían mencionarse a los agentes vendedores, ya que los generadores actuarán como vendedores. ”.

RESPUESTA

Se acepta la propuesta.

ISAGEN

• “El mercado secundario del MOR, sólo permite la cesión de obligaciones “estándar”, sin definir ningún tipo de plataforma para realizarlas transacciones, con ¡o cual se dejó la dinámica del mismo a la gestión de los agentes que tengan necesidades de cubrimiento. En concordancia con lo anterior, se solicita a la CREG un mayor desarrollo del esquema, bajo las siguientes consideraciones:

La alternativa de cubrimiento propuesta, debería estar basada en la negociación de productos tipificados.

La negociación debería hacerse en forma virtual y semi anónima donde se acuerdan los precios de las transacciones.


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Sesión No.491

Las cesiones de obligaciones serían para cubrimiento complementario en el MOR y entrarían al sistema de liquidación del MEM como contratos bilaterales, la duración de éstos sería de 1 mes calendario y podrían transarse cesiones hasta por 2 años vista (tiempo máximo de asignación en las subastas del MOR).

La propuesta es que se presenten negociaciones en 1 solo día de la semana en un horario previamente definido (p.e. 9:00 a.m. - 12:00 m.). El objetivo es asegurar la mayor concurrencia de oferentes. El último plazo para negociar un producto debería hacerse hasta 2 semanas antes de comenzar la ejecución del producto. ”

EMGESA

• “Algunos lincamientos que nuevamente sugerimos tener en cuenta para el adecuado funcionamiento del mercado secundario, son:

a) Debido a que corresponde a una cesión, es importante considerar que se facilite el manejo de información y los tiempos de transacción y registro.

b) Debido a los riesgos identificados anteriormente para la oferta, sugerimos que este mercado sea definido por los agentes, de acuerdo a sus políticas de contratación y a las condiciones de oferta en las cuales se trancen.

c) La facilidad transaccional, en cuanto a oportunidad de las negociaciones, tamaño de los compromisos y temporalidad.

d) Como lo mencionamos anteriormente, sugerimos que este mercado pueda entrar en funcionamiento a partir del periodo de transición.

e) El mercado secundario debe permitir el funcionamiento de contratos de corto y largo plazo, de tal manera que el oferente pueda ajustar sus cantidades de acuerdo a sus compromisos.

f) Debe permitir la identificación y/o participación anticipada del potencial de energía en el mercado secundado.

g) Debe tener en cuenta las condiciones tecnológicas por tipo de generación, en la que los agentes térmicos deben considerar efectos del empuntamiento y para los agentes hidráulicos la temporalidad invierno - verano. ”

TERMOTASAJERO

• “El mercado secundario propuesto para las transacciones en el MOR se limita a definir procedimientos que autonzan la cesión de los contratos, presentando los plazos que deben cumplirse para efectos de los cambios de los titulares de los mismos. Consideramos que el MOR debería disponer de un mercado secundario robusto y dinámico, que de la posibilidad de darle más liquidez y transabilidad a este mercado.”


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Sesión No.491

ANDESCO

• "Es conveniente que el ASIC desarrolle una plataforma electrónica y sistema de Información centralizado tanto de Registro como de las negociaciones a través del Mercado Secundado con el fin de hacer seguimiento a su desarrollo."

ACOLGEN

“ACOLGEN considera que la propuesta de mercado secundario se aleja del objetivo propio de este tipo de mercados, al ser cesiones bilaterales de obligaciones, que por un lado alteran su naturaleza jurídica y por otro no permiten una actividad más dinámica y expedita. Con base en lo anterior sugerimos se estudien las siguientes consideraciones:

o Definir explícitamente la naturaleza y tratamiento jurídico de las obligaciones de venta en el MOR, como resultado de la subasta y transacción del mercado secundario.

o Implementar un sistema de información que permita centralizar los datos y facilite las cesiones de obligaciones, preferiblemente en ambiente Web y en este sentido que permita minimizarlos tiempos de transacción y registro.

o En concordancia con la solicitud de los certificados de venta de las obligaciones, propuestas anteriormente, el mercado secundario debería estar en sintonía con dicho certificado, esto es, que permita certificarla actualización de las posiciones de un agente una vez negocia en dicho mercado. ”

CAC

• “Adicionalmente, para participar en el mercado secundario, que es uno de los argumentos planteados por la CREG para sustentar esta decisión, no sería necesario identificar la contraparte, al igual que pasa con los vendedores del MR, que no tienen que identificar su contraparte.”

RESPUESTA

En el anexo IV se presenta un análisis de las operaciones en el mercado secundario quese incluye en la resolución.

XM

• “En los Artículos 16 y 27 no resulta claro la necesidad de registrar el Precio de la cesión y la Fecha de pago de la cesión. ”.

RESPUESTA

La información que se solicita acerca de la cesión de la obligación tiene como objetivo formar un precio de futuro de la energía. Este punto se analiza con profundidad en el anexo IV.

D-072-11 RESPUESTA. A LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009

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Sesión No.491

XM

• "En los Artículos 17 y 28, literal b, debe precisarse el sentido del término "corresponder”, específicamente para las cantidades cedidas. ¿Sólo podrán cederse obligaciones iguales a las que tenga en ese momento el cedente?”.

RESPUESTA

Ningún agente puede ceder obligaciones que no tiene asignadas.

ACOLGEN, CODENSA, XM, EMGESA.

• . .considera que la propuesta de mercado secundario se aleja del objetivo propio de este tipo de mercados, a! ser cesiones bilaterales de obligaciones, que por un lado alteran su naturaleza jurídica y por otro no permiten una actividad más dinámica y expedita. Con base en lo anterior sugerimos se estudien las siguientes consideraciones:

• Definir explícitamente la naturaleza y tratamiento jurídico de las obligaciones de venta en el MOR, como resultado de la subasta y transacción del mercado secundario.

• Implementar un sistema de información que permita centralizar los datos y facilite las cesiones de obligaciones, preferiblemente en ambiente Web y en este sentido que permita minimizar los tiempos de transacción y registro.

• En concordancia con la solicitud de los certificados de venta de las obligaciones, propuestas anteriormente, el mercado secundario debería estar en sintonía con dicho certificado, esto es, que permita certificar la actualización de las posiciones de un agente una vez negocia en dicho mercado. ”

• “Dentro de la subasta, la obligación de compra es a través de una transacción debolsa al igual que las obligaciones de venta en el mercado secundario, pero existe uncambio de naturaleza en estas cuando se habla de la cesión de los contratosbilaterales, por lo que no estarán asociados a las transacciones de bolsa, lo cualdebería ser aclarado por la CREG. ”

• “En los Artículos 17 y 28, literal b, debe precisarse el sentido del término “corresponder", específicamente para las cantidades cedidas. ¿Sólo podrán cederse obligaciones ¡guales a las que tenga en ese momento el cedente?"

• "Dentro de la subasta la obligación de compra es a través de una transacción debolsa al igual que las obligaciones de venta en el mercado secundario, pero existe uncambio de naturaleza en estas cuando se habla de la cesión de los contratosbilaterales, por lo que no estarán asociados a las transacciones de bolsa, lo cualdebería ser aclarado por la CREG”.


Sesión No.491

RESPUESTA

La propuesta contenida en la Resolución CREG 023 de 2009 no indica que la cesión de las obligaciones deba hacerse mediante contratos bilaterales. Lo que se que señala es que, para que surta efectos ante el mercado, la cesión deberá ser informada al administrador del mercado mediante un documento suscrito por los representantes legales de ambas partes.

En cuanto al efecto mismo de la cesión se aclara que esta tiene como único fin la sustitución del sujeto que se obliga y no produce modificaciones en la obligación o en los derechos que ella comprende. Por otra parte se considera que en la cesión de la obligación no cambia su naturaleza. Esta sigue siendo el resultado de la subasta misma, que como se ha dicho, hace parte de la Bolsa de Energía. Lo que permite la cesión es cambiar una de las partes de la obligación.

En efecto sólo podrán ser objeto de cesión las obligaciones que hayan sido efectivamente contratadas y se encuentren en cabeza del cedente.

2.6. TRANSICIÓN

2.6.1. CÁLCULO DE LA CANTIDAD CONTRATADA

CHEC

• “Se considera que para la transición, debe establecerse un procedimiento especial para proyectar la demanda, considerando las condiciones particulares de contratación de cada agente, y la curva de demanda individual para establecer así las necesidades de compra de cada comercializador.”

COMERCIALIZACION

• “Período de transición

Mientras estén vigentes contratos para los mercados regulados ya firmados y preregistrados en el ASIC, deberá considerarse en la definición de la demanda objetivo cálculos individuales por cada agente, relacionados con su demanda objetivo, contratos pre-registrados y los resultantes deberán ser la curva agregada a contratar. Es necesario validar esta información con las empresas, los resultados son finalmente sus compromisos de compra futuro.”

ASOCODIS

• "Respecto a la definición del producto para la etapa de transición, se considera, dados los distintos niveles de contratación y deferentes tipos de contratos que pueden tener las empresas para ese periodo, que pueden presentarse situaciones de sobre o sub- contratación con respecto a la curva de carga del SIN para el mercado regulado asociadas a las UHE establecidas en el Artículo 6 de la propuesta, pues esta curva no respondería a las necesidades horarias de las empresas para dicho período por el efecto de los contratos, lo cual originaría una exposición mayor en bolsa, bien sea para comprar o para vender en determinadas horas y ello a todas luces no resulta óptimo para la demanda.

D-07Z-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009

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Sesión No.491

Por (o anterior, se considera que para definir la cantidad de energía a subastar en la transición, es necesario descontar todas las cantidades contratadas (inclusive mediante contratos condiciones) y también revisar si es pertinente ajustar el producto a subastarse de ser necesario, tomando en cuenta las curvas de carga resultantes. Se sugiere revisar si particularmente, durante la transición, la CREG debería considerar esquemas de cobertura como la suscripción de contratos bilaterales adicionales a los existentes, en caso de que considere que no es deseable el traspaso a tanfa del valor de las eventuales ventas de energía en la bolsa."

• “Respecto al esquema de transición se considera, que por los actuales niveles de contratación de las empresas, resulta compleja la determinación de la demanda objetivo, del producto y otros aspectos, que deben estar definidos y diferenciados en la Resolución Definitiva. ”.

ELECTRIC ARIBE

• “Se debe aclarar cómo se proyecta la energía para los llamados “contratos condicionales" o contratos cuyo despacho y precio se condiciona a la evolución del precio dei mercado spot.”.

CAC

“Mientras estén vigentes contratos para el mercado regulado ya firmados y preregistrados en el ASIC, debe considerarse para determinar la demanda objetivo lo siguiente:

-Demanda a contratan Las proyecciones de demanda debe realizarse de forma individual por comercializador, dado que la proyección de la demanda por agente difiere.

-Preliquidación de contratos para determinar fáltente por contratar: Con los contratos preregistrados en XM y la demanda proyectada para cada agente de forma individual, debe realizarse un proceso de preliquidación de los contratos para el mercado regulado, dado que algunas empresas ya tienen compras de energía por períodos de carga, con curvas de carga diferentes, para bloques de energía (base, media), entre otros. Por tanto, el faltante por contratar puede diferir en cuanto a cada hora y cada empresa.

-Agregación de las curvas de demanda resultantes: Finalmente, una vez descontada la energía ya contratada, agregar las curvas y contratar con dicha curva.”

• “En este proceso, se sugiere que se hagan consultas y revisiones individuales para cada comercializador, de forma que las empresas puedan validar la información que se utilizará para determinar sus transacciones en el MOR. Además, debe establecerse el porcentaje de obligación con el cual el comercializador participará individualmente en las compras del MOR, ya que dichos porcentajes variarán conforme las necesidades de energía no cubiertas en compromisos previamente firmados bilateralmente.”


Sesión No.491

ENERTOLIMA

• “Consideramos que se debe tener en cuenta un periodo y forma de transición óptimos que permita determinar de manera efectiva la demanda a contratar, ya que existen condiciones contractuales que dependen de variables que aún no se conocen, como por ejemplo la misma demanda real del agente. ”

ANDESCO

• “De igual forma teniendo en cuenta que para el período de transición existen contratos bilaterales vigentes que incorporan variables operativas para su despacho y que por tanto afectan la Energía Disponible para Compra en MOR, se deben definir criterios para el tratamiento de este tipo de contratos en el período de transición. ”

RESPUESTA

La proyección de las compras en contratos bilaterales con destino al mercado regulado se realizará a partir de un modelo desarrollado por el ASIC. El modelo despacha todos los contratos bilaterales pre-registrados, y en el caso de los contratos cuya cantidad depende de variables como el precio de Bolsa, se tomará la máxima cantidad de energía asociada al contrato.

2.6.2. CRONOGRAMA

CHEC

• "En cuanto a “Artículo 18. Transición.", en el cual se menciona, en qué semestre del año se realizará la subasta para comprar la energía, dependiendo del tipo de demanda.Debería especificarse los tiempos o por lo menos dejar claro que la CREG debe definirlos previamente. ”

RESPUESTA

En la resolución de convocatoria de cada subasta se definirá claramente el cronograma de la misma.

EEC

• "Durante la transición, se reitera nuevamente la necesidad de conocer la distribución horaria del producto antes de llevar a cabo la subasta.”

RESPUESTA

Los productos utilizados en el periodo de transición son los mismos productos que se encuentran definidos en la resolución. Sin embargo, si para alguna subasta se tomara la decisión de modificar algún producto, los participantes serían informados con suficiente tiempo de antelación a la celebración de la misma.


Sesión No.491

2.6.3. DURACIÓN

ANDESCO

• “Es conveniente tener en cuenta que la duración del Período de Transición está definida por el plazo de los contratos bilaterales vigentes de mayor término, por lo cual se sugiere no hacer referencia explícita a los años 2011 o 2012.’’

CODENSA

• “Con relación a la transición, a fin de que queden claras las transacciones a considerar para los cálculos de la componente G de la fórmula tarífaría, es conveniente aclarar que su duración no es hasta 2011 como parece indicarlo la propuesta sino que ésta culmina cuando acabe el despacho del contrato bilateral suscrito a mayor término por el comercializador. ”

RESPUESTA

Se acepta el comentario.

2.6.4. OTROS MECANISMOS

CODENSA

• "De otra parte, durante la transición pueden presentarse periodos de excesiva exposición de los agentes a la bolsa, por lo cual es necesario que la Comisión prevea la creación de mecanismos de cobertura mediante contratos bilaterales que en todo caso sean reconocidos en la tarifa a los comercializadores."

ELECTROHUILA

• “Respecto a la definición del producto para la etapa de transición, se considera dados los distintos niveles de contratación, que la curva de carga del producto que corresponde a la misma del SIN para el mercado regulado en el Artículo 6 de la propuesta, no responde a las necesidades horarias de las empresas para dicho periodo, lo cual llevaría a las empresas a una exposición mayor en bolsa bien para comprar o bien para vender en determinadas horas y ello a todas luces no resulta óptimo, por lo que se considera que para la transición conviene redefinir el producto a subastarse. ”

EMCALI

• “Debido al alto porcentaje de demanda contratada en diferentes esquemas, porcentajes horados y modalidades, la Comisión debe establecer un mecanismo de transición en el producto, que sea acorde con la curva de carga resultante, debido a que con el producto definido en la Resolución estaría muy lejos de calzar con la demanda que para los próximos años se tendría disponible para el MOR, después de descontar los contratos."


Sesión No.491

RESPUESTA

Con la información disponible actualmente no se considera necesario que para el periodode transición se modifique el producto ni se ¡mplementen otros mecanismos diferentes alas subastas del MOR.

2.6.5. LÍMITE DE CONTRATACIÓN BILATERAL

EEC

• “Se sugiere definir en la resolución definitiva, los períodos de tiempo que forman parte de la etapa de transición. En este mismo sentido se sugiere que teniendo como fecha limite el inicio de cada una de las subastas que se requieran para el cubrimiento de la demanda correspondiente al período de transición, se permita la convivencia de los esquema de contratación bilateral y MOR, de tal forma que los diferentes comercializadores puedan realizar contratos bilaterales para cubrir según sus propias necesidades la curva de demanda regulada que resulte luego de la subasta minimizando los riesgos de sobrecontratación o subcontratación que se puedan derivar. ’’

CHEC

• “En el proyecto de resolución del asunto no está explícita la fecha límite para firmar contratos bilaterales y según la resolución CREG 119-2007, la etapa 2 de transición puede mantenerse mientras hayan contratos bilaterales en ejecución. Sin embargo en la presentación de abril 14 se entendió que no se firmarán nuevos contratos bilaterales una vez se haga la primera subasta. Es necesario establecer la fecha límite para la firma de contratos bilaterales. ”

ISAGEN

• “Para lograr que el MOR pueda coexistir, complementar y finalmente reemplazar el esquema de cobertura natural vigente en el MEM, se hace necesario como primera medida que se “derogue expresamente” la reglamentación vigente al respecto (Resoluciones 020 y 021 de 1996), limitando para ello la realización de Convocatorias Públicas con el fin de atender la demanda regulada. ”

CEC

• “Ante la incertidumbre que ha generado el esquema del MOR, se recomienda que la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG analice la posibilidad de establecer la fecha a partir de la cual se limita la firma de nuevos contratos bilaterales pues el éxito del nuevo esquema dependerá de la participación masiva de la demanda.”

EPM

• “Indicar claramente a partir de qué momento se deroga la Resolución CREG 020 de 1996 y la Resolución CREG 167 de 2008 en los aspectos relacionados con la


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Sesión No.491

contratación de energía para el mercado regulado mediante el mecanismo de contratación bilateral. ’’

RESPUESTA

Este tema se definirá en la resolución correspondiente.

2.7. GARANTÍAS2.7.1. CALIFICACIÓN DE RIESGO

DUFF & PHELPS, CHIVOR, ENERTOLIMA, EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN

• Sobre el Artículo 60, mediante el cual se modifica el literal a) del artículo 3° de! anexo de la resolución CREG 019 de 2006

El citado literal a) consagra que cuando la garantía es otorgada por una entidad financiera domiciliada en Colombia, se deberá acreditar una calificación de riesgo crediticio de la deuda de largo plazo de grado de inversión emitida por una sociedad calificadora de riesgos vigilada por la Superintendencia Financiera de Colombia, en adelante SFC. Si bien, de acuerdo con el citado texto, es claro que, por tratarse de una calificación de riesgo crediticio expedida por una sociedad calificadora de valores vigilada por la SFC, dicha calificación tendría el carácter de nacional, se sugiere consignar de manera expresa en este literal si la calificación de riesgo crediticio requerida tiene el carácter de nacional o internacional

RESPUESTA:

En la resolución definitiva se aclara que la calificación de riesgo de emisor es de carácter nacional y debe ser expedida por una Sociedad Calificadora de Riesgos vigilada por la Superintendencia Financiera de Colombia.

• Sobre el Artículo 60, mediante el cual se modifica el literal b) del artículo 3o del anexo de la resolución CREG 019 de 2006

De conformidad con este literal, es claro que se solicita una calificación de carácter internacional, efecto para el cual se referencia a las agencias calificadoras con presencia internacional, efecto para el cual se referencia a las agencias califícadoras con presencia internacional tales como Standard & Poor's Corporation y Moody’s Investor's Services Inc. Sobre el particular, se estima necesario incluir en este literal a Fitch Ratings, agencia de calificación internacional que, junto las anteriores, se constituyen en las tres (3) principales Agencias calificadoras de riesgo de crédito a nivel internacional. Fitch Ratings, de hecho, es una de las dos agencias internacionales que califican el riesgo soberano de la República de Colombia y de quien Duff & Phelps de Colombia ha sido agencia afiliada desde su creación. Recientemente, Fitch Ratings llegó a un acuerdo para adquirir una participación mayoritaria en ésta. El acuerdo está sujeto a la aprobación de la Superintendencia Financiera de Colombia. A través de esta inversión, Fitch adquiere el control de la compañía y empezará a operar bajo la marca "Fitch Ratings” en Colombia.


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0^

Sesión No.491

• Artículo 60, literal b. Les solicitamos incluir a Fitch Ratings como calificadora de riesgo autorizada para acreditar la calificación de deuda.

RESPUESTA:

En la resolución definitiva se adiciona la firma mencionada.

• Artículo 62 mediante el cual se modifica el articulo 5 del Anexo de la ResoluciónCREG 019 de 2006De acuerdo con el texto del citado artículo 5°, las firmas comercializadoras y generadoras que deben presentar garantías podrán aplicar un factor de ajuste al valor calculado de cobertura si éstas poseen una calificación de corto plazo otorgada por una firma calificadora de riesgo reconocida internacionalmente. Para estos efectos, en el citado artículo se presenta una tabla en la cual se realiza una relación de la calificación y factor de ajuste.

A este respecto, en primer término, es importante aclarar que, al considerar una calificación en escala internacional, es necesario tener en cuenta que la calificación de determinada firma comercializadora o generadora en la gran mayoría de los casos estaría asociada y, como consecuencia de ello, limitada por el “Country Ceiling’’ asignado a Colombia, país en el cual dichas firmas se encuentran domiciliadas.

Asi las cosas, en el caso de Colombia, cuyo Country Ceiling es de implicaríaque la calificación de estas firmas comercializadoras y generadoras domiciliadas en este país se verían limitadas por dicho concepto, de tal manera que, al utilizar la tabla de equivalencia entre las calificaciones de largo y corto plazo, una “BBB-“ en el largo plazo equivaldría a una calificación en el corto plazo en el rango “F2" y “F3”, de acuerdo con las escalas definidas por Fitch Ratings, en la forma expuesta en el cuadro arriba ilustrado.

Por lo tanto, si se contempla una calificación internacional, lo más probable es que la máxima calificación que podrían tener las firmas comercializadoras y generadoras de energía colombianas, en el corto plazo, podría llegar a ser de "F2” Lo anterior no implica que todas las calificaciones necesariamente tendrían que ubicarse en este rango. Es más, a la fecha, solamente una empresa colombiana ha sido calificada por Fitch Ratings en BB-, lo que ilustra la baja probabilidad que las empresas sujetas a la Regulación objeto de comentarios lograran tal calificación (F2), en caso dado que se utilizaran calificaciones en escala internacional.

Así las cosas y luego del expuesto, si lo que se quiere es poder ajustar el nivel de garantías presentadas por firmas comercializadoras y generadoras de energía de acuerdo a su calidad crediticia de forma tal que esta última fuera comparable globalmente con sus pares internacionales, la tabla de Factor de Ajuste de Calificación de Riesgo es adecuada, requiriendo solamente que se precisara que la calificación debería ser en escala internacional.

Por el contrario, si la intención del Regulador es independizar el efecto del “Country Ceiling” de Colombia sobre las calificaciones de las firmas comercializadoras y generadoras de energía, no se justificaría el uso de una calificación internacional para los fines que busca la regulación objeto de comentarios. Así, para los efectos


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señalados en este artículo, se daría la posibilidad a los compradores y vendedores de energía en Colombia de obtener una calificación de carácter nacional, evento en el cual se haría necesario ajustar la Tabla Factor Ajuste Calificación de Riesgo que se presenta en este articulo, toda vez que la misma considera escalas asociadas a Agencias Calificadoras autorizadas en Colombia para emitir calificaciones en escala nacional.

RESPUESTA:

En la resolución definitiva se aclara que para ser beneficiado por el Factor de Ajuste deCalificación de Riesgo se debe presentar una calificación de riesgo de emisor de carácternacional.

• “Definir una metodología rigurosa de calificación crediticia que utilizarán las calificadoras de riesgo de crédito, en donde no solo se incluya un análisis detallado de todas las variables que afectan el desempeño de la compañía, sino que también se tenga en cuenta un criterio de limite de exposición en el mercado que podría estar asociado con el nivel patrimonial de la compañía. Además, dado que las condiciones de exposición al mercado spot (ítem que consideramos debe ser tenido en cuenta por las calificadoras) pueden cambiar en cada subasta, se recomienda que el período de revisión de la calificación sea variable dependiendo del tipo de agente, con activos o sin activos.

• La flexibilización según calificación realizada con la metodología del sistema financiero, no mide realmente el riesgo de no pago de los agentes, por lo tanto se deben generar metodologías alternativas que consideren los riesgos inherentes al negocio (comercializador puro, Distribuidores - comercializadores), ya que su análisis debe abarcar mucho más que un estudio de indicadores financieros.

• ..., EPM apoya ¡a flexibilización si se adoptan otras medidas complementarias que disminuyan el riesgo de incumplimiento, tales como:

• los factores de ajuste de calificación de riesgo deben corresponder a la realidad del mercado eléctrico y sus agentes

• Revisión de manera frecuente de la calificación de riesgo de las empresas, sugerimos que se estipule la obligación de hacerlo cada tres meses

• Ahora bien para el caso de ¡os comercializadores que atienden demanda regulada, los cuales claramente tienen una relación estrecha y de largo plazo con el mercado, por su vocación de prestador de servicios, ACOLGEN considera factible la aplicación de dicho factor, con las siguientes consideraciones:

• Proceso de revisión de la calificación de riesgo de manera trimestral, condición de gran importancia en economías emergentes en las cuales las condiciones macro pueden variar significativamente en cortos periodos de tiempo, afectando la probabilidad de cumplimiento.

• Por su parte es indispensable que para efectos de cobertura en el mercado, las calificadoras de riesgo cuenten con un análisis especifico para el mercado eléctrico colombiano, en el que se tenga un indicador que evalúe el riesgo en función de la exposición a Bolsa; esto se refleja en que se haga un análisis continuo por parte de las calificadoras de riesgo tanto en el corto como en el largo plazo".


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RESPUESTA:

La Comisión no es competente para regular la Sociedades Calificadoras de Valores y es la Superintendencia Financiera la facultada para ejercer esta función. El marco regulatorio que establece las reglas de la actividad que ejercen las Sociedades Calificadoras de Valores está definido en la Resolución 400 de 1995 y aquellas que la han modificado o sustituido. De hecho, en el artículo 2.3.1.1 de la mencionada Resolución se establece que, “El contenido de los manuales y reglamentos de las sociedades calificadoras y sus modificaciones, cuya información sea relevante para el Sistema Integral de Información del mercado de Valores, SIMEV, deberán ser aprobados previamente por la Superintendencia Financiera de Colombia.

Se exceptúa de tal requerimiento a los manuales y reglamentos específicos, o los apartes incorporados en un reglamento o en un documento general, que tengan relación con las metodologías, procedimientos de calificación o demás temas analíticos propios de la actividad de calificación de riesgos.”

Adicionalmente el artículo 3.2.2.2 de la mencionada Resolución establece que,

“Las sociedades calificadoras deberán adoptar metodologías que garanticen la obtención de calificaciones objetivas e independientes, basadas en el análisis idóneo y técnico de toda la información relevante para el proceso de calificación.

Las metodologías deberán estar actualizadas permanentemente, constar por escrito y permanecer a disposición de la Superintendencia Financiera de Colombia y del público en general, a través de la publicación en la página Web de la sociedad calificadora.

Dichas metodologías adoptadas por las sociedades calificadoras deberán, entre otros:

1. Estar aprobadas por un Comité Técnico designado para el efecto.2. Expresar un enfoque prospectivo y dinámico de cada uno de los riesgos y

negocios analizados.3. Tener en cuenta las particularidades específicas de cada entidad o

proceso calificado así como sector, industria y localización.4. Incluir elementos de juicio objetivos y cuantificabtes.”

De acuerdo con el artículo 2.3.2.5. de la Resolución 400 de 1995, expedida por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público y la Superintendencia de Valores (ahora Superintendencia Financiera).

“Las sociedades calificadoras deberán revisar las calificaciones otorgadas de conformidad con la periodicidad pactada, que en ningún caso podrá superar un (1) año. Dicha periodicidad se entiende como vigencia de la calificación y el plazo de revisión se contará a partir del otorgamiento de la última calificación periódica o de la calificación inicial para aquellos casos en que sea la primera calificación. Esta revisión se denomina periódica y en el reglamento de la sociedad calificadora se definirá el corte de cifras máximo a utilizar.

Igualmente, las sociedades calificadoras deberán efectuar monitoreo permanente sobre las calificaciones otorgadas, de tal forma que ante


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05

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situaciones extraordinarias se informe al mercado cualquier evento o situación susceptible de afectar los fundamentos sobre los cuales se otorgó la calificación. Esta revisión se denomina extraordinaria y en ningún caso suplirá la revisión periódica.”

• Aunque las garantías no son tema de la resolución CREG - 069 de 2009 queremos aprovechar esta comunicación para proponer un mecanismo intermedio y transitorio que permita a las empresas que no poseen calificación de riesgo tener oportunidad de minimizar los costos que ello conlleva. De esta manera y con el objeto de que la calificación de riesgo no sea un mecanismo de discriminación inicial, se sugiere que el ASIC haga un reporte de la tradición de pagos de los agentes en el mercado de energía, el cual puede ser utilizado para calificar el riesgo de las empresas y así, dependiendo del resultado disminuir el costo de las garantías.

RESPUESTA:

El objetivo de acudir a una calificación de riesgo de emisor es calcular la probabilidad de incumplimiento de una firma a partir del análisis de los estados financieros y la valoración de los efectos en la caja de una firma como respuesta a escenarios de estrés que enfrente derivado de resultados del mercado. Por lo anterior las calificaciones de riesgo son prospectivas en la medida que se mide la capacidad de pago a futuro. Los records históricos del comportamiento de la firma son ingredientes del análisis total de la firma cuando se realiza un proceso de calificación. Por lo anterior, la Comisión no estima conveniente utilizar la tradición de pagos de los agentes del mercado.

ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P.

• No es claro para la ESSA, si el Factor de Corrección por Calificación de Riesgo, del que trata el artículo 62, será determinado por la calificación de riesgo crediticio de corto plazo evaluado por agente, ESSA - Comercializador o ESSA - Generador, o como en nuestro caso, por ser una empresa integrada la evaluación correspondería para el total de la ESSA.

RESPUESTA:

La calificación de riesgo de corto plazo es por empresa.

2.7.2. FACTOR DE CALIFICACIÓN DE RIESGO Y FLEXIBILIZACIÓN GARANTÍAS

GECELCA, ISAGEN, COLINVERSIONES, EMGESA, TERMOTASAJERO, ACOLGEN, EPS A

• Con el fin de garantizar que las obligaciones adquiridas en la subasta se cumplan, y con el objeto de disminuir el riesgo de reversión de las operaciones de la misma, por el retiro de algunos de los agentes a los cuales se les asignó cierta compra o venta en dicha operación, sugerimos se elimine et factor de corrección por calificación de riesgo -FCR- en todo el documento del asunto, o en su defecto,


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o s

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solo aplique para las transacciones realizadas en el MOR y que el resto de las transacciones en bolsa se continúen realizando como hasta el momento.

• Igualmente, que en el Capítulo III del anexo 1 del proyecto de resolución delasunto, sobre la Garantía para Amparar la Participación en la Subasta del Mercado Organizado MOR, articulo 6, se modifique el 10% por el 50%.

• ISAGEN reitera su postura en relación con la flexibilización de las garantías, porconsiderar que no es adecuado flexibilizar los valores de cobertura relacionados con las transacciones en el MOR, dado que quedaría expuesto un porcentaje de los ingresos de los agentes, lo cual pudiera traducirse en un desincentivo para la concurrencia y/o formación de precios eficientes en las subastas. Esta situación es especialmente importante en el caso del producto no regulado, pues el mismo, como es lógico, no está sujeto a las reglas de redistribución que son aplicables al mercado regulado.

A la luz de la realidad de nuestro entorno, la flexibilización de los montos a garantizar por parte de compradores y vendedores en el MOR, basada en la calificación de deuda de corto plazo para determinar los montos a respaldar, sólo permitiría beneficiar a las empresas más grandes del sector, es decir, a las de mayor músculo financiero, lo cual iría en contravía de la finalidad y el espíritu de un esquema de flexibilización como el que se pretende expedir.

ISAGEN entiende que la propuesta está orientada a la reducción del costo de las garantías de los agentes. Sin embargo, consideramos que la tarea de diferenciar el costo de las garantías de acuerdo con la calificación de riesgo de cada agente, es una labor de las entidades del sector financiero y que la disminución de los costos asociados a las mismas debe verse reflejada a través de la prima que cobre cada una de ellas a los compradores y vendedores en el MOR por la suscripción de las garantías.

Por otro lado, al replicar este mismo esquema de flexibilización a las garantías de bolsa, el default que pudiera ocasionarse por el incumplimiento de un comercializador se vería igualmente trasladado a la bolsa, al momento que el agente incumplido vaya a este mercado a adquirir la energía necesaria para atender su demanda regulada. En este sentido, es importante que por ningún motivo se flexibilicen las garantías ya vigentes en bolsa.

• Aplicar los factores FCR relacionados en el artículo 24 de éste reglamento sólo a las garantías de pago asociadas a las transacciones en el MOR y dejar para las transacciones en Bolsa las definidas en la Resolución CREG 019 de 2006

• ... ponemos a consideración ¡a siguiente alternativa: que el tratamiento de las garantías sea discriminado entre obligaciones en bolsa y el MOR, así las garantías en la bolsa no se modificarían frente a su condición actual, pero las garantías del MOR si se podrían flexibilizar con los criterios propuestos por la Comisión.

• ... /a Asociación considera indispensable resaltar a la CREG un elemento que podría poner en riesgo la sostenibilidad del mercado: La flexibilización del marco general de garantías de la Bolsa. La importancia de este punto radica en que el esquema vigente de garantías se deriva de la experiencia de incumplimientos que


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en el pasado han tenido algunos agentes. No existe evidencia que garantice que dicha situación no sucederá nuevamente. Sobre esta inquietud, proponemos analizar las siguientes circunstancias:

• Que el monto total a garantizar asociado a las compras en el mercado spot y otros servicios (STN, Restricciones, etc.), no sea afectado por el factor de ajuste propuesto en la citada Resolución;

• Revisar las garantías de pago de los comercializadores que atienden demanda no regulada y que voluntariamente participan en el MOR.

• Los incentivos generados por el MOR a la contratación de muy corto, con los problemas que esto podría implicar

• De un lado, no vemos procedente que las actuales garantías que se utilizan en la bolsa de energía se flexibilicen y aún más llamamos la atención que el uso de garantías en el MOR tal como están propuestas en la resolución no pareciera conveniente, máxime cuando en este esquema se transaría casi la totalidad de la energía de los agentes en la bolsa. Proponemos entonces revisar el esquema planteado en la resolución de tal forma que por un lado, se revise, aplique y presente a los agentes resultados de la aplicación de la metodología que quiere implementar la Comisión, y de otro, que se revisen los porcentajes mínimos a garantizar por los comercializadores y comercializadores-distribuidores (p.e comenzar en un 35%, 40%), como también no modificar el esquema actual de garantías de la bolsa.

• Consideramos que no existen elementos adicionales en el mercado, que demuestren la necesidad de flexibilizar dichas garantías. Por lo tanto, en aras de la sostenibilidad del modelo en el largo plazo, es fundamental que las garantías aplicables a las transacciones de corto plazo en la Bolsa de energía no sean flexibilízadas. Este punto es de vital importancia si se considera que en la Bolsa de energía pueden existir agentes que tienen por objeto la actividad de intermediación, sin que la operación de dichas compañías tenga las exigencias de capital que se tienen en otros sectores como el financiero.

• Sin los ajustes anteriores, ACOLGEN considera que el proyecto de Resolución compromete seriamente la viabilidad del modelo, generando de esta manera la propuesta del MOR un riesgo superior a los beneficios que podría tener. Este punto se hace evidente, porque si bien las operaciones en Bolsa se triplican, el monto total de garantías resultante de la flexibilización se mantiene igual, gráfica 1.


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O S

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GARANTIAS PRESENTADAS AL ASIC

U)ou>oQ.tu-ow0)co

700.000600.000500.000400.000300.000200.000 100,000

-Esquema Actual Esquema Actual + MOR

■ Esquema Flexible

. Esquema Flexible +■ MOR

Gráfica 1. Monto total de garantías exigidas. Fuente XM

• En la actualidad, se garantiza el 100% de las transacciones en Bolsa, condición que debe mantenerse con la aplicación del esquema de contratación MOR. El Factor de Corrección por Calificación de Riesgo - FCR debería aplicarse a las transacciones compra y venta en el MOR (CMOR y VMOR), pero no debe extenderse al total de las transacciones en bolsa.

• Comedidamente solicitamos se presenten los soportes con los cuales la Comisión determinó los valores del factor de corrección por calificación de riesgo FCR.

• Adicionalmente, con este tipo de garantías es el único mecanismo que se tiene establecido para el cumplimiento por parte del agente vendedor, resulta demasiado flexible y genera un riesgo alto para la demanda, la utilización simultánea del FCR y del FA en el cálculo de las garantías que amparan el cumplimiento de un comercializador puro, que puede resultar asignado con la obligación de venta en una subasta, que debe respaldada con compras en bolsa

• Respecto a la flexibilización de las garantías que se está proponiendo para el MOR y su extensión a las garantías que actualmente respaldan las transacciones en la bolsa de energía, consideramos que la misma expone al mercado a un riesgo de crédito de magnitud considerable, poniendo en peligro la sostenibilidad del mercado eléctrico colombiano, ya que puede derivar en el incremento de la cartera. Consideramos que debe ser el sector financiero quién efectúe los análisis de calificación de riesgo y, en consecuencia, considere dicho aspecto al momento de otorgar las garantías que los agentes deben presentar para cubrir adecuadamente sus operaciones en el MOR y en la bolsa.

• Reiteramos que las garantías de las transacciones de energía en Bolsa (corto plazo) deben mantener su cubrimiento en el 100% de los compromisos adquiridos y no se les debe incluir en la flexibilización de costos propuesta para el MOR. Las


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transacciones de corto plazo de la Bolsa como instrumento de cierre del mercado deben mantener cero riesgo de cartera, tal como se encuentra actualmente.

• Frente a la propuesta del MOR consideramos prudente solicitar nuevamente que la Comisión analice un mecanismo de garantías en el que el monto total a garantizar por concepto de compras en el mercado spot y otros servicios, no este afectado por el factor de ajuste propuesto en el proyecto de Resolución CREG - 023. Es decir que el mecanismo de flexibilidad sólo sea aplicable a las garantías de pago de los participantes que voluntariamente concurren al MOR, mientras que sea rígido para las transacciones en Bolsa que no cubre el MOR

RESPUESTA:

El riesgo de no pago es la incertidumbre sobre la capacidad de una firma de honrar sus deudas y obligaciones. Previo al evento de no pago, no hay manera de discriminar, sin ambigüedad, entre aquellas firmas que no pagarán y aquellas que si lo harán. En la práctica lo que se hace son evaluaciones probabilísticas sobre la verosimilitud de no pago de cada firma.

De acuerdo con Moodys - KMV el evento de no pago es engañoso. Una firma tipica tiene una probabilidad de no pago de alrededor de 2% en cualquier año. Sin embargo, las probabilidades de no pago varían considerablemente entre firmas. Por ejemplo, la probabilidad de que una firma con calificación de riesgo AAA entre en una condición de no pago de sus obligaciones es solamente de 0.02% en un año. Una firma con una calificación de riesgo de A tiene una probabilidad de no pago de 0.1% en un año, 5 veces más alta que una firma con calificación AAA. Una firma con calificación de riesgo de CCC tiene una probabilidad de no pago de 4%, 200 veces la probabilidad de una firma AAA3.

Las pérdidas sufridas por la contraparte dentro de un contrato, en el evento de no pago, son usualmente significativas y están determinadas en gran parte por los detalles de éste. Usualmente las clausulas de no pago en los contratos de deuda aseguran que las probabilidades de no pago para cada una de los tipos de deuda que adquiere una firma sean las mismas. Es decir, que la probabilidad de no pago de una firma, determina la probabilidad de no pago de todas las deudas y obligaciones en la que la firma es contraparte4. Sin embargo, la pérdida en el evento de no pago para cada una de las obligaciones puede variar dependiendo de la naturaleza de la obligación.

Teniendo en cuenta lo anterior, los elementos para valorar el riesgo de crédito de una firma pueden ser agrupados de la siguiente manera:

• La Probabilidad de No Pago (DP - Default Probability, por su nombre en inglés),

• La Pérdida dado el No Pago (LGD - Loss Given Default, por su nombre en inglés) la cual se define como la porción expuesta de la obligación que puede ser perdida en caso de no pago, y

3 C rosb ie P e te r y Je ff Bohn, M ode ling D efau lt R isk - M ode ling M ethodo logy, M oodys KM V, 20034 C rosb ie P e te r y Je ff Bohn, M ode ling D e fau lt R isk - M ode ling M ethodo logy, M oodys KM V, 2003


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• La Exposición al momento de cese de Pagos (EAD - Exposure at Default) sujeto a ser perdido en el periodo de tiempo considerado.

El valor de la pérdida por el no pago de una obligación se define por la variable de Pérdida l 5

I = EAD x LGD x L

Donde L se define como una variable aleatoria que se distribuye Bernoulli, cuya función de probabilidad viene definida por:

L =

DP s i LD =■!NDP si = 0

,0 en cua lqu ie r o tro caso

Y donde,

Ld es el evento de no pago de la obligación por parte de una firma

P (D ) = DP, la probabilidad de no pago

La pérdida esperada (EL) en el evento de no pago de una obligación por parte de una firma, aplicando el operador £’[■], es

EL = E [I] = E[EAD] x E[LGD] x E [LD] = EAD x LGD x DP

Donde E[LD] es el valor esperado de una variable aleatoria Bernoulli cuyo valor es la probabilidad del evento.

La estructura para el cálculo de las garantías de Bolsa y del Mercado Organizado - MOR sigue el mismo enfoque conceptual tal como se puede ver a continuación:

GARANTÍA, CESIÓN O PREPG TOTAL = (VOTB + 5 + FAZNI + STN) X 1 x FCR

EAD LGD DP

VD Cg = 1 0 % X QE* x X 1 X FCR

EAD LGD DP

VCOVsA'D = (PESCm_ ̂ - PMOR») X Q fíVAD x F A x FCR" ^

EAD LGD DP

VCOCs’NR = (PMOR™ - P P B m .J x QOCs’NR x F A x FCR ^ ^

EAD LGD DP

5 B luhm C hristian, Ludger O ve rbeck y C hris toph W agner, An In troduction to C red it R isk M odelling, 2003


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o y

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Para el caso de las garantías de bolsa y de participación en la subasta MOR el factor LGD es 1 por ser transacciones spot y para las garantías de vendedor y comprador del MOR el valor del factor LGD se deriva de la Función de Distribución de Probabilidad del Margen Diario entre el Precio de Bolsa y el Precio Promedio de los Contratos Despachados para el período comprendido entre 1997 y 2008 por ser estas transacciones a futuro.

De otro lado y de acuerdo a la práctica para estimar la Probabilidad de No Pago de una firma, en general existen dos aproximaciones6:

1. Calibración de las probabilidades de no pago a partir de información del mercado de valores:

El concepto más representativo para la estimación de la probabilidad de no pago es la Frecuencia Esperada de No Pago (Expected Default Frequencies - EDF) que utiliza la Corporación Moodys - KMV (MKMV) y que está basado en el modelo desarrollado por Oldrich Vasicek y Stephen Keaihofer (VK). Este modelo asume que el valor del patrimonio de una firma es una opción cali sobre el valor de mercado de los activos y cuyo precio de ejercicio es el valor en libros de las obligaciones de la firma. Cuando el valor de los activos alcanza un valor menor al valor en libros de las obligaciones, se asume que la firma no puede responder por sus obligaciones financieras

La Corporación Moodys - KMV (MKMV) utiliza el modelo VK para estimar la probabilidad de no pago durante el siguiente año, o años, de firmas transadas en mercados públicos de valores. Para el cálculo del EDF el modelo requiere del precio de la acción de la firma en la bolsa y ciertos elementos de los estados financieros.

2. Calibración de las probabilidades de no pago a partir de calificaciones de riesgo

Bajo esta metodología se hace uso de las calificaciones asignadas a una firma por agencias tales como Moody's Investors Services, Standard & Poor's (S&P) o Fitch.

Las calificaciones describen la calidad crediticia de las firmas o de títulos que van a ser emitidos en el mercado de capitales, por lo tanto, en el proceso de evaluación se utiliza información cuantitativa y cualitativa relevante para el análisis de la firma.

Mediante el proceso de calibración se asigna una probabilidad de no pago a cada nivel en la escala de calificación.

Dado que la mayoría de las firmas que participan en el mercado de energía mayorista no tiene flotando acciones en la Bolsa de Valores de Colombia y el mercado de capitales nacional es poco profundo, utilizar la primera metodología tendría la

6 Bluhm Christian, Ludger O ve rbeck y Christoph W agner, A n In troduc tion to Credit R isk M odelling, 2003


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dificultad que la información disponible es escasa para realizar las estimaciones de probabilidad requeridas.

La segunda metodología utiliza el número de incumplimientos y el volumen de deuda incumplida por año de emisores calificados y no calificados. Un ejercicio muy sencillo para el cálculo de las probabilidades de no pago a partir del incumplimiento presentado por firmas calificadas fue realizado por Bluhm, Overbeck y Wagner7 con los siguientes resultados:

Calificación Media Desviación Estándar Probabilidad de No Pago

Aaa No observado No observado 0.005%

Aa1 No observado No observado 0.008%

Aa2 No observado No observado 0.014%

Aa3 0.08% 0.33% 0.023%

A1 No observado No observado 0.038%



Baa1 0.06% 0.19% 0.174%

Baa2 0.06% 0.20% 0.289%

Baa3 0.46% 1.16% 0.480%

Bal 0.69% 1.03% 0.797%

Ba2 0.63% 0.86% 1.324%

Ba3 2.39% 2.35% 2.200%

B1 3.79% 2.49% 3.654%

B2 7.96% 6.08% 6.070%

B3 12.89% 8.14% 10.083%

Del ejercicio anterior se puede inferir lo siguiente:

1. La calibración solo requiere datos de firmas con calificación y un record de los eventos de incumplimiento históricos para cada escalón en el rango de calificaciones.

7B luhm C hris tian , Ludger O ve rbeck y C hris toph W agner, An In troduction to C red it R isk M odelling, 2003


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2. Se definieron probabilidades de no pago para calificaciones entre Aa2 y Aaa, a pesar de que en la muestra no se encontraron eventos de incumplimiento para estos escalones. Es decir, no es apropiado no asignar una probabilidad de no pago a una firma con calificación alta a pesar que históricamente no exista evidencia del evento de incumplimiento.

En relación con la estimación de la probabilidad de eventos de incumplimiento o no pago por parte de una firma, se debe resaltar los informes "Tasas de Incumplimiento8 y Recuperación Corporativas en América Latina, 1990 - Sem1:2007” y “Latin America Corporate Default and Recovery Rates: 1990 - H1 2009" elaborado por Moody’s y publicado en noviembre de 2007 y julio de 2009. Algunas de las conclusiones que se desprenden de este informe son las siguientes:

1. Las tasas de migración promedio anuales entre categorías reflejan el hecho de que la calificación más probable para un emisor al final de un año determinado es la calificación con la que comenzó el año.

2. Las tasas de migración de los emisores latinoamericanos calificados Aaa, ofrecen muy poca visión sobre su verdadera probabilidad de baja calificación y no pueden compararse con su contraparte global.

3. A lo largo del resto de las categorías de calificación, las tasas de migración de un año de los emisores latinoamericanas son muy similares a las de la experiencia global. La diferencia más importante es la menor estabilidad de los emisores latinoamericanos con calificaciones Caa-C a favor de una mayor propensión al incumplimiento y retiro de calificaciones

4. En años recientes, la calidad crediticia de los emisores latinoamericanos se han caracterizado por una mejoría en la calidad crediticia promedio. Las mejorías en la calidad crediticia latinoamericana en años recientes, medida por la migración de calificaciones, ha superado persistentemente a la contraparte global.

5. Desde el período 1999 - 2003, el número de incumplimientos ha bajado drásticamente en la región. Durante el período citado de contaron 73 incumplimientos y a partir de 2004 se han presentado 6 incumplimientos.

6. El número de eventos de incumplimiento aumentó en 2008 con 14 emisores que no respaldaron US$ 3.400 millones en deuda, representando el mayor volumen de deuda incumplida desde 20039. En el primer semestre de 2009, se han presentado 16 eventos de incumplimiento cuya deuda suma US$ 3,800 millones.

7. A finales del primer semestre de 2007, la tasa de incumplimiento de grado especulativo, ponderada por emisor para emisores latinoamericanos, permaneció en 1.2%, prácticamente sin cambio desde el año anterior y

8 La de fin ic ión que hace M oody ’s de incum p lim ien to e s tá d iseñada para cap tu ra r eventos cred itic ios que ocas ionan un de te rio ro de las rec lam aciones con trac tua les de los tenedores de deuda. C onsecuen tem en te , la de fin ic ión de M oody 's es es tric ta e incluye tres tipos de even tos de incum plim ien to : i) la fa lta o re traso de un pago de In te reses o cap ita l; ii) dec la rac ión de qu iebra, adm in is trac ión , in te rvención s ind ica l, u o tros b loqueos lega les al pago pun tua l de in te reses y/o cap ita l; iii) O curre un can je fo rzoso cuando: a) el e m iso r o frece a los tenedores de deuda un nuevo ins trum ento o paque te de ins trum en tos que co rresponden a una ob ligac ión financ iera m e n o r o b) el ca n je tuvo e l ob je tivo apa ren te de ayudar a que el deudo r ev ita ra un incum plim ien to inm inente.9 M oody’s, S pecia l C om m ent: Latin A m erica C orpora te D e fau lt and R ecovery R ates, 1990 - H1 2009, Julio de 2009


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considerablemente por debajo de su promedio histórico de 10 años de 4.4%

8. Considerando la heterogeneidad de los países en América Latina, así como la muestra comparativamente pequeña de emisores, es sorprendente la amplia similitud entre las tasas de incumplimiento acumulado de América Latina y las globales. Este resultado es particularmente evidente al nivel amplio de grado especulativo, pero también dentro de categorías de calificación individuales como lo es en el nivel B.

9. Generalmente las tasas de Incumplimiento con horizonte de un año parecen ser menores en América Latina, pero estas diferencias tienden a desaparecer y hasta revertirse en horizontes más largos.

10. La tasa general de incumplimiento tiende a ser más alta en América Latina, pero este hallazgo está impulsado por la mezcla promedio de calificaciones más baja de la región, y no por diferencias sustanciales en las tasas de incumplimiento dentro de las categorías de calificación individuales.

Por lo anterior, el Factor de Calificación de Riesgo definido en la Resolución resulta en una probabilidad de no pago conservador en comparación con los valores que podrían resultar de un ejercicio de calibración como se evidencia de la tabla anterior. De hecho, los valores han sido revisados tomando en consideración la tabla de ponderaciones por riesgo aplicables a la exposición de los bancos frente a determinadas facilidades de crédito de corto plazo definidas en el método estándar de riesgo de crédito del documento de Convergencia internacional de medidas y normas de capital publicado por Comité de Supervisión Bancaria de Basilea. La ponderación se presenta a continuación:

Calificación de crédito A-1/P-110 A-2/P-2 A-3/P-3 Otras

Ponderación por riesgo 20% 50% 100% 150%

La tabla de ponderación definida en el Resolución establece las calificaciones de carácter nacional equivalentes y establece que para calificaciones inferiores a A- 3/P-3 la ponderación será de 100%

De otro lado, la Comisión considera que las transacciones realizadas en el mercado spot se caracterizan por enfrentar las fluctuaciones del precio propias del mercado y se constituyen en deudas de corto plazo que obliga a las empresas comercializadoras a utilizar efectivo, reduciendo la liquidez de la firma. En la medida que existen dos fuentes de riesgo en estas transacciones, precio y liquidez de la firma, el FCR aplicable a estas transacciones será igual a 1.

Caso contrario ocurre con las obligaciones del MOR, en la medida que son deudas de largo plazo que permiten más espacio de ajuste ante shocks de liquidez y no enfrentan riesgo de precio. La presión que ejerce un shock de liquidez sobre las deudas de largo plazo son las restricciones asociadas al acceso de nueva deuda para apalancar las operaciones de la firma.

10 El docum ento c itado acla ra que: La no tación u tilizada s igue la esca la em p leada por S tandard & P oor’s y por M oody ’s Inves tm en t S erv ice . El g rado A-1 de S tandard & P oor’s inc luye tan to A-1 + com o A-1-.

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• Finalmente, en caso que la Comisión decida ajustar la fórmula para el cálculo delvalor de la cobertura, de acuerdo con lo presentado en el párrafo anterior,consideramos que no se debería tener en cuenta el Factor de Corrección por Calificación de Riesgo, dado que se estaría duplicando la flexibilización al aplicarse también en el cálculo de la garantía después de la subasta.

RESPUESTA:

El Factor de Corrección por Calificación de Riesgo es aplicado en diferentes eventos temporales y por lo tanto, no hace que el mismo se duplique, sino que sea aplicado a las cantidades ofertadas y aquellas efectivamente asignadas.

• Con el fin de tener mayor claridad sobre la aplicación del Factor de Ajuste porCalificación de Riesgo, sugerimos a la Comisión expresar con mayor detalle la tabla de calificaciones de riesgo aplicables de acuerdo con el articulo 62 del proyecto de Resolución, teniendo en cuenta que en el mercado se encuentran diferentes tipos de calificaciones que no coinciden necesariamente con el contenido de la tabla. Por lo tanto, sugerimos a la Comisión la publicación de una tabla de equivalencias de las calificaciones de riesgo.

RESPUESTA:

En la resolución definitiva se presenta la tabla con las calificaciones otorgadas por cada una de las sociedades calificadoras de riesgos vigiladas por la Superintendencia Financiera de Colombia.

• "Se debe dejar claro que en el momento en que exista un cambio en el grado de inversión de un agente, éste se actualizará e inmediatamente se recalcularán las garantías a cubrir."

• “Establecer la actualización mensual o al menos trimestral de las garantías de pago por cambio calificación de riesgo del agente comprador, para minimizar el riesgo de cartera asociado a ¡as transacciones en el MOR. ”

RESPUESTA:

En la Resolución definitiva se establece la obligatoriedad de modificar el valor de las garantías por cambios en la calificación de riesgo de emisor emitida por alguna de las Calificadoras de Riesgo vigiladas por la Superintendencia Financiera de Colombia.

• “De igual manera las garantías aplicables a los comercializadores que voluntariamente participan en el MOR para atender demanda no regulada deben corresponder a las garantías vigentes sin considerar el factor de ajuste por calificación de riesgo. "

• “En caso que los comercializadores mantengan la posibilidad de participar como vendedores en el MOR, el valor de la cobertura de la garantía del Anexo 1, Capítulo 4, artículo 12 se debe calcular sin tener en cuenta los dos factores indicados, tanto el de calificación de riesgo como el de Ajuste. ”

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• “No flexibilización de las garantías de cumplimiento de comercializadores para la demanda no regulada, pues en este caso el incumplimiento no lo asume el resto de la demanda no regulada. ”

• es oportuno recordar a la CREG que la implementación de este cambio debe ir especialmente ligado a un ajuste en la propuesta de garantías contenida en la propuesta de la Resolución 023, en relación con el respaldo total que tendría que hacerse a las obligaciones derivadas de las subastas, máxime si se tiene en cuenta que para este mercado no opera ¡a figura de redistribución. ”

RESPUESTA:

Por el principio de neutralidad la Comisión no puede discriminar el valor de las garantías para agentes en iguales condicione. Adicionalmente, como se mencionó en esta misma sección, previo al evento de no pago, no hay manera de discriminar, sin ambigüedad, entre aquellas firmas que no pagarán y aquellas que si lo harán. La calificación de riesgo busca identificar la probabilidad de no pago de cada firma.

2.7.3. FACTOR DE AJUSTE

ISAGEN, EMGESA, ASOCODIS

• El parágrafo 1 del Artículo 18 del Reglamento de Garantías establece que el Factor de Ajuste (FA) de la garantía para amparar el cumplimiento del Comprador se calcula como la probabilidad de que el precio de bolsa se encuentre entre el precio del MOR y el precio de bolsa, y que su valor será 5/12.Bajo la interpretación de ISAGEN de que los 5/12 buscan reflejar la cantidad de meses que puede presentarse la situación en que el precio de bolsa se encuentre entre un valor y otro, sugerimos a la CREG revisar esta estimación dado que si bien la garantía para amparar el cumplimiento del Vendedor se estima con base en los meses de verano (cinco meses), cuando el precio de la bolsa sería usualmente mayor que el del MOR y por tanto existirían incentivos de incumplimiento de éste para colocar su energía a un mayor precio en el mercado, la garantía para amparar el cumplimiento del Comprador correspondería a los meses de invierno (siete meses), cuando el precio del MOR sería usualmente mayor que el de bolsa y por tanto existirían incentivos de incumplimiento de éste para comprar su energía a un precio menor en la bolsa, por lo cual la probabilidad debería corresponder a 7/12.

• En el cálculo de la garantía para amparar el cumplimiento del vendedor y el comprador, cual es el soporte para la determinación que el Factor de Ajuste, FA = 5/12?

• Se solicita al regulador la clarificación en la determinación del Factor de Ajuste “FA”, utilizando en el cálculo de las garantías para amparar el cumplimiento del vendedor, dicho factor fue definido como 5/12 correspondiente a la probabilidad de que el precio de bolsa se encuentre entre PESO y PMOR.

RESPUESTA:

Para el cálculo del factor de ajuste se estimó la Función de Distribución de Probabilidad del Margen, entendida como la diferencia diaria entre el Precio de Bolsa

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y el Precio Promedio de los Contratos Despachados para el período comprendido entre 1997 y 2008.

Para tal fin, los precios se convirtieron a constantes de diciembre de 2008:

Precio de Bolsa Diario y Precio de Contratos Despachados (Precios Constantes Die - 2008)

600 ..........................................................

■precio en b c u a n a c io n a l — -p re c io p ro m e d io c o n tb a to s

Posteriormente se calculó el margen:

M a rg e n

iSe definieron los rangos para el cálculo de las frecuencias absolutas y relativas de donde se deriva la Función de Distribución de Probabilidad del Margen


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Fundón de Distribución de Probabilidad Margen (1997 - 2008) (Preciode Bolsa - Precio Promedio Contratos Despachados)

800

700

eco

400

loo

100

o-•O -*0 -20 10 >0 SO 70 90 110 1)0 ISO 170 I9C 2lC 2)0 250 270 290 110 i ) 0 )S0 )70 i 90 410 490 450 470

Para definir el Factor de Ajuste que es equivalente al Factor de Pérdida dado el No Pago, se definieron los eventos en los cuáles se presenta el riesgo. Para tal fin se estimó que la probabilidad de que el margen sea negativo es de 62.54% o más o menos 7.5/12. De otro lado, la probabilidad de que el margen sea positivo es de 37.5% o más o menos 4.5/12.

La Comisión estimó conveniente redondear dichas fracciones y por tal razón el factor de ajuste aplicado para las garantías de comprador es 7/12 y para las garantías de vendedor de 5/12.

2.7.4. CANTIDAD DE ENERGÍA A GARANTIZAR GENERADORES

ISAGEN, EMGESA

• De acuerdo con el Artículo 6 del Reglamento de Garantías, el Valor de la Coberturade la garantía para amparar la participación en la subasta del MOR se calcularía conbase en la Cantidad de Energía a Ofertar o Compraren la Subasta (QEa).

Proponemos a la Comisión revisar la fórmula de cálculo del valor de la cobertura de los generadores, para que en el mismo se tengan en cuenta únicamente los Compromisos de Venta de Energía superiores al Límite de Compromisos de Generación, acorde con lo establecido en el articulo 50 del proyecto de resolución. Lo anterior, teniendo en cuenta que es sólo la energía mencionada la que sería objeto de garantía luego de la subasta.

• Con respecto a la redacción contenida en el Anexo 1, Capítulo IV, Articulo 11.Obligaciones a Garantizar y Cumplimiento, se podría entender que el generador que excede el límite tiene que garantizar toda la obligación. Sugerimos se aclare que se garantiza solo la diferencia.


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RESPUESTA:

En la resolución se hace la aclaración correspondiente.

2.7.5. INCUMPLIMIENTO DE OBLIGACIONES

ISAGEN, CHIVOR, COLINVERSIONES, EMGESA, ASOCODIS, ANDESCO, ACOLGEN, EPSA, ASOCODIS, CODENSA, EMCALI

• Establecer igualmente que indistintamente de la calificación de riesgo que tenga, la garantía de pago se actualizará ante el incumplimiento total o parcial de las garantías en Bolsa aun cuando el agente logre ponerse a paz y salvo antes de habérsele ejecutado una limitación de suministro.

• en caso de que haya limitación o no pago por parte de algún miembro del mercado se elimine el mecanismo de flexibilización de factor de riesgo y se aplique un factor de 1 para estos casos de incumplimiento a partir del siguiente mes de que fue sucedido el hecho...

• También se solicita que ante un incumplimiento, dicho agente pierda la flexibilización en la presentación de garantías y que el factor de corrección por calificación de riesgo - FCR en este caso, pase a ser el 100%, el cual se mantendrá en ese valor durante mínimo seis (6) meses de presentado el incumplimiento, así éste sea subsanado en dicho período.

• Si un agente incurre en un incumplimiento, el factor de corrección por calificación de riesgo FCR debe ser igual a 1 y mantenerse así por un período mínimo de seis meses

• Pérdida del beneficio de flexibilización por un período razonable para aquellas empresas que incumplan sus obligaciones con el MOR.

• Se asume que un agente incumplido pierde su Calificación de Riesgo; por lo tanto, el Factor de Corrección por Calificación de Riesgo en sus garantías debe ser del 100% hasta que se revise su calificación, plazo en el cual el agente debe garantizar el 100% de sus transacciones en Bolsa

• Si un agente incurre en un incumplimiento, el FCR debe ser igual a 1, y su aplicación debe contarse a partir del quinto día hábil siguiente al inicio del proceso de limitación de suministro y por un período de seis meses.

RESPUESTA:

La resolución establece que una vez existe un incumplimiento por parte de un agente elagente se retira del mercado, los usuarios se trasladan al comercializador incumbente. Síel comercializador se reintegra al mercado el FCR es 1.

• Siendo consecuentes con nuestros comentarios a la Circular 100 de 2008 y con la última propuesta regulatoria sobre utilizar la reasignación de contratos como alternativa de cubrimiento ante incumplimientos durante el Período de Planeación, ISAGEN reitera la propuesta de complementar con "Penalidades Adicionales” el esquema de aseguramiento de Jas obligaciones derivadas del MOR, con las cuales se busca incentivar a los compradores para que cumplan con las obligaciones derivadas del MOR.


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Así, las penalidades adicionales que sometemos a consideración de la CREG son:• Considerar como una obligación derivada de la Subasta que los comercializadores

incumplidos tuvieran que pagar a los comercializadores a los cuales se les trasladaría los contratos, la diferencia entre el precio de bolsa y el precio de los contratos MOR, en los casos en que el primero fuera inferior al segundo durante la ejecución del contrato. Lo anterior, dado que un comercializador podría tener incentivos para no suscribir las garantías definitivas y de esta forma deshacer las obligaciones del MOR, en caso que estimara que pudiera comprarla energía a un menor precio en la bolsa.

• Establecer penalidades adicionales por el incumplimiento de los compromisos adquiridos por los agentes, diferentes de las garantías establecidas en la propuesta, de manera tal que se minimice el incentivo a incumplir las obligaciones en este mercado

• El mecanismo dispuesto en la fórmula del artículo 11 de la Resolución 023 implica la asignación solidaria de los incumplimientos de obligaciones de compra de agentes comercializadores del mercado regulado al resto de comercializadores. Debe entenderse que esta asignación cubre solamente las obligaciones vigentes a la fecha de declararse este incumplimiento, y que el agente incumplido no puede asumir nuevas obligaciones hasta que no se ponga al día con el mercado. Se deben establecer mecanismos que eviten el oportunismo y hagan más fuertes las penalizaciones por incumplimiento, además de la limitación de suministro, tales como la pignoración de activos de cualquier tipo que tenga el agente, de manera obligatoria, una vez se declare el incumplimiento con el MOR.

• La Comisión en ¡a Resolución Definitiva debe establecer lo que sucedería ante un incumplimiento de un vendedor con asignaciones realizadas en una subasta, diferenciando dos espacios de tiempo: planeación y compromiso. De presentarse un incumplimiento del vendedor durante el período de planeación, sería posible cubrir eventualidades con la debida anticipación, en la medida que la Comisión pueda programar una nueva subasta por la energía no respaldada. En caso de que el incumplimiento se presente ya en el período de compromiso, es conveniente que el Regulador expresamente detalle lo que sucedería para la demanda regulada y la distribución de las garantías que fueron colocadas por el vendedor si se tienen

• Ante incumplimiento de un comercializador, se plantea en la propuesta como una mejor alternativa, la reasignación de las compras en el MOR, con lo cual la liquidación del contrato del incumplido estaría a cargo del resto de los comercializadores, quienes venderían esta energía en bolsa. Por lo anterior, se solicita a la Comisión revisar posibles incentivos que puedan presentarse en la propuesta regulatoria para que mediante comportamientos oportunistas, algún comercializador prefiera acudir a la bolsa ante precios de bolsa menores a los del MOR y fortalecer el mecanismo de limitación de suministro o intervención para los agentes incumplidos, de tal manera que sea más rápida y severa su aplicación tanto en su iniciación una vez se presente el incumplimiento (disminuir los tiempos para dar inicio a su aplicación), como en el número de horas a limitar el servicio a dicho agente, protegiendo asi los intereses de todos los usuarios regulados.


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• Se entiende que la solidaridad de los comercializadores cumplidos se genera sobre las obligaciones que están vigentes en el momento en que se declare un incumplimiento y que no se debe extender más allá de la vigencia de dichas obligaciones, ni sobre las que suscriba en el futuro dicho agente. En tal sentido, un agente incumplido no debería poder asumir nuevas obligaciones, es decir su demanda no debería hacer parte de la demanda objetivo, hasta que no cancele sus deudas ante el mercado. Se deben diseñar mecanismos que estimulen el cumplimiento de los agentes, tanto en los pagos como en la colocación de garantías, y se debe reducir el riesgo de que los agentes incumplidos se beneficien cuando el precio en la Bolsa sea bajo (compradores) o alto (vendedores). Dichos mecanismos pueden incluir lo siguiente:

• Intervención de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios

• Impedimento para el registro de nuevas fronteras comerciales y/o contratos bilaterales

• En general, la solidaridad de la demanda ante incumplimiento de un comercializador, se considera un riesgo grande que está siendo trasladado a los usuarios, que requeriría de herramientas para que no se convierta en un incentivo perverso.

RESPUESTA:

En primer lugar, de manera atenta se informa que la Comisión no está facultada para imponer sanciones a las empresas de servicios públicos de energía eléctrica y gas. Esta función está en cabeza de la Superintendencia de Servicios Públicos de acuerdo con el artículo 81 de la Ley 142 de 1994. En la Resolución se refuerza el esquema ante eventos de incumplimiento en el MOR

• ¿Es correcto entender que la reasignación de Obligaciones de Compra de energía en el MOR por incumplimiento de un comprador se realizará por las cantidades de energía correspondientes al período de compromiso comprendido entre el día siguiente a la ejecución de la garantía y la fecha de terminación del mismo?

• Aún cabe revisar si el esquema de garantías inicíalmente seleccionado está totalmente dentro del marco legal, y si la CREG tiene la facultad de socializar las pérdidas en caso de que un comercializador incumpla, y el costo de la energía no pagada se traslade ponderadamente a la demanda (clientes finales)

Con el retiro de agente ante incumplimiento de presentación de garantías no es necesario realizar la reasignación de obligaciones de compra.

2.7.6. DESTINO DE LAS GARANTÍAS

ISAGEN, ELECTRIFICADORA DEL CARíBE, COLINVERSIONES, XM

• Se debe establecer la utilización que se dará a los recursos de las garantías de participación en la subasta y garantías del vendedor, en caso de hacerse efectivas por eventos de incumplimiento. Estos recursos deben destinarse a compensar los


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mayores costos en los que incurran los comercializadores y los usuarios regulados por tener que acudir a comprar la energía en la bolsa.

• Consideramos conveniente que la Resolución establezca cual sería el destino de los dineros derivados de la ejecución de las garantías a un vendedor, por los distintos eventos de incumplimiento contemplados en el Anexo 1 “Reglamento de Garantías para el MOR"

• En caso tal que se hagan efectivas las garantías, las exigidas a compradores y vendedores, debe definirse cuál será la destinación de estos valores. Consideramos que éstas deben destinarse a aquellos agentes afectados

• ISAGEN considera que es necesario incluir explícitamente en el texto de la reglamentación del MOR la destinación de los recursos que se obtuvieran de la ejecución de las garantías para amparar la participación en la subasta, el cumplimiento del vendedor y el cumplimiento del comprador.

• En el Anexo 1, no se define el uso que se daría al dinero que se recaude en caso de hacer efectiva alguna garantía

• ..., es oportuno recordar a la CREG que la implementación de este cambio debe ir especialmente ligado a un ajuste en la propuesta de garantías contenida en la propuesta de la Resolución 023, en relación con el respaldo total que tendría que hacerse a las obligaciones derivadas de las subastas, máxime si se tiene en cuenta que para este mercado no opera la figura de redistribución.

RESPUESTA:

En la Resolución definitiva se hace explícito el destino de las garantías.

2.7.7. COSTO DE GARANTÍAS

ELECTRIFICADORA DEL CARIBE, COMERCIALIZAR, CHEC, EMPRESA DEENERGÍA DE CUNDINAMARCA, ASOCODIS, ENERTOLIMA, COMPAÑÍA DEELECTRICIDAD DEL CAUCA, CAC, ELECTRIFICADORA DE SANTANDER, EMCALI,CODENSA

• En relación con el traslado del costo de las garantías al usuario final a través del Costo de Comercialización “C” de la fórmula tarifaria (Resolución 119 de 2007), sugerimos respetuosamente a la CREG que se determinen mecanismos apropiados para promover e incentivar la eficiencia de las garantías, por ejemplo, no permitir a los comercializadores trasladar al usuario final el costo en que pudieran incurrir ante la ejecución de alguna garantía, dado que esto pudiera convertirse en un desincentivo al cumplimiento de las obligaciones en el MOR.

• “Se debe revisar el valor fijo de costo de las garantías que se traslada a la tarifa establecido en la Resolución CREG - 036 de 2006 de 0,12 $/kWh, de manera que no se presente sub o sobre remuneración de las mismas de acuerdo con la evolución del mercado financiero. Además es necesario que dicho costo reconocido por garantía se indexe con el índice de precios al productor para que efectivamente remunere dicho costo al comercializador a lo largo del tiempo.”


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• “En cuanto al costo de las garantías y su traslado a los usuarios finales, principalmente para las transacciones del MOR se solicita a la CREG revisar el valor que va a ser reconocido a los comercializadores de energía a través de la tarifa, dado que actualmente para muchos casos el costo de contratos de respaldo dirigidos al mercado regulado es cero y el nuevo mecanismo, aún a pesar de la flexibilización, introduce un costo importante. La CREG debe considerar los diferentes costos asociados a cada tipo de garantía, y recordar que el costo de la garantía cambia en el tiempo, no es un valor fijo, toda vez que si es necesario se deberá actualizar permanentemente con base en los valores de mercado

• El reconocimiento de costos de garantías en la fórmula tarifaría debe ser actualizado y establecido con base en costos eficientes.

• El esquema de garantías propuesto en la Resolución MOR obliga a aquellos agentes que compran energía para el mercado regulado y que no cuentan con una calificación de riesgo a garantizar el 100% de su operación comercial. Si bien es cierto que este mecanismo es riguroso y evitaría los posibles incumplimientos de obligaciones comerciales en el mercado, solicitamos a la Comisión modificar la Resolución CREG 036 de 2006 que remunera las garantías, de tal manera que se traslade vía tarifa el total de los costos ocasionados por el esquema de garantías del MOR

• “Debe ajustarse el reconocimiento que por costos de garantías se permite trasladar al usuario final, Resolución CREG - 036 de 2006, teniendo en cuenta las nuevas condiciones en la que operaría el Mercado. Es necesario que el costo de las garantías remunere en forma suficiente los costos incurridos por las empresas para su colocación y una vez se defina un costo unitario por kWh se indexe con la evolución del IPP."

• En los costos incurridos por los agentes comercializadores para garantizar las compras de energía se esperaría un sobrecosto de por lo menos un incremento de 283%, ya que se pasa de garantizar con mecanismos de bajos costos a mecanismos de alto costo como lo es la garantía bancaria

• “Es necesario revisar el traslado al usuario final de los costos en los que el agente comercializador incurre en el cumplimiento de las garantías, toda vez, que en este momento se está realizando a través de 0 ,12 $/kWh ($ junio de 2006) y éste costo se vería incrementado de manera significativa una vez entre funcionamiento el esquema MOR.”

• El cargo de Comercialización de la fórmula tarifaria debe considerar los costos adicionales en que incurrirán los comercializadores para suscribir las garantías requeridas para participar en el MOR y los costos de capital de trabajo que se incrementan al pasar de períodos de pago de 60 o 90 días a 30 días

• “Consideramos que se debe revisar el reconocimiento que por costos de garantías se permite trasladar a los usuarios, teniendo en cuenta las nuevas condiciones que impone la implementación del MOR."

• En cuanto al costo de las garantías y su traslado a los usuarios finales, principalmente para las transacciones del MOR, se solicita a la Comisión revisar el valor que va a ser reconocido a los comercializadores de energía, dado que en muchos de los casos, el costo actual en los contratos de largo plazo prácticamente es cero, y el nuevo mecanismo, aún con la flexibilidad propuesta, incrementará considerablemente estos costos, aún reconociendo las bondades en cuanto a formación de precios de energía de este mecanismo propuesto. Por esto se solicita revisar el valor establecido en la actualidad en la Resolución CREG - 036 de 2006, reconociendo la nueva situación de exigencia de garantías a los agentes comercializadores, y que el mecanismo de reconocimiento de costos se actualice


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permanentemente para su inclusión en el CU. El mecanismo a diseñar debe considerar los costos reales de las garantías para cada agente, considerando las diferencias que pueden existir entre las diferentes empresas.Dicho costo que se establezca, debe ser indexado mensualmente con base en el IPP, para mantener el reconocimiento de los costos a los agentes en el tiempo."

• “En cuanto ei esquema de garantías planteado en e! documento, es claro que el monto de las mismas estará en función de la calificación de riesgo del comprador, lo que no es claro, es el traslado de estos costos a la demanda. Consideramos que no es viable la utilización de un único valor de reconocimiento vía tarifa para este costo, lo que hará que las empresas calificadas con mayor riesgo, no recuperen sus costos y por tanto tengan menor opción de rentabilidad, proponemos la inclusión de una variable que asegure un pass through."

• "Con relación a las garantías, se debería incluir su costo en el cálculo del Costo de Comercialización Co*. Consideramos que la comisión, para el caso de empresas como EMCALI que no tienen opción diferente al prepago, tenga en cuenta los costos financieros de prepagary este valor sea incorporado en el Co*. ”

• “Se solicita modificas la resolución CREG 036 de 2006 que remunera las garantías, de tal manera que se traslade el total de los costos ocasionados por el esquema de garantías del MOR.”

RESPUESTA:

Este tema se analizará oportunamente en ¡a metodología que defina el Cargo deComercialización.

• En el Articulo 60 y en el Artículo 3 del Anexo 1 debe incluirse que los dineros provenientes de la ejecución de una garantía deben cubrir los costos financieros y de impuestos ocasionados por el manejo de los recursos.

RESPUESTA:

En la resolución se incluyen los conceptos mencionados.

2.7.8. OTROS TEMAS DE GARANTIAS

• De acuerdo con el Parágrafo 2 del Artículo 3 del Anexo 1 del proyecto de resolución: “El Agente Generador o la Persona Jurídica Interesada deberá informar al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales - ASIC - cualquier modificación en ¡a calificación de que tratan los numerales 1) y 2) del presente artículo, asi como también toda circunstancia que afecte o pueda llegar a afectar en cualquier forma la garantía o la efectividad de la misma. Dicha información deberá ser comunicada a más tardar quince (15) días hábiles después de ocurrido el hecho", (subrayado con intención).

• ISAGEN considera que el requisito subrayado en el párrafo anterior, el cual se repite en la propuesta de modificación al Parágrafo 2 del Artículo 3 de la Resolución CREG 019 de 2009, contenido en el proyecto de resolución, no debe ser incluido en el Reglamento de Garantías, teniendo en cuenta el carácter subjetivo de la disposición,

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ya que para un agente no es posible determinar con exactitud qué hechos pueden o pudieran afectar las garantías o la efectividad de las mismas.

RESPUESTA:

Tal y como se indica en Ja norma los agentes deben reportar cualquier circunstancia que afecte o que pueda llegar a afectar la efectividad de la garantía. Es decir se debe informar cualquier situación respecto de la cual el agente tenga la certeza que puede tener un efecto sobre la garantía y todas aquellas que tengan la potencialidad de hacerlo. Si bien puede haber un cierto grado de subjetividad en la valoración que deben hacer los agentes para efectos de reportar la información relevante, se considera que se debe mantener la disposición porque constituye una herramienta importante para obtener información que permita una mejor administración y control de las garantías en el mercado.

• El Artículo 4 del Reglamento de Garantías establece los instrumentos admisibles para las garantías nacionales e internacionales. Sin embargo, en los artículos 50 - Garantía de cumplimiento del vendedor - y 51 - Garantía de cumplimiento del Comprador - del proyecto de resolución, se expresa que los agentes deberán entregar una póliza de cumplimiento. Solicitamos a la Comisión aclaración sobre los instrumentos admisibles, estableciendo si los mismos incluyen efectivamente las pólizas de cumplimiento, dado que éstas no cumplen a cabalidad los criterios aplicables a las garantías, contenidos en el artículo 3 del Reglamento de Garantías.

RESPUESTA:

Se corrige en la resolución.

• “Adicional a los tipos de garantías admisibles, ISAGEN considera importante que se estudie con mayor detalle la situación que se presenta actualmente en el mercado, relacionada con la pignoración de subsidios y otros ingresos futuros que realizan algunos comercializadores de propiedad estatal, como garantía al pago de la energía a los generadores con que suscriben contratos bilaterales. Si bien entendemos la importancia de contar con un esquema estandarizado de garantías, la realidad del mercado colombiano, en particular la de los comercializadores más pequeños y aquellos que no están integrados vertical mente, sugiere la necesidad de armonizar las prácticas comerciales mencionadas con el esquema de garantías, con lo cual se garantiza el acceso en condiciones competitivas a esta demanda. ”

RESPUESTA:

Las garantías propuestas en el reglamento son las que conforme a los análisis realizados representa un mejor respaldo a las transacciones que se realizarán en el MOR. Otras garantías pueden ser objeto de análisis y se incorporarían al esquema si se constata que brindan el nivel de respaldo deseado.

ISAGEN


Sesión No.491

• “Propone a la Comisión que se estudie la posibilidad de utilizar esquemas como la creación de un Fondo Especial de Garantías, donde incluso pudiera incluirse bajo administración de un tercero la pignoración de los subsidios y otros ingresos futuros y que sea dicho fondo el que defina cupos de participación en el mercado para cada agente y aseguré directamente los pagos correspondientes frente al administrador del mercado. Consideramos que no puede desatenderse el hecho de que tales ingresos, aun los futuros, aportarían de manera efectiva a otorgar la liquidez que el mercado requiere para su consolidación definitiva.’’

RESPUESTA:

La propuesta es un esquema similar al analizado por Trígono para un Fideicomiso de Administración y Pagos El objeto del Fideicomiso de Administración y Pagos es el de recibir y administrar los recursos fideicomitldos hasta engrosar una reserva por un valor preestablecido, para que con cargo a los mismos, se efectúen los pagos derivados de eventuales incumplimientos de las obligaciones adquiridas por los comercializadores y la contratación inicial o permanente de garantías que amparen los mismo eventos. Dicho esquema tiene la dificultad que aumenta el costo de las garantías por el requerimiento del pago de aporte según riesgo y los pagos de comisión de administración de los recursos. Por lo anterior, para que el esquema sea económicamente viable se requiere que el volumen de recursos y transacciones del mercado sea significativo. Por lo anterior la Comisión considera que este esquema se puede dar con la evolución del mercado.

ELECTRIFICADORA DEL CARIBE

• Se debe mantener el FCR, así como el esquema de garantías planteado para los compradores para la demanda regulada, limitado a las garantías de ¡a Resolución 019 de 2006

• Como lo planteamos en nuestra comunicación anterior, con comentarios sobre la resolución con la que se adoptaría el MOR, la flexibilización de las garantías es necesaria si se aspira a que el MOR sea viable y con los mínimos impactos posibles de costos de transacción en el precio de la energía con destino al mercado regulado. En tal sentido, consideramos adecuada la propuesta del FCR, así como el esquema de garantías planteado para los compradores para la demanda regulada, limitado a las garantías de la Resolución 019 de 2006.

• Con el fin de minimizar el impacto de dichos costos de transacción, es necesario que los agentes que no hayan podido culminar su proceso de calificación crediticia al momento de realización de la subasta puedan presentar la calificación durante el período de maduración de la subasta.

RESPUESTA:

En la resolución se mantiene el esquema general presentado en la Resolución de Consulta. Adicionalmente, en la Resolución definitiva se establece que los agentes podrán actualizar el valor de la garantía cuando presenten ante el ASIC una calificación de riesgo de emisor emitida por una sociedad calificadora de riesgos vigilada por la Superintendencia Financiera de Colombia.


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Sesión No.491

• En el anexo 1, capítulos III y IV (artículos 5 y 11) debe precisarse la referencia a "todos los comercializadores” en materia de garantías de participación y de cumplimiento de vendedores, en el sentido de que se trata de los comercializadores que decidan voluntariamente participar como compradores en la subasta para el mercado no regulado, o de los comercializadores que participan en calidad de vendedores en ambas subastas.

RESPUESTA:

En la resolución que se presenta a consulta se hace la aclaración correspondiente.

• Para efectos de calcular el monto mensual a garantizar con antelación al período de consumo real de los agentes se requiere establecer por agente su cantidad de energía disponible horaría (de manera similar a la fórmula del artículo 9o para el proceso de liquidación), como base para distribuir el monto total de las obligaciones de venta entre los comercializadores.

Las cantidades a asignar a cada agente en cada hora pueden variar dependiendo de su demanda horaria prevista para el mes de consumo, de los contratos que tenga suscritos para este período, y del despacho horario de dichos contratos. Por tanto para el cálculo de las garantías mensuales se requiere efectuar una proyección de la asignación horaria de obligaciones en el MOR para cada agente.

RESPUESTA:

Entendemos que el comentario se refiere a las garantías de corto plazo de las compras en el MOR con destino al mercado regulado. Al respecto, en el proyecto de resolución se establece que dicho valor será proyectado por el ASIC con la mejor información disponible.

• Garantías. Se menciona que éstas deberán constituirse en los términos y condiciones definidos en el Reglamento de Garantías. Sin embargo no se especifica si tal reglamento hace referencia a alguna de las resoluciones vigentes en el tema de garantías o si será una nueva reglamentación por emitir. Al respecto solicitamos que se especifique exactamente a qué norma se está haciendo referencia o que, en caso de tratarse de una nueva reglamentación, ésta se presente con suficiente anterioridad a la subasta, se someta a comentarios por parte de los agentes y se integre en lo posible a la resolución principal que regulará los aspectos generales de la subasta.

RESPUESTA:

Se trata del Reglamento de Garantías definido en el Anexo 1 de la resolución.

COMERCIALIZAR

• La generación menor y la cogeneración deben incluirse en el cálculo de la energía que el generador pueda vender sin necesidad de garantías.


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05

Sesión No.491

RESPUESTA:

Las plantas menores y de cogeneración que hayan declarado y confirmado la ENFICC de acuerdo con la regulación vigente podrán participar en las Subastas del MOR sin necesidad de garantías, a menos que las ofertas de venta de energía sean superiores al Límite de Compromiso de Generación.

COMERCIALIZAR, EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN, COMITÉ ASESOR DE COMERCIALIZACIÓN - CAC

• Ei documento deberá indicar claramente, que en los casos en que los oferentes en el MOR, no cuenten con una calificación de riesgo, el valor de las garantías será el máximo. El documento sugiere que la Calificación de la empresa es obligatoria para los agentes que deseen participar y desde el punto de vista de la oferta, podría restringirla oferta.

• Se solicita eliminar el requisito f) - aportar calificación de riesgo - como condición para participar en la subasta, pues éste debe ser necesario para calcular el FCR y determinar el monto de las garantías a otorgar y no para participar en la subasta.

• ... en el caso de las garantías para participar como oferentes en el MOR, se sugiere que la Calificación de la empresa no sea obligatoria para los agentes que desean participar como vendedores, porque esto podría restringir la oferta.

RESPUESTA:

En la resolución se hace la aclaración correspondiente y se elimina el requisito citado.

COMERCIALIZAR, EMPRESA DE ENERGÍA DE CUNDINAMARCA, COMITÉ ASESOR DE COMERCIALIZACIÓN - CAC

• Para las empresas que deseen participar como vendedores, se propone que se acepte como garantía inicial para participación una póliza de seriedad de la oferta tal como se solicita hoy en los procesos de convocatorias que realizan los agentes, y por un valor promedio del 2% de la energía a ofertar como se estila en el mercado.

• En los actuales contratos bilaterales entre agentes para suministro de energía, se hace uso de la figura de pagaré como garantía del mismo con la cual dicho agente no debe incurrir en costo efectivo para garantizar el cumplimiento del contrato. Así mismo, el porcentaje de contratación bajo este esquema es cercano al 80% entre todos los agentes comercializadores por lo cual la garantía real (efectiva) es del orden del 20% (transacciones en bolsa de energía) de la operación comercial.

• Para las empresas que deseen participar como vendedores, se sugiere adicionalmente que se acepte como garantía inicial para la participación en la subasta, según lo establecido en el literal f) del artículo 34 de la propuesta, una póliza de seriedad de oferta, tal como se solicita hoy en día en los procesos de convocatoria que realizan los agentes. En este sentido, el porcentaje definido es muy alto. La práctica actual del mercado está en promedio en 2%. Por tanto se solicita revisar el porcentaje exigido, para ajustado más a las prácticas actuales del mercado, sin que se pierda la señal económica para el agente incumplido.


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O i'

Sesión No.491

• En el Artículo 50. Garantía de Cumplimiento de Vendedores, es necesario modificar la redacción ya que dice póliza de cumplimiento y en concordancia con la propuesta debe decir garantía.

RESPUESTA:

El esquema de garantías propuesto para el MOR tuvo en cuenta el análisis de cada uno de los instrumentos financieros disponibles realizado por la firma TRIGONO. En la selección de los instrumentos financieros se tuvo en cuenta aquellos con la menor cantidad de factores de riesgo. De acuerdo con el consultor, la Póliza de Cumplimiento tiene los siguientes factores de riesgo:

• Toma de posesión para liquidar por parte de la Superintendencia Financiera de la Compañía Aseguradora.

• Cesión de activos pasivos y contratos o procesos de organización empresarial.• Que la respuesta dada por la Compañía Aseguradora exceda el término legal de un

mes.• Objeción al siniestro por indebida demostración del mismo o del daño a indemnizar y

consecuente proceso ordinario.• Pago parcial de la reclamación por cuantificación del daño.• Operancia de las exclusiones generales o especiales que la aseguradora incluya en la

póliza - Posible no inclusión de la Fuerza Mayor o Caso fortuito como riesgo aseguradle.

• Plazo máximo trianual de mercado, (cuantificación anual de primas técnicas y negociación de reaseguros).

• Que la Aseguradora opte por reposición (cumplir la obligación por cuenta propia como garante v no pague en dinero).

El consultor no tuvo en cuenta los pagarés como una garantía real emitida por los agentes y solo es determinado su uso como requisito cuando se utiliza como garantía financiera los avales otorgados por un tercero. Los riesgos de los avales de terceros son los siguientes:

• Insolvencia del garante, o oue el mismo entre a cualouier tipo de proceso de concordato, liguidación. promoción de empresas o de la Lev de Insolvencia.

• Tardanza o falta de voluntad de pago por parte del garante.• Necesidad de iniciar un trámite ejecutivo en caso de oue no se obtenga el pago a

primer reguerimiento v oue el Garante no sea una persona jurídica constituida en Colombia, situación común en los eventos de Casa Matriz.

Por los riesgos presentados anteriormente, la Comisión no estima conveniente utilizar instrumentos distintos a los definidos, por ser estos los que menos factores de riesgo presentan11.

ISAGEN, XM

11 El consu lto r iden tifico dos fac to res de riesgo de la g a ran tía bancaria , e l ava l bancario y la carta de c réd ito S tand - By, que se citan a con tinuac ión : i) desm e jo ra de la ca lificac ión de la en tidad o to rgan te y ii) que se ob je te la ob ligac ión por incum p lim ien to de requ is itos por el rec lam ante.

P-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS PE LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009

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Sesión No.491

• Además, solicitamos a la Comisión aclaración sobre los instrumentos admisibles, estableciendo si los mismos incluyen efectivamente las pólizas de cumplimiento, dado que éstas no cumplen a cabalidad los criterios aplicables a las garantías, contenidos en el artículo 3 del Reglamento de Garantías.

• En el capítulo II, recomendamos no hacer referencia a pólizas de cumplimiento, ya que este instrumento de garantía de acuerdo con lo establecido en la normatividad colombiana y el mercado asegurador no cumple con los criterios establecidos para las garantías en el Anexo 1

RESPUESTA:

En la resolución se sustituye toda referencia a póliza de cumplimiento por garantía.

COMERCIALIZAR, ASOCODIS, EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN, COMITÉ ASESOR DE COMERCIALIZACIÓN - CAC

• Las garantías de obligaciones emanadas de ¡a subasta MOR para los participantes, tanto compradores como vendedores, deberán ser entregadas en las fechas más próximas posibles a los periodos de compromiso, para minimizar los costos de dichas garantías, ya que estos se definen en buena parte en función del período cubierto por la misma. Por tanto, se sugiere revisar los cronogramas para presentación de garantías, de forma que se optimice al máximo eí costo, sin poner en nesgo de crédito a los participantes del mercado

• Se solicita establecer de manera expresa en la Resolución Definitiva que la fecha para la colocación de las garantías que amparan el cumplimiento del vendedor en el mercado regulado, sea una semana después del cierre de cada subasta, con el fin de que esté cubierto de cierto modo el riesgo de incumplimiento tanto en el período de planeación como en el de compromiso. Sin embargo, podría exceptuarse de la presentación de la garantía de cumplimiento del vendedor durante el período de planeación, a aquellos generadores cuya sobre - oferta por encima de su límite de compromiso de generación, no supere el 10% de este límite, pues esto en realidad no representa un mayor riesgo para la demanda.

• El plazo para otorgar las garantías debe estar acorde con la realidad de las empresas y del mercado financiero para conseguirlas, por lo tanto se sugiere que el plazo sea de 30 días después de la asignación en la subasta

• las garantías de los participantes, tanto compradores como vendedores, se deben presentar en las fechas más próximas posibles a los períodos de compromiso, para minimizar los costos de dichas garantías, ya que estos se definen en buena parte en función del período cubierto por la misma. Por tanto, se sugiere revisar los cronogramas para presentación de garantías, de forma que se optimice al máximo el costo, sin poner en riesgo de crédito a los participantes del mercado.

RESPUESTA:

En la resolución se define que la fecha de presentación de las garantías será definida en la Resolución de Convocatoria de cada una de las subastas a realizar. La Comisión en todo caso entiende que las garantías se deberán entregar a partir del momento en que se asigna la obligación para cubrir el riesgo de incumplimiento de las obligaciones asignadas.


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Sesión No.491

COLINVERSIONES

• “¿Es correcto entender que el artículo 18 del Anexo 1 “Reglamento de Garantías del MOR”, se refiere a Obligaciones de Compra en el MOR y no a Obligaciones de Venta en el MOR?”

RESPUESTA:

Este artículo trata sobre el valor de la cobertura de la garantía para amparar el cumplimiento de compra.

• “¿Cómo se establecerá el límite de participación sin garantías de agentes generadores con plantas existentes, si la declaración de ENFICC de estas plantas para el año A+2, se realiza en el último trimestre del año A+1, y la realización de las subastas está prevista para realizarse entre el segundo semestre del año A y el prímero del año A+1?”

RESPUESTA:

Si se realiza una subasta del MOR para un año del período de transición del Cargo por Contabilidad sería necesario definir qué ENFICC se utilizaría en la resolución de convocatoria. Posterior al período de transición no es necesario precisarlo porque ya es conocido para el mercado.

EMGESA, EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN

• “En caso de agentes cuya energía no atiende usuaríos finales (entendido como Regulado y No Regulado), su factor de riesgo sea valorado como 1. ”

RESPUESTA:

El factor de riesgo depende de las condiciones financieras de la empresa. Por otro lado, para un comprador y vendedor existe una garantía para compra y otra para venta cuando no hay generación.

• “Un generador que vende en el MOR por debajo de sus costos de generación debe otorgar garantías, pues la demanda quedaría expuesta en aquellos casos en que el agente no genere y el precio de bolsa sea superior al MOR (este comentario obedece a que en el Documento CREG - 018 se expresa que en este caso no se deben otorgar garantías)”

RESPUESTA:

La asignación de Obligaciones de Venta del MOR se realiza por agente y no por planta. Esto implica que el cálculo de garantías se realiza sin tener en cuenta el portafolio de plantas y la tecnológia que enfrenta cada generador.

EMGESA, CODENSA, ACOLGEN


Sesión No.491

• Con respecto a ios criterios para la calificación de riesgo crediticio requerida, sugerimos que esta debe corresponder a la Calificación de Deuda Corporativa de largo plazo (no a la de emisiones particulares de las compañías), y deberá ser otorgada por sociedades calificadoras de valores debidamente autorízadas por la Superintendencia Financiera de Colombia.

• En todo caso se solicita precisar, que la calificación de riesgo crediticio requerida deberá corresponder a la Calificación de Deuda Corporativa (no a la de emisiones particulares de la compañía), y que deberá ser otorgada por sociedades calificadoras de valores debidamente autorizadas por la Superintendencia Financiera de Colombia. Esto para focalizar al calificación en coherencia con la naturaleza de lo que se busca asegurar y para garantizar la reputación de las firmas calificadoras.

Dado que la calificación de riesgo que se exige es de corto plazo, debe especificarse que la calificadora sea de carácter nacional.

Así, la calificación de riesgo crediticio requerida deberá corresponder a la Calificación de Deuda Corporativa de largo plazo (no a la de emisiones particulares de la compañía), y deberá ser otorgada por sociedades calificadoras de valores debidamente autorizadas por la Superintendencia Financiera de Colombia.

RESPUESTA:

En la resolución se define, en línea con lo establecido en el artículo 2.3.1.3 de la Resolución 400 de 1995 expedida por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público y la Superintendencia de Valores (actualmente Superintendencia Financiera), que los agentes deberán presentar al ASIC una calificación de emisor o contraparte de corto plazo otorgado por parte de una Sociedad Calificadora de Riesgos vigilada por la Superintendencia Financiera de Colombia.

EMGESA

• Con respecto a la fórmula para calcular el valor de la cobertura a amparar por cumplimiento del comprador, no entendemos por qué al precio MOR se le descuenta el CERE. Sugerimos que el CERE se incorpore dentro del precio.

RESPUESTA:

En la fórmula no se está descontado el CERE, lo que se hace es determinar el margenmáximo definido como la diferencia entre el Precio del MOR y el Precio Piso de Bolsa,que es determinado como el CERE.

ENERGÍA CONFIABLE, XM

• Consideramos muy positivo el producto que sea de mínimo un año calendario, aunque sin aumentar las garantías seria propicio un escenario de 2, 3 anos para ir formando el precio de largo plazo. En este punto hay que tener en cuenta que las garantías que se exijan no cobije inicialmente los 2 o más años, porque haría el proyecto inviable, sino seria tal como funciona hoy en día, que se vaya garantizando los 2 meses siguientes.


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Sesión No.491

• En el Anexo 1, Artículos 14 y 20, debe contemplarse la posibilidad de entregar garantías con vigencia inicial mínima de un año prorrogadle con quince (15) días hábiles de anterioridad.

RESPUESTA:

En la resolución se establece que los agentes “cumplen con la obligación de mantener vigentes las garantías, cuando presenten ante XM S.A. E.S.P. las garantías constituidas con la vigencia indicada en el presente artículo o con una vigencia inicial de un (1) año y las prorroguen conforme al requerimiento de vigencia definido en este artículo, por períodos mayores o iguales a un año, con al menos quince (15) días hábiles de anterioridad a la fecha de vencimiento de la garantía vigente.”

ENERTOLIMA

• Consideramos de gran importancia definir claramente los lineamientos bajo los cuales funcionaría la solidaridad de la demanda en el incumplimiento de obligaciones por parte de un agente comercializador, toda vez, que al redistribuir las compras entre los agentes restantes y enviar al incumplido a la bolsa puede incentivar para ingeniar mecanismos que favorezcan a uno o varios agentes en particular, buscando comprar en el mercado que tenga menores precios (MOR o Bolsa), afectando a los agentes cumplidos.

RESPUESTA:

Con el objeto de evitar comportamientos que coloquen en riesgo el funcionamiento del mercado en la resolución se refuerza el esquema ante eventos de incumplimiento en el MOR.

EPSA, EMPRESAS PÚBLICAS PE MEDELLÍN

• Reiteramos que el esquema de contratación MOR debe limitarse sólo a los vendedores con activos de producción (Generadores) dado que la participación de agentes intermediarios, sin respaldo de activos, incrementaría el riesgo de incumplimiento de las obligaciones contraídas en las subastas.

• Los contratos de energía de respaldo que se tengan en cuenta para disminuir las garantías de bolsa contempladas en la Resolución 019 de 2006 deben tener relación de firmeza con el generador, con el fin que una misma energía no respalde varias veces su cantidad y no estén cubñendo todos los riesgos en que incurre un comercializador que no tiene generación asociada o un generador que tenga compromisos superiores a su capacidad de generación

• Anexo, Artículo 15, numeral 1. No se debe tener en cuenta el contrato bilateral de respaldo que no esté asociado con una energía efectiva

RESPUESTA:

Dado que el MOR y los contratos de largo plazo son mercados de asignación de contratos financieros, la obligación de venta de energía no determina una entrega física de la misma, sino una promesa que dicha venta será realizada al precio de cierre de la subasta,


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Sesión No.491

es decir, provee una cobertura frente al precio de bolsa. Por lo anterior no es requisito de entrada el respaldo con activos de generación por parte de los participantes. De otro lado, la participación de los intermediarios genera mayor profundidad, liquidez y dinámica al mercado, lo que se traduce en una mejor formación del precio. Para evitar que los intermediarios tomen posiciones de venta sobre las cuales no puedan responder, se ha estructurado un esquema de garantías financieras que respaldan los cumplimientos en el MOR.

• Se propone que el cálculo de garantías sea por Empresa y no por agente, de manera que se optimicen los montos a garantizar

RESPUESTA:

El cálculo de las garantías se hace por agente con el objeto de colocar en igual condición la participación de empresas verticalmente integradas y no integradas

ELECTROHUILA

• De acuerdo con la información presentada por la CREG el nuevo esquema es más costoso que el anterior por el efecto de mayores valores por garantías y posiblemente por mayores impuestos (que en la propuesta no está clara la manera de evitarlos)

RESPUESTA:

El esquema requiere un aumento de los montos a garantizar lo que permitirá una mayor fortaleza del mercado. De otro lado, la Comisión realizó un análisis del impacto tributario del nuevo esquema que está disponible en la página de internet.

EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN

• Adicionalmente, se propone que XM adquiera el compromiso de mantener actualizadas a las firmas calificadoras de riesgo sobre el desempeño de los agentes en el mercado eléctrico.

RESPUESTA:

De acuerdo con la Resolución 400 de 1995 “las sociedades calificadoras deberán efectuar monitoreo permanente sobre las calificaciones otorgadas, de tal forma que ante situaciones extraordinarias se informe al mercado cualquier evento o situación susceptible de afectar los fundamentos sobre los cuales se otorgó la calificación". De lo anterior es claro que XM S.A. E.S.P. no debe cumplir la función de reporte de información a las sociedades calificadoras de riesgo sobre el desempeño de las firmas en el mercado porque son estas las responsables de dicho seguimiento.

En todo caso, en la Resolución definitiva se establece lo siguiente en el artículo 24 del Anexo 1:


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O ?

Sesión No.491

"Parágrafo 1. Los agentes deberán reportar al ASIC las fechas de las revisiones periódicas pactadas con la Sociedad Calificadora de Riesgos al momento de presentar la calificación de que trata el presente artículo. Adicionalmente, el Agente deberá reportar al ASIC cuando la Sociedad Calificadora de Riesgos le notifique el inicio de una revisión extraordinaria.

Parágrafo 2. Ei ASIC publicará en la página web que para el fin determine, la información por agente con la calificación de riesgo presentada, la Sociedad Calificadora de Riesgos que la otorga, las fechas de las revisiones periódicas declaradas por el agente y las revisiones extraordinarias declaradas por los agentes en los términos definidos en el parágrafo anterior"

• Si un agente no presenta este requisito, el FCR debe ser 1

RESPUESTA:

En la tabla de FCR se aclara que si un agente no presenta una calificación de riesgo el FCR es 100%.

XM

• De otra parte, no identificamos en el Proyecto de Resolución que los agentes Vendedores y Compradores estén efectivamente garantizando sus compromisos MOR durante la vigencia de los mismos. Es decir, se deja al esquema de garantías de corto plazo el cubrimiento del riesgo de crédito de todo el mercado. En este sentido, vale la pena resaltar que tas Garantías de Comprador y Vendedor establecidas en el Anexo 1 del proyecto corresponden a casos especiales y no a un esquema de garantías general

RESPUESTA:

Las Garantías de Comprador y Vendedor buscan cubrir el riesgo de crédito de aquellos agentes con posiciones de venta o compra sin respaldo real, es decir sin activos o con posiciones especulativas.

• En el literal h. del Artículo 60 y en el literal i) del Artículo 3 del Anexo 1, recomendamos modificar el texto y con las Normas del Estado de Nueva York de los Estados Unidos de América. Cualquier disputa que pueda surgir en relación con la garantía entre el Beneficiario y el Otorgante, será resuelta definitivamente bajo las reglas de Conciliación y Arbitraje de la CCI, por uno o más árbitros designados, de acuerdo con las mencionadas reglas. En todo caso, uno de los árbitros será de nacionalidad Colombiana’1 Por el texto: “o ser exigible conforme con las Nonnas del Estado de Nueva York de los Estados Unidos de América. Estas garantías deberán prever mecanismos expeditos y eficaces para resolver definitivamente cualquier disputa que pueda surgir en relación con la garantía entre el Beneficiario y el Otorgante aplicando las normas que rigen su exigibilidad, tales como la decisión definitiva bajo las reglas de Conciliación y Arbitraje de ¡a CCI, por uno o más árbitros designados según lo establecen las mencionadas reglas, o a través de los jueces del Estado de Nueva York.”


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Sesión No.491

RESPUESTA:

En la resolución se mantiene la redacción previamente planteada.

2.7.9. COMENTARIOS DE REDACCIÓN

EMGESA, CHEC, ANDESCO, EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN, XM

• Es necesario que el Artículo 53 de la Resolución y el Artículo 5 del Anexo 1, se comjan para efectos de determinar claramente a cuáles agentes aplica la presentación de garantías para participar en las subastas. En general, se deben corregir y aclarar los Artículos 49 a 53, uniformizando y precisando las denominaciones y criterios, para efectos de determinar claramente a cuáles agentes aplica la presentación de garantías

• Se sugiere aclarar en los títulos que la Garantía de Cumplimiento para comprador, corresponde únicamente para Mercado No Regulado voluntario, aunque si éste se desarrolla con posterioridad como se propuso no sería necesario incluir este tipo de garantía.

• Deben revisarse los artículos 49 a 53 porque no es claro, que agentes y que garantías se deben presentar para participar en el MOR y/o garantizar las obligaciones derivadas de las subastas.

RESPUESTA:

En la resolución se hace la corrección

• Con respecto a lo contenido en el Artículo 51. no es claro si el comercializador está vendiendo o comprando, sugerimos redactar más explícitamente.

RESPUESTA:

En la resolución se hace la aclaración

• En cuanto a “Artículo 49. Eventos de Garantías. Exclusivamente para efectos derespaldar las Obligaciones de Venta del MOR, se exigirán según sea el caso, lassiguientes garantías:.."Habla de obligaciones de Venta solamente, y debe hablar también de las de Compra, pues cuando se desarrollan las garantías se hablan de garantías del vendedor y del comprador.

• Artículo 49. Eventos de Garantías. “Exclusivamente para efectos de respaldar las Obligaciones de Venta del MOR, se exigirán según sea el caso, las siguientes garantías...”. Les pedimos que este texto quede de la siguiente forma - "Exclusivamente para efectos de respaldar las Obligaciones adquiridas en el MOR, se exigirán según sea el caso, las siguientes garantías...”

• En el artículo 49 consideramos que debe corregirse . .para efectos de respaldar lasObligaciones de Venta del MOR...", por: “para efectos de respaldar las Obligacionesdel MOR".

• En el articulo 53 consideramos debe aclararse la redacción ya que la misma resulta confusa


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Sesión No.491

• En el artículo 54 consideramos que debe indicarse que las obligaciones no sólo se limitan a las de Venta en el MOR, debería ser general e Incluir tanto las Obligaciones de Venta como de Compra en el MOR.

RESPUESTA:

En la resolución se hace la corrección..

• En el parágrafo 2 del artículo 50 debe tenerse en cuenta en el balance de contratos,además de los contratos de venta, los contratos de compra

RESPUESTA:


• En cuanto a “Artículo 51. Garantía de Cumplimiento de Comprador. Loscomercializadores que adquiere Obligaciones de Venta”Debe corregirse por obligaciones de “Compra”.

• Artículo 51. Garantía de Cumplimiento de Comprador. Debe corregirse obligaciones de “Venta" por obligaciones de “Compra”

• En el artículo 51 debe corregirse “Obligaciones de Venta”, por Obligaciones de Compra.

RESPUESTA:

En la resolución se hace la corrección.

• En cuanto a "Artículo 60. Modificase el artículo 3o del Anexo de la Resolución CREG 019 de 2006”.Se está modificando el artículo 2° y no el 3° como se menciona.

• Artículo 60. Corregir, en lugar de artículo 3 debe ser artículo 2. De igual forma, en los parágrafos 1 y 2en lugar de numerales 1 y 2 debe ser literales a) y b)

RESPUESTA:

El artículo que se modifica es el tercero porque el segundo contiene los principios de las garantías

• En cuanto a “Artículo 60.... Parágrafo 1. Para efectos de demostrar el cumplimiento de los criterios 1 y 2”Debe ser a) y b), en lugar de 1 y 2.

• En cuanto a “Artículo 60... Parágrafo 2. Lso Agentes deberán informar al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales -ASIC- cualquier modificación en la calificación de que tratan los numerales 1 y 2“Debe ser literales a) y b), en lugar de numerales 1 y 2.


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Sesión No.491

• En los parágrafos 1 y 2 del Artículo 60 y del Artículo 3 del Anexo 1 debe revisarse si hace referencia a los criterios a. y b., en lugar de los criterios 1 y 2

RESPUESTA:


• En los literales a. y b. del Articulo 60 y del Artículo 3 del Anexo 1 debe analizarse si debe considerarse la calificación de riesgo crediticio de la deuda de corto plazo en lugar de la de largo plazo.

RESPUESTA:

Se mantiene la condición que la calificación de riesgo sea de largo plazo

• “Solicitamos eliminar el Parágrafo 3 del Articulo 60 y del Artículo 3 del Anexo 1, ya que operativamente no permite a los agentes presentar la garantía con el formulario diligenciado en los plazos establecidos y permite al ASIC el debido control al proceso."

RESPUESTA:

En (a resolución se hace elimina el parágrafo 3.

• 'En cuanto a "Artículo 61. Modificase el artículo 4o del Anexo de la Resolución CREG 019 de 2006".Se está modificando el artículo 3° y noe l 4°. ”

• “Artículo 61. Se está modificando el artículo 3o y no el 4o”.

RESPUESTA:


• “En el artículo 62, que modifica la Resolución CREG 019 de 2006, se incluye el texto “...conforme a lo establecido en los capítulos 4 al 6 de la presente Resolución...”; sin embargo, la Resolución CREG 019 de 2006 no está dividida en capítulos."

RESPUESTA:


• “En cuanto a “Artículo 64... B. VALORES A CUBRIR...STR’’De la formula y la descripción se debe excluir el STR, pues ya no es recaudado por el LAC.”

• “Artículo 64. Debe actualizarse esta fórmula en cuanto al STR, de acuerdo con lo contemplado en la Resolución 097 de 2008, considerando que desde diciembre de 2008 el recaudo del STR corresponde a los operadores de red y no a XM"


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Sesión No.491

RESPUESTA:


• "En el artículo 64 modifica la fórmula de cálculo de las garantías del mercado, no se identifica la forma de cálculo y actualización de las garantías que sean presentadas en dólares. En este caso, debe considerarse un valor superior al monto en pesos ya que las variaciones en la tasa de cambio pueden generarle cartera al mercado. ’’

RESPUESTA:

En la resolución se modifica el artículo 5 con el fin de definir el esquema de ajuste de lasgarantías denominadas en dólares

• “En el artículo 64 consideramos conveniente indicar que la variable PB corresponde al promedio ponderado del precio de Bolsa asociado a la Demanda Total. ’’

RESPUESTA:


• “En el Anexo 1 en varios apartes se hace mención al concepto de Persona Jurídica Interesada.”

RESPUESTA:

En la resolución se elimina cuando se hace mención

• En el Anexo 1, consideramos que en la descripción de las variables que se presentan en las fórmulas se debe definir las unidades

RESPUESTA:


• “En el Anexo 1 no se define el plazo de revisión de las garantías por parte del ASIC. ”

RESPUESTA:


• “En cuanto a “ANEXO 1, ... Capítulo III ... Artículo 3. Criterios Aplicables a las Garantías... Parágrafo 1. Para efectos de demostrar el cumplimiento de los criterios 1) y 2)”.Debe ser a) y b), en lugar de 1 y 2."

RESPUESTA:



116

Sesión No.491

• "En cuanto a “ANEXO 1, .. Capítulo I I .. Artículo 3. Criterios Aplicables a las Garantías.. Parágrafo 2. El Agente Generador o la Persona Jurídica Interesada deberá informar al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales -ASIC- cualquier modificación en la calificación de que tratan los numerales 1) y 2).Debe ser literales a) y b), en lugar de numerales 1) y 2).”

• “Anexo 1, Artículo 3, parágrafo 2. Debe ser literales a) y b), en lugar de numerales 1 y 2 . ’ ’

RESPUESTA:


• Anexo 1, Artículo 5. Valor de la Cobertura. Esta fórmula es aplicable a la primera subasta, para las siguientes se debe tener en cuenta el precio del MOR de subastas anteriores

RESPUESTA:


• En el Anexo 1, Artículo 5, se establece la entrega de las garantías de los capítulos IV al VI; sin embargo, consideramos que debe excluirse el Capítulo VI, ya que los plazos para su presentación están regidos por la Resolución CREG 019 de 2006. Implicaría tener vigente la garantía de participación de la subasta hasta la fecha de inicio de despacho de los compromisos MOR.

RESPUESTA:

En la resolución se hace el ajuste

• En el Anexo 1, Artículo 6, hace referencia a garantizar Obligaciones de Venta; consideramos, consistente con la variable QE, que debe hacerse referencia tanto a Obligaciones de Venta como de Compra. Adicionalmente, debe especificarse que la variable PB corresponde al precio de bolsa asociado a la Demanda Total

RESPUESTA:

En la resolución se hace el ajuste correspondiente

• En el Anexo 1, Artículo 6, el subíndice de la cantidad de energía a ofertar o comprar que se encuentra en la fórmula no coincide con el subíndice de la descripción de las variables.

RESPUESTA:


• En el Anexo 1, Artículo 6, no es claro si el promedio del precio de bolsa es un promedio ponderado. Tampoco es claro el período que se toma para el cálculo.

117D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 V 069 DE 2009 0 ^

Sesión No.491

RESPUESTA:


• En cuanto a "ANEXO 1, .. Capítulo til..Artículo 7. Plazo para Presentación de la Garantía. La garantía deberá ser presentada a XM S.A. E.S.P. por parte de los Agentes Comercializadores”Debería referirse a ios agentes generadores y comercializadores a los que le aplique.

• Anexo 1, Artículo 7. Se debe referir a los agentes generadores y los comercializadores a los que aplique

RESPUESTA:


• En cuanto a “ANEXO 1, .. Capítulo III.. Artículo 8. Vigencia de la Garantía. La garantía deberá estar vigente ininterrumpidamente desde la fecha de presentación establecida en la sección anterior1’¿Cuál es la sección anterior?, Será la del artículo 7 o sea desde la fecha que la CREG establezca en la resolución de convocatoria?

• Anexo 1, Artículo 8. Reemplazar el texto “sección anterior1’ por "artículo anterior1’

RESPUESTA:


• En cuanto a "ANEXO 1,... Capítulo III... Artículo lO.Termínación. Para el Agente Comercializador que incurra en cualquier evento de incumplimiento..Debe incluir también el agente Generador que incurra en incumplimiento.

• Anexo 1, Artículo 10. Se debe incluir también al agente Generador que incurra en incumplimiento

RESPUESTA:


• En el Anexo 1, Artículos 11 y 12, entendemos que un agente que ha superado el Límite de Compromisos de Generación, debe aportar garantías por el total de compromisos, y no sólo por el valor en que se ha superado dicho límite.

RESPUESTA:

En la resolución se hace la aclaración que es solo por el excedente de energía del Límite de Compromiso de Generación

• En cuanto a “ANEXO 1,... Capítulo IV... Artículo 11. Obligación a Garantizar y Cumplimiento. ... aquellos generadores con obligaciones de venta de energía superior al Límite de Compromisos de Generación, deberán garantizar el valor total de las Obligaciones de Venta”.

118D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009 0 5

Sesión No.491

El valor a garantizar debe ser sobre el valor que se sobrepasó del límite, por tanto debe corregirse el texto y la fórmula.

RESPUESTA:

En la resolución se hace la aclaración.

• En cuanto a “ANEXO 1, .. Capítulo IV.. Artículo 12. Valor de la Cobertura. 1) Demanda Regulada”.Se debe describir bien las variables de las fórmulas como por ejemplo: h, i, PESC m-1, pues esta es como PESC.

RESPUESTA:

En la resolución se hace la aclaración.

• En cuanto a “ANEXO 1,... Capítulo IV ... Artículo 12. Valor de la Cobertura. 1) Demanda No Regulada”.Se debe describir bien las variables de las fórmulas como por ejemplo: h, i, PESC m-1, pues esta es como PESC.

RESPUESTA:


• Anexo, Artículo 14. La garantía debe estar vigente hasta el fina! de la obligación de venta de energía y treinta y cinco días más

RESPUESTA:

En la resolución se incluye un mes adicional

• En el Anexo 1, Artículos 14 y 20, no se incluye el plazo para realizar ¡a actualización de la garantía, una vez se presente el evento de actualización. Adicionalmente, no se incluye actualización de la garantía por variaciones en la TRM cuando sean presentadas en dólares.

RESPUESTA:


• En el Anexo 1, Artículo 15 Eventos de Incumplimiento, el numeral 1 hace referencia a "... no realice la compra en la bolsa de energía ...” a! respecto consideramos el texto debe aclararse, ya que las compras en bolsa son un resultado automático de la liquidación de la bolsa.

• En el artículo 15 del Anexo No. 1 de la Resolución, se expresa lo siguiente:

Eventos de Incumplimiento. Se considerarán como eventos de incumplimiento los siguientes:


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Sesión No.491

1) Que el Agente Comercializador o Generador que habiendo resultado con asignación de Obligaciones de Venta del MOR no realice la compra en la bolsa de energía o tenga un contrato bilateral de respaldo.

Solicitamos aclarar el anterior texto, debido a que se presta para variasinterpretaciones.

RESPUESTA:


• En cuanto a “ANEXO 1,... Capitulo V... Artículo 18. Valor de la Cobertura. El valor de lacobertura de la garantía para amparar el cumplimiento de venta será...”.Debe ser el de Compra.

• Anexo, Artículo 18. El valor de la cobertura debe afectarse por (1-FA) y no por FA. De igual forma, el valor de la cobertura de la garantía es para amparar el cumplimiento de compra de energía y no de venta

• En el Anexo 1, Artículo 18, debe corregirse “... el cumplimiento de venta...”, por el cumplimiento de compra.

• En el Anexo 1, Artículo 18, en el Parágrafo debe revisarse si por consistencia el FA debería ser 7/12 y no 5/12

RESPUESTA:


• En cuanto a "ANEXO 1,... Capitulo V... Artículo 20. Vigencia de la Garantía Parágrafo 1 y 2”:Debe excluirse Generadores y cambiar la palabra venta por compra y la palabra vendedor por comprador

• Anexo 1, artículo 20. Debe excluirse a los generadores y cambiar la palabra venta por compra y la palabra vendedor por comprador

• En el Anexo 1, Artículo 20, sobre Garantía de Comprador, en los Parágrafos 1 y 2 debe retirarse la mención a generador

RESPUESTA:

En la resolución se hace la aclaración y corrección

• En cuanto a “ANEXO 1,... Capítulo VII ...Artículo 24. Factor de corrección por calificación de riesgo. Las firmas comercializadoras y generadoras que deban presentar garantías conforme a lo establecido en los capítulos VI al VI”.Debe especificarse bien los capítulos.

RESPUESTA:



Sesión No.491

2.8. DEMANDA NO REGULADA

EPM

• "Para efectos de la presentación de la función de demanda no regulada, debe darse claridad con respecto a qué demanda debe considerarse para el efecto, esto es, si la proyección de demanda de los clientes atendidos en el momento de realización de la subasta o si se pueden incluir los nuevos clientes que el comercializador espera atender a futuro. ’’

RESPUESTA

El comercializador que participe para comprar energía con destino a la demanda no regulada puede comprar la cantidad que desee con independencia de la demanda no regulada que atienda.

ISAGEN

• “Adicionalmente, si bien es claro que los usuarios no regulados deben participar por intermedio de un comercializador, debe quedar claro que el comercializador tiene plena libertad de representar o no a un usuario en el MOR, lo anterior con el fin de evitar distorsiones en la interpretación de la norma por parte de los usuarios no regulados del sistema.”

RESPUESTA

No se considera necesario establecer dicha aclaración dado que la resolución no establece ninguna obligación de los comercializadores de representar a los usuarios no regulados.

2.8.1. ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES SUBASTA NO REGULADO

ISAGEN

• En este sentido, sería necesario que la Comisión establezca previamente una regla para la asignación o "calce” de las cantidades asignadas en el Mercado Organizado para el No Regulado entre oferta y demanda, garantizando que no se fraccionen los productos y que el esquema sea transparente.

En nuestro criterio, existen dos alternativas para dar solución a esta situación:

Mantener las condiciones similares a las de la subasta para mercado regulado

Dado que el mecanismo de liquidación y garantías que la Comisión propone para el producto con destino al mercado no regulado lo realiza el administrador del mercado de forma centralizada, ISAGEN considera que no sería necesario que el producto derive en contratos bilaterales ni que se conozcan al final las contrapartes asignadas.


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05

Sesión No.491

En este caso, si bien no existe redistribución de contratos en caso de incumplimiento, cobra especial importancia que no se apliquen factores de flexibilización a las garantías de vendedores y compradores en el MOR con destino al mercado no regulado.

Del mismo modo, este esquema permite que las subastas se realicen de forma más eficiente, al permitir a los agentes alternar en las subastas simultáneas más libremente y sin necesidad de restringir la participación de agentes como vendedores y compradores y de empresas vinculadas.

Establecer una regla de asignación posterior al proceso de subasta.

Debido a que por las características propias del mecanismo no es posible realizar una subasta de reloj descendente que no sea anónima, es necesario que se determine una regla para asignar contratos entre oferta y demanda, que sea posterior a la subasta.

Para ello, podría implementarse un esquema de asignación en orden de inscripción en la subasta. Esta alternativa consiste en dar un orden de inscripción a cada agente y la asignación posterior se realiza entregando los contratos de los agentes asignados en la subasta de acuerdo con ese orden, tanto de compradores como vendedores.”

RESPUESTA

Se acepta el comentario. En el texto de resolución se estableció el procedimiento por el cual se asignan las obligaciones en el producto con destino al no regulado.

2.8.2. CONSTITUCIÓN

CAC

• “En la propuesta se establece que las transacciones en el MOR con destino al Mercado No Regulado se formalicen a través de contratos de largo plazo. Se sugiere respetuosamente que las transacciones no se lleven a contratos bilaterales, porque no agrega nada en cuanto a operatividad, pero incrementa los costos de transacción.”

COMERCIALIZAR

• “Proponemos:Que al igual que para las obligaciones de las subastas del MOR dirigidas al mercado Regulado, no se hable de contratos bilaterales o de largo plazo, sino que se conserve la definición de mecanismo de bolsa para las obligaciones dirigidas al mercado No Regulado con los consecuentes beneficios tributarios y operativos para el sector y los agentes. ”

ENERGIA CONFIABLE


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Sesión No.491

• "Sugerimos que las transacciones en le MOR con destino al Mercado No regulado no se formalicen en contratos bilaterales porque tendría dos implicaciones importantes, una es la parte impositiva que tendría que cargarse al valor del contrato el impuesto de timbre y ¡a otra se perdería el anonimato, el cual si se hace un negocio no se podrían hacer dos. Vemos como gran avance el mantener el anonimato sea cual fuese la energía que se compra, adicionalmente, es la misma energía no vemos el porque de la rotulación. ”

ACOLGEN

• “MERCADO NO REGULADO (...)En este caso las transacciones serían consideradas como transacciones de Bolsa al igual que el MOR, sin que exista la necesidad de la firma de contratos bilaterales.”

EPS A

• "Se propone que el esquema de compra para este mercado sea similar al del mercado regulado, diferenciándose en la participación voluntaria de los agentes compradores, el producto estándar definido por la CREG (1 MWh-día con factor de carga 1) y la declaración de la función de demanda (Precio compra vs Cantidad de energía) de cada comercializador. ”

CHEC

• "En lo relacionado con la exigencia de firma de contratos para el Mercado No Regulado, consideramos que aunque se conozca la contraparte, para todos los generadores y comercializadores que fueron adjudicados, la firma de contratos no sería necesaria, estas transacciones pueden ser manejadas de manera similar a las del mercado regulado. Esta modificación tendría beneficios tributarios para los agentes y no obstaculizaría el funcionamiento del mercado secundario siempre y cuando no exija para la cesión de obligaciones la autorización de la contraparte como lo menciona en el artículo 27 ... Los agentes cesionario y cedente de obligaciones del MOR, así como la contraparte de dicho contrato, deben informar al ASIC de su acuerdo, suministrando la siguiente información...”

EMGESA

• "Propuesta: Se sugiere para el caso de subasta de sobre cerrado que la formación de precio sea uniforme. Para los casos especiales es necesario armonizarlos con una eventual subasta voluntaria y simultánea para el mercado no regulado, el criterio debería recogerse sobre el total de la energía subastada y no solo sobre el mercado regulado, en este sentido sugerimos que el mercado no regulado comparta las mismas condiciones de subasta del mercado regulado, es decir que como resultado del compromiso adquirido en la subasta se maneje una obligación centralizada y no como lo propone la regulación mediante contratos bilaterales.”

EPM

• “Se solicita que en la compra de energía para el mercado no regulado en el MOR se emplee el mismo mecanismo que para el mercado regulado para el manejo de los


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Sesión No.491

contratos una vez se realice ia subasta, es decir, que sea a través del contrato de mandato y no de manera bilateral."

CODENSA,• “La propuesta del esquema MOR para el segmento No Regulado adolece de

problemas dada la naturaleza de los contratos y la limitación a que vendedores puedan ejercer como compradores a la vez.”

XM.

• “Respecto del Mercado Organizado para la Demanda No Regulada, consideramos que debe especificarse la forma en que se asignará la bilateralidad resultantes de la subasta.”

RESPUESTA

En la resolución se hace la modificación para especificar claramente el procedimiento de este tipo de contratos.

Se acoge la solicitud y propuesta presentada. En este sentido se aclara ia redacción del proyecto de resolución para dejar claro que las transacciones para la demanda no regulada serán el resultado de la subasta y se realizan en forma centralizada. Adicionalmente se incluye en el proyecto de resolución una disposición en la que se aclara la forma en que se asignan las obligaciones de para atender la demanda no regulada.

2.8.3. APLAZAMIENTO

CHIVOR

• “En vista de que hay aspectos fundamentales por definir del esquema MORsolicitamos a la CREG se tome el tiempo necesario para los análisis y ajustesrespectivos, evitando una implementación apresurada, por el riesgo que esta no contribuya al crecimiento y dinamización del mercado si no por el contrario conduzca a una disminución de la confianza en las reglas del mercado y por lo tanto afecten la señal de inversión en el país.”

GECELCA

. “MERCADO NO REGULADOCon relación a las subastas para el mercado no regulado, proponemos analizar la posibilidad de implementar dichas transacciones cuando el MOR este debidamente implementado”

EMGESA

• “En el tema de las limitaciones a la participación en las subastas voluntarias deagentes con vinculación económica, es necesario poner en consideración de la Comisión el siguiente caso: si todos los clientes no regulados de un Generador-


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Sesión No,491

Comercializador deseen participar de los beneficios del MOR, se generaría un conflicto para este Generador integrado ya que quedaría condenado a no participar de la subasta y por consiguiente no tener clientes no regulados. Esto es, los clientes no regulados tendrían que ir a! MOR por medio de un comercializador independiente para que el generador pueda ofertar en este mercado. Esta situación limitaría las posibilidades para el usuario. Esta claro la existencia de esta condición?.Propuesta; Se sugiere que inicialmente la operatividad del esquema se aplique exclusivamente a los usuarios regulados y que posteriormente y de forma gradual se incorpore el mercado no regulado, recogiendo ¡a experiencia. De forma complementaria y si no se considera la sugerencia anterior, para incentivar la participación de los agentes integrados (Generador-Comercializador) se sugiere que dentro del balance de energía disponible para participar se descuente la de sus clientes no regulados. ’’

ANDESCO

• “En consecuencia, de manera respetuosa, consideramos que dado el estado de avance se sugiere volver a que el esquema corresponda en una primera etapa al Mercado Organizado Regulado -MOR- y una vez se encuentre en consolidación, se amplíe a la implementación del mecanismo voluntario con destino al Mercado No Regulado. ”

COOENSA

• “La propuesta del esquema MOR para el segmento No Regulado adolece de problemas dada la naturaleza de los contratos y la limitación a que vendedores puedan ejercer como compradores a la vez. En principio no es claro el tipo de contrato, pues se trata de bilaterales en términos de las garantías pero con recaudo centralizado. Igualmente, no queda clara la pertinencia de la regla que impide que un comprador en este mercado pueda ejercer el papel de vendedor, ya que en este segmento de clientes finales han sido evidentes los beneficios en precios cuando el agente generador-comercializador ejerce como proveedor del servicio, y que, de aplicar la regla, no se daría la profundidad suficiente a! mercado que haga que los usuarios obtengan iguales o mejores beneficios a los alcanzados en los últimos años. De acuerdo con esto se propone aplazar la entrada en vigencia del MOR del segmento No Regulado, que puede ser desarrollado en fase posterior a la del mercado regulado.”

RESPUESTA

No se considera necesaria el aplazamiento de la negociación de productos con destino a)a demanda no regulada. Por un lado la subasta mejora en eficiencia y por otro elmercado ha demostrado que este tipo de usuario requiere de un esquema como el que seproyecta.

2.9. TRANSACCIONES EN EL MERCADO

2.9.1. NATURALEZA DE LAS TRANSACCIONES REALIZADAS EN EL MOR


125

os

Sesión No.491

EMGESA, EPSA, EPM, ACOLGEN.

• “Con respecto a la naturaleza de las transacciones y dados los comentarios de los consultores contratados por la Comisión a este respecto, sugerimos que dentro de la Resolución se defina el tipo de transacción (por ejemplo: Se dará tratamiento de derivado financiero)."

"Es necesario que la CREG deje en claro la naturaleza jurídica de las relaciones que se establecerán con el MOR, el momento en que las obligaciones que allí surgen nacen a la vida jurídica, el alcance las obligaciones que asumen los participantes y las condiciones en que se harán exigidles tales obligaciones. ”

• “Es necesario que la CREG deje en claro la naturaleza jurídica de las relaciones que se establecerán con el MOR, el momento en que las obligaciones que allí surgen nacen a la vida jurídica, el alcance de las obligaciones que asumen los participantes y las condiciones en que se harán exigidles tales obligaciones. De seguirse un esquema similar al del Cargo por Confiabilidad, es indispensable que la CREG defina la naturaleza jurídica de la certificación de las obligaciones surgidas en la subasta o su equivalente que se expediría.”

• “Estimamos que debería realizarse un análisis más profundo de la naturaleza jurídica y sus implicaciones, antes de que el MOR empiece a regir, dado el alto impacto que tiene para el mercado y los agentes. ”

• “El consultor le atribuye la naturaleza jurídica de derivado financiero al producto del MOR, pero en la medida en que dicha naturaleza no está definida por la ley ni por la regulación, se trata de una interpretación del consultor, susceptible de ser debatida o contrariada.” Para llegar a esta conclusión el consultor se basa en la definición de derivado del Decreto 1976 de 2008, el cual reglamenta los instrumentos financieros y derivados para entidades sometidas a la inspección y vigilancia de la Superintendencia Financiera de Colombia. Si bien la operación del MOR podría encajar en la definición es claro que el decreto no le es aplicable. Por otra parte el artículo 42 de la Ley 143 de 1994 establece la obligación de los prestadores del servicio de garantizar el servicio mediante contratos de suministro. Debe, entonces, entenderse que las transacciones en el MOR corresponden a los contratos de suministro de que trata la ley so pena de incumplir la disposición de la Ley 143 de1994.”

RESPUESTA

Se considera que las transacciones que se realizan en el MOR corresponden a contratos de suministro. Según lo definido en el artículo 968 del Código de Comercio el suministro es un contrato mediante el cual “una parte se obliga a cambio de una contraprestación, a cumplir en favor de otra independientemente, prestaciones periódicas o continuadas de cosas o servicios." En el MOR estos contratos resultan de la interacción de oferta y demanda en las subastas que se realizarán en el esquema propuesto y permiten a los comercializadores asegurar la compra de la energía que requieren para atender su demanda, la cual es entregada por quienes resulten vendedores a través del mercado de corto plazo. Los vendedores por su parte se obligan a asegurar la entrega de las cantidades de energía resultado de la subasta a los precios definidos en ella. Los

126D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE U\S RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009 OS

Sesión No.491

contratos permiten a la demanda cubrirse de las variaciones en el precio del mercado del corto plazo, sin que se exija la entrega física por parte del generador con una planta determinada, por esta razón se entienden como instrumentos financieros. Se ajustó la redacción de los diferentes apartes de !a propuesta normativa para dar claridad sobre este aspecto.

2.9.2. TRANSACCIONES DEL MOR COMO PARTE DE LA BOLSA DE ENERGÍA

CAC, EMGESA, EPSA, EPM

• "... en la definición de las transacciones en Bolsa de Energía, se incluye como un nuevo elemento la negociación de energía a través del mecanismo del MOR para UR, pero no para UNR, el cual se materializa a través de contratos de largo plazo. Esta diferencia en las definiciones podría poner en riesgo tributario el concepto de transacción en Bolsa para las compras del Mercado Regulado, por el tratamiento disímil para dos transacciones cuyo origen es el mismo. ”

• “Entendemos que el criterio de incorporar las transacciones del MOR como una más de la bolsa, obedece a las ventajas que en materia de liquidación, carga impositiva y costo de transacciones ofrece esta alternativa. Sin embargo las modificaciones propuestas que este hecho genera sobre la resolución CREG 025 de 1995, preocupan en cuanto la interpretación que se puede derivar sobre la redacción propuesta, ya que lo dispuesto en el Artículo 55 (modificación de Bolsa de Energía) se podría interpretar que el despacho de generación depende de las transacciones del MOR, convirtiendo este mercado en uno físico, lo cual no responde a la filosofía del mercado; adicionalmente se podría entender que el proceso de definición del precio spot también se forma a través de! MOR. Por lo tanto proponemos no modificar la definición de Bolsa de Energía y dentro de las Operaciones en el Mercado Mayorista incluir una adicional que corresponde a los contratos del MOR y especificar que su liquidación se incorporará dentro de la bolsa de energía, sugerimos la siguiente redacción:

Articulo 7° Operaciones en el Mercado Mayorista...

c. Contratos de Energía en el MOR: Son aquellos que se celebran a través del Administrador del SIC para la enajenación hora a hora determinados por las subastas del MOR y cuyas garantías y recaudo se determinan por lo establecido en la regulación vigente y cuya liquidación se incorpora a la bolsa de energía. ”

• “Se sugiere revisar la definición de bolsa contenida en el artículo 55, debido a que podrían interpretarse que los contratos MOR son físicos y no financieros. ”

• “Consideramos que las modificaciones propuestas a la Resolución CREG 025 de 1995 en cuanto a la definición de Bolsa de Energía y Operaciones en el Mercado Mayorista, si bien buscan armonizar las operaciones en el mercado frente a la definición del producto en el MOR como una transacción más de la Bolsa, la modificación planteada podría entenderse como si el despacho de generación dependiera de las transacciones en el MOR. Ante esta situación, sugerímos no modificar la definición de


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Sesión No.491

la Bolsa de Energía y que se defina de manera independiente los Contratos de Energía en el MOR y no incorporados dentro de la definición de Contratos de energía en la Bolsa, aunque compartan características que les permiten ser liquidados como una operación en la Bolsa.’’

RESPUESTA

La definición de Bolsa de Energía propuesta en el artículo 55 de la Resolución CREG 023 de 2009 hace referencia en forma genérica a que el MOR hacen parte de ésta las transacciones que resulten de las subastas del MOR con lo cual se entienden incluidas las subastas para energía destinada a usuarios regulados y no regulados.

Es claro que la propuesta para la implementación del MOR no supone la modificación del despacho de generación que se realiza actualmente. La propuesta supone que los contratos del MOR son financieros y el despacho de generación se sigue realizando conforme a lo establecido en las normas vigentes del mercado de corto plazo.

Se considera importante mantener la propuesta de que el MOR haga parte de la Bolsa de Energía.

Sin perjuicio de lo anterior se ajusta la redacción del artículo para asegurar un entendimiento adecuado del mismo.

2.9.3. SEGURIDAD JURÍDICA, CLAUSULA DE AJUSTE

CHIVOR, EPM.

• “...considera que la propuesta MOR debe recoger los mecanismos de seguridad jurídica, comercial, tributaria establecidos hoy en día en los contratos bilaterales con base en los cuales se generan obligaciones y derechos entre los agentes para atender la demanda regulada.Consideramos que la Comisión debe emitir una reglamentación en los siguientes aspectos.

- Asegurar a los agentes la permanencia en el tiempo de las reglas estipuladas en la reglamentación que impíamente el MOR;- Establecer penalidades adicionales por el incumplimiento de los compromisos adquiridos por los agentes, diferentes de las garantías establecidas en la propuesta, de manera tal que se minimice el incentivo a incumplir las obligaciones en este mercado;- Incluir una regla particular que establezca mecanismos de restablecimiento del equilibrio económico de los compromiso adquiridos, de tal manera que los cambios que se generen por decisiones por otras entidades del estado o entes territoriales o por cualquier condición exógena de la obligación, no se afecten los ingresos esperados en el contrato”

• “En el MOR no se tendrán contratos firmados con la contraparte donde se incluyan cláusulas como la de equilibrio económico que pudiera en su momento solventar algún cambio de reglas de juego por parte del regulador, de los entes departamentales y municipales y del propio gobierno. En el esquema MOR el precio que se pacta se respeta y solo es susceptible de cambios del IPP, pero si hay cambios en los aspectos


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tributarios a futuro, nuevos gravámenes, etc., no hay una actualización del precio de entrega si éste resulta afectado, por lo que considera importante explorar mecanismos que mitiguen este riesgo.”

RESPUESTA

No se prevé la inclusión de cláusulas de ajuste económico para las transacciones que se realicen en el MOR. El mecanismo MOR pretende, entre otras cosas, obtener una estabilidad en el precio que se traslada al usuario final regulado, precio que se obtiene como resultado de la subasta, teniendo como único ajuste el que se realiza con el IPP. La inclusión de cláusulas de este tipo implicarían variaciones en el precio indeterminadas con posterioridad a la subasta, lo cual sería inconveniente.

En relación con la seguridad jurídica de las obligaciones, reiteramos que se incorporó expresamente en la resolución una disposición que prevé que los contratos y las obligaciones que se derivan de ellos se regirán por las normas vigentes al momento de su celebración.

2.9.4. CERTIFICACIÓN DE LAS TRANSACCIONES

EMGESA, EPM, ACOLGEN.

• “De seguirse un esquema similar al del Cargo por Confiabilidad, es indispensable que la CREG defina la naturaleza jurídica de la certificación de las obligaciones surgidas en la subasta o su equivalente que expediría el ASIC.

• “Se solicita que se expida un certificado de obligaciones de compra-venta de energía a aquellas empresas que resulten con asignaciones en el MOR. Este certificado se considera necesario para darle estabilidad y solidez a los compromisos adquiridos en este mercado, para soportar la cesión de contrato en el mercado secundario y es de utilidad para tramitar créditos; además existe un antecedente similar en los certificados del Cargo por Confiabilidad.”

• “Considerando que tanto los compradores como los vendedores en el MOR, adquieren obligaciones de largo plazo, ACOLGEN considera fundamental que se establezca el mecanismo mediante el cual el ASIC certifica la obligación adquirida por cada uno de estos. Para tal fin se podría implementar una certificación similar a la utilizada para las Obligaciones de Energía del Cargo por Confiabilidad. Permítanos resaltar la importancia de dicha certificación, en la medida en que esta permite sustentar ante diferentes entidades los compromisos adquiridos por cada uno de los agentes.”

RESPUESTA

El comentario se acoge y en la propuesta se establece que el ASIC podrá emitir undocumento en el que conste las asignaciones resultado de la subasta.


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Sesión No.491

2.10. OTROS COMENTARIOS ESPECÍFICOS

EMGESA, ACOLGEN

• "De la forma como se encuentra redactado el Artículo 54 se puede inferir que si bien lanormatividad que se aplica a cada subasta es la que está vigente a! momento de surealización, no es así en casos de cesión de obligaciones o incumplimientos.”

• “De la forma en la que se encuentra redactado el artículo 54 se puede inferir que si bien la normatividad que se aplica a cada subasta es la que está vigente al momento de su realización, no es claro que normatividad apirea en casos de cesión de obligaciones o incumplimientos. ”

RESPUESTA

Se acoge el comentario, se ajusta la redacción para hacer claridad sobre el alcance delartículo.

XM

• "En los Artículos 55 y 56 debe hacerse referencia a la Resolución CREG 024 de1995.’’

RESPUESTA

Se acoge el comentario, se corregirá el error contenido en el texto propuesto.

CODENSA

“El inciso 5° del artículo 58 se debe corregir, ya que la asignación de contratos no debeexceder la demanda del comercializador, no la nacional.”

EPM

• "Artículo 24. Corregirlo de capítulo VI al VI, debe ser IV al VI.”• “Articulo 33. En el literal a), segundo párrafo, se entiende que se refieren a los

comercializadores con demanda no regulada.”

RESPUESTA

Se realizan los cambios en la resolución.

EPM

• "Indicar claramente a partir de qué momento se deroga la Resolución CREG 20 de 1996 y la Resolución CREG 167 de 2008 en los aspectos relacionados con la contratación de energía para el mercado regulado mediante el mecanismo de contratación bilateral. ”


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RESPUESTA

Las normas actualmente vigentes sobre la compra de energía para el mercado regulado continuarán vigentes hasta tanto se hayan adoptado las nuevas disposiciones que regirán este tema.

CODENSA

• “Es fundamental que se defina el mecanismo mediante el cual serán trasladados a los agentes vendedores los rendimientos derívados de los recursos recaudados y administrados porXM en virtud del MOR.”

RESPUESTA

La energía vendida en el MOR durante el período de compromiso se paga en las condiciones y plazos establecidos y con las actualizaciones establecidas en la resolución.

ELECTROHUILA

• "Es preocupante el cambio abrupto de un esquema descentralizado a un esquema centralizada con un único comprador, en el cual es el Regulados quien tendrá una responsabilidad directa (para todo el país) sobre los resultados que arroje el mecanismo de fomnación de precio, que de funcionar inadecuadamente impactaría directamente al usuario final en todo el mercado colombiano, teniendo en cuanta que el MOR aún es un esquema inmaduro y el esquema actual, aunque tiene problemas, viene siendo desarrollado hace 14 años.”

RESPUESTA

No se considera que el cambio entre el esquema de convocatorias públicas y el MOR pueda llamarse abrupto, dado que el esquema MOR ha sido resultado de un proceso de estudio y análisis de más de 4 años, en el cual se han contratado varias consultorías con expertos nacionales e internacionales, y adicionalmente se ha tenido una amplia participación de los agentes y del administrador del mercado.

Adicíonalmente se considera un periodo de transición entre el esquema vigente y el nuevo esquema que permitirá hacer los ajustes internos de cada empresa.

ELECTROHUILA

• “En la actualidad, algunas empresas han invertido en sistemas de información e infraestructura necesaria para reducir los riesgos que plantea la mala planeación y los esquemas de compra y eso se ve reflejado en la mayoría de los casos en precios menores con respecto de mercado. Esta infraestructura se perdería, por lo que el nuevo esquema impactará en lucros cesantes de todo tipo e incluso desempleo. ”

RESPUESTA


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Estos recursos pueden ser utilizados en otras transacciones del mercado, como son todas las relacionadas con la demanda no regulada, entre otras.

ELECTROHUILA

• “De acuerdo con la información presentada por la CREG el nuevo esquema es más costoso que el anterior por el efecto de mayores valores por garantías y posiblemente por mayores impuestos (que en la propuesta no está claro la manera de evitarlos)."

RESPUESTA

El incremento en los costos mencionados se compensa por los menores costos por la preparación de convocatorias y propuestas en el esquema actual, el disminución del riesgo de contraparte, mayor competencia en el mercado y la mejora en eficiencia económica, principalmente.

ELECTROHUILA

• “En la actualidad, el Ministerio de Minas y Energía ha planteado la inquietud de una colusión en la formación de precios en bolsa, lo que ha llevado a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios a adelantar una investigación de la cual no se conoce aun sus resultados. En el nuevo esquema, se repetiría la formación de precios que actualmente se realiza en la bolsa, con el ingrediente adicional de la participación de algunos comercializadores que lo harían en desventaja ya que tienen que adquirír una garantía que trae costos adicionales."

RESPUESTA

Precisamente mecanismos como el MOR son una herramienta de contratación para el control de estrategias antlcompetltlvas en el mercado de corto plazo como está ampliamente documentado en la literatura (Ver Wolak, 2009).

EMCALI

• “Eficiencia económica: Si la oferta se presenta en forma voluntaria y no hay un control garantizado de precios, no está claro cómo se logra este principio, cuando algunos oferentes con posición dominante pueden orientar los precios al alza, sobre un mercado que no es suficientemente maduro, lo cual no garantiza formación eficiente y objetiva de precios. Aunque en la propuesta existe como alternativa la subasta de sobre cerrado, tampoco hay garantía de que este mecanismo logre la eficiencia económica. ”

RESPUESTA

La eficiencia económica en un objetivo del esquema MOR y en gran parte depende del nivel de competencia que se presente en las subastas y para tal fin se han establecido una serie de medidas en el diseño de esta.


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EMCALI

• “Principio de estabilidad: Se entiende como la cobertura a las variaciones de los precios de bolsa. Serán los generadores en forma directa, mediante ¡a energía que decidan voluntariamente ofertar en las subastas, los que definan los niveles de contratación y exposición a la bolsa, de la demanda del mercado regulado. No es claro el cumplimiento de este principio si los generadores son juez y parte. Se requieren mecanismos que garanticen niveles de cobertura mínima de la demanda y control de riesgo en protección de la demanda.”

RESPUESTA

Los contratos resultantes de las subastas del MOR permitirán cubrir al vendedor y al comprador de las variaciones del precio de la bolsa.

Por otro lado, como se han mencionado en anteriores ocasiones, el diseño de la subasta tiene por objeto controlar el efecto de la concentración del mercado.

EMCALI

# “Principio de transparencia: No es claro como se logra el cumplimiento de este principio si: i) No hay garantía de participación de los generadores en la subastas del mercado regulado, por ser voluntaria y por tanto, no hay garantía de cubrimiento de toda o parte razonable de la demanda subastada, ii) No hay garantía de transparencia ni eficiencia en la formación de precios, si no se conoce como los oferentes construyen y establecen los precios de oferta, y estos no guardan una relación mínima con variables fundamentales de referencia del mercado. Aunque este último aspecto, se considera debe manejarse a través de la función de demanda del mercado regulado, sin embargo, como hay poco detalle de cómo se establecería esta función de demanda por parte de la CREG, mantenemos la observación. ”

RESPUESTA

El Mercado Organizado es un esquema que se define explícita y públicamente, que contiene incentivos para la participación de agentes vendedores y cuyo mecanismo de subasta permite que éstos revelen su curva de oferta

EPM

* “De acuerdo con lo definido en el artículo 50 del proyecto de resolución, se entiende que las plantas menores podrán participar en el MOR, en tal sentido, es necesario revisar la regulación aplicable a la comercialización de energía de estas plantas. ”

RESPUESTA

Se analizará el tema para realizar los ajustes que sean del caso.

2.11. TEMAS TRASVERSALES


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2.11.1. CONTRATO DE MANDATO

CHIVOR, EMGESA, EPSA, XM, ASOCODIS, EPM, CODENSA, ACOLGEN, ANDESCO,ESSA

• “Revisar de forma inmediata las condiciones del contrato de mandato con el fin de que incluyan ¡os nuevos deberes y responsabilidad de XM bajo el esquema MOR. ”

• “No resultan claras las obligaciones y facultades del “Administrador de la Subasta”, (XM) máxime cuando a quien se le asigna este rol es a la vez el Administrador del Mercado ASIC (recaudo), lo que consideramos debe tenerse presente en el momento en que la CREG defina el reglamento de la subasta, pues la relación de los agentes con el administrador de la subasta y con el ASIC tienen fuentes regulatorias diferentes y efectos jurídicos distintos. En este orden de ideas, se sugiere que se revise el contrato de mandato frente a las nuevas responsabilidades que se le están asignado al Administrador del Mercado."

• “Se requiere actualizar el Contrato de Mandato con el ASIC para que incluya las actividades derivadas de la participación en el MOR.

• “Se deben regular las funciones del administrador de forma que éste asuma la gestión total de la cartera incumplida."

• “Tenemos conocimiento que algunos agentes del Mercado están señalando como un punto central para la entrada en vigencia del MOR, la revisión del Contrato de Mandato celebrado con XM. Al respecto, queremos expresar que habiendo sido definido por parte de la CREG el MOR como una transacción en Bolsa, no se requeriría revisar o modificar el contrato de Mandato, dado que el mismo es un contrato especial, íntegramente regulado. “

• “...consideramos conveniente que la CREG ratifique expresamente que todos los agentes del mercado mayorista asumen el riesgo de crédito de las cuentas por transacciones en la bolsa de energía no cubiertas por garantías, incluidas las transacciones del MOR, y en consecuencia, no hay responsabilidad de XM como Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales para con los acreedores del mercado mayorista sobre los pagos pendientes. ”

• “Se requiere que el contrato de mandato con el ASIC, se modifique para incluir las transacciones derivadas del Mercado Organizado MOR.”

• “Considerando las responsabilidades adicionales que a partir de la entrada del MOR se generan para el administrador del mercado, es necesario revisar a profundidad el contrato de mandato entre XM y los agentes del sector, con el propósito de reglamentar aspectos tales como: mecanismos más expeditos de solución de conflictos y la institucionalización y tecnificación de la rendición de cuentas por parte del mandatario. Para ellos, la CREG no sólo debería hacer el papel de facilitador entre los involucrados, sino, además, determinar la forma como dichos asuntos podrían ser incluidos en el contrato de mandato. ”


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• “No resultan claras las obligaciones y facultades del “administrador de la subasta’’, máxime cuando a quien se le asigna este rol es a la vez el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, lo que consideramos debe tenerse presente en el momento en que la CREG defina el reglamento de la subasta, pues la relación de los agentes con el administrador de la subasta y con el ASIC tiene fuentes regulatorias diferentes y efectos jurídicos distintos, lo cual incluso es conveniente desarrollar en el contrato de mandato del ASIC.’’

• “En varios apartes del documento se menciona, que el esquema del MOR y las transacciones que de él se deriven, sería administrado por XM, en el marco del contrato de mandato que actualmente está firmado entre esta empresa y los agentes del mercado.

Este hecho potencia las relaciones entre los agentes y XM que se desarrollan bajo el contrato de mandato. En la actualidad, sabemos que existen diferencias y aspectos a ajustar en el contrato como lo ha manifestado ACOLGEN en varias oportunidades."

• “Dicha revisión se hace aún más necesaria, pues el SIC pararía de administrar y liquidar el 30% de las transacciones de las ventas de los generadores, a liquidar el 100% de dichas ventas (entra a administrar y liquidar el 70% de las transacciones que hoy en día venden mediante contratos bilaterales."

• “Así las cosas, se hace imperativo modificar el contrato en los siguientes aspectos, entre otros:

- Mecanismos alternativos de solución directa de las controversias que surjan en razón del desarrollo, ejecución, liquidación del contrato. El contrato de mandato no prevé, en forma expresa, esta facultad.

- Disponibilidad de información y confidencialidad de la misma. Debe regularse con precisión, cuál es la información pública, cuál es de naturaleza confidencial, cuál puede entregarse a terceros, así como el procedimiento interno para acceder a la información pública.

- Gestiones judiciales para recuperación de cartera. Un mandato integral debe llevar a que en el evento de incumplimiento de los agentes compradores, XM pueda actuar judicialmente en los procesos de ejecución.

- La CREG debe establecer una metodología que incluya una consulta previa para la fijación de los cargos por servicios de ASIC, LAC. Las diversas y cada vez mayores actividades desarrolladas por XM, pueden implicar distintos costos, que deben ser tenidos en cuenta en la determinación de los cargos por servicios.

- Institucionalizar y tecnificar la rendición de cuentas del mandatario. Establecer un sistema de información ágil, periódico, sobre las actividades desarrolladas en cumplimiento del mandato."

• “El concepto del tributarista contratado por la CREG da a entender que el ASIC asumiría posición de compra o venta de energía. Esto generaría efectos frente a la obligación de pagar Industria y Comercio en Medellin... sería necesario precisar que en la regulación del MOR el mandato conferido al ASIC no se extiende a la compra o venta de energía; es decir no se asumiría la posición de los agentes del mercado, sino que el mandato estaría limitado únicamente a la compensación y liquidación de las operaciones que se realicen entre los generadores y los comercializadores. ”


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• se requerirá aclarar la forma como se estructurarán documentalmente las relaciones y obligaciones derivadas de las transacciones que se efectúen a través del MOR. Específicamente consideramos importante definir los aspectos relativos a las reglas que regirán la relación entre el ASIC y los agentes inten/inientes en el mercadoy cómo dicha relación se instrumentará documentalmente En esta materia seráimportante definir si entre el ASIC y los agentes se suscribirá algún contrato o si por el contrario la relación estará mediada por las estipulaciones que se formulen en la regulación... Respecto de la relación entre los compradores y vendedores es claro que la regulación propuesta por la CREG considera que las operaciones que estos realicen en el MOR no deberán estar soportadas en contratos, documentos o certificación alguna para que se encuentren debidamente soportadas o probadas.”

• “Evaluar la posibilidad de establecer los mecanismos o procedimientos necesarios para el manejo de controversias que surjan del manejo de las disposiciones del MOR."

• “Así mismo, sugerimos a la Comisión que se incorpore explícitamente en el contenido de la Resolución definitiva el mecanismo y responsabilidad del administrador del mercado, para la recuperación de los dineros incumplidos y el destino de estos recursos, en caso que éstos sean efectuados con posterioridad a la ejecución de las garantías."

RESPUESTA

Después de analizar los comentarios remitidos y de las reuniones realizadas con varios agentes, se observa que los aspectos planteados en referencia al contrato de mandato existente entre el ASIC y los agentes del mercado, tales como la rendición de cuentas, el recaudo de cartera, los mecanismos de solución de conflictos, etc., no son temas específicos que resultan de la propuesta de implementación del Mercado Organizado, sino elementos que atañen en general a la gestión que hace XM como mandatario respecto del la operación del Mercado.

En este orden de ideas, se considera que el contrato de mandato existente actualmente permite a XM, como administrador del ASIC, asumir las nuevas obligaciones y funciones que se crean para la administración y operación del MOR, sin que haya lugar a vacíos que puedan afectar el normal desarrollo de las relaciones entre los agentes. Consecuentemente, si bien puede analizarse la necesidad de revisar el contrato de mandato e introducir modificaciones, consideramos que dicha revisión no es elemento indispensable para la implementación del MOR y puede ser ejecutada en una etapa posterior.

En cuanto a las obligaciones y deberes del administrador de la subasta están asignadas y definidas en el reglamento de la subasta que se presentó para comentarios mediante la Resolución CREG 069 de 2009 y que se encuentra en el anexo del nuevo texto que se presenta para consulta. Se debe reiterar que la función del ASIC se circunscribe a la organización de la subasta, la determinación de las obligaciones que se derivan de ella, la compensación y liquidación de las transacciones y la administración y ejecución de las garantías, cuando se requiera. La propuesta no plantea la posibilidad de que el ASIC sea parte de las obligaciones de compra y venta de energía que se derivan del MOR y por tanto, su responsabilidad se limita a la adecuada ejecución de las funciones que le asigna


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la regulación. Se reitera que las transacciones del Mercado Organizado hacen parte del mercado de energía, específicamente de la Bolsa de Energía y las funciones que realice el ASIC respecto de ellas tienen la misma fuente que las demás que realiza frente a las otras transacciones del mercado.

Finalmente, en cuanto a la solicitud de que se defina una metodología para la remuneración del CND ASIC, es pertinente recordar que la normatividad vigente, Decreto 2696 de 2004, prevé la consulta de las propuestas regulatorias para de determinación de los cargos, y en cumplimiento de ello la Comisión hizo pública la Resolución CREG 092 de 2006 en la cual se planteó la propuesta metodológica para la remuneración de las actividades del ASIC, CND y L4C. Agotado el proceso de consulta y analizados los comentarios de los agentes, se aprobó la Resolución CREG 81 de 2007.

2.11.2. LIMITACIÓN DE SUMINISTRO

CAC, EMGESA, EEC, ASOCODIS, ANDESCO, EPM, ISAGEN, EPSA

• “Adicionalmente, es necesaria una revisión integral de los procedimientos de Limitación de Suministro, para que se den las señales claras a los agentes incumplidos, y se optimicen los costos de dichos procedimientos. En la actualidad, el CAC adelanta una revisión que se espera poner a consideración de la CREG en próximos días".

• "Limitación de suministro: Frente a los cambios que en materia de liquidación, recaudo y cálculo de garantías plantea la propuesta CREG, atentamente sugerimos revisar lo establecido en los Artículos 2 y 3 de la Resolución CREG 001 de 2003; relacionada con los procedimientos para Limitación de Suministro. ”

• para compensar la flexibilización del esquema de garantías propuesto en la Resolución, se solicita a la Comisión revisar las características actuales del mecanismo de limitación de suministro para definirlo como instrumento de protección al mercado regulado, y no regulado más riguroso."

• “Dada la reasignación de las Obligaciones de Compra de los comercializadores que incumplan entre lo demás comercializadores, “se solicita a la Comisión revisar posibles comportamientos oportunistas, algún comercializador prefiera acudir a la bolsa ante precios de bolsa menores a los del MOR y fortalecer el mecanismo de limitación e suministro o intervención para los agentes incumplidos, de tal manera que sea más rápida y severa su aplicación tanto en su iniciación una vez se presente el incumplimiento (disminuir los tiempos para dar inicio a su aplicación), como en el número de horas a limitar el servicio a dicho agente, protegiendo así los intereses de todos los usuarios regulados. ”

• “.. es necesario revisar el actual esquema de Limitación de Suministro para lo cualsugerimos:

• Disminuir los plazos de aplicación de limitación de suministro.• Ampliar las horas de limitación de suministro para el agente incumplido. ”


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• "Dado que se propone flexibilizar el esquema de garantías tanto para el MOR como para la bolsa, es necesario revisar el actual esquema de limitación de suministro con el fin de que se convierta en una medida efectiva para evitar que los agentes incumplan en el mercado. En tal sentido se propone lo siguiente:

- Disminuir los plazos de aplicación de limitación de suministro, de tal forma que el periodo comprendido entre el inicio del proceso de limitación de suministro y ia limitación efectiva sea menor que el actual.

- Ampliar las horas de limitación de suministro para el agente incumplido y eliminar la gradualidad que se aplica actualmente en las horas de limitación del suministro. ”

• "En caso que el comercializador incumplido no asumiera los costos descritos anteriormente, sugerimos que se le aplique la medida de “Limitación de Suministro". Al respecto, si bien la Comisión en su Documento 018 de 2008, manifestó que está analizando la conveniencia de acelerar e intensificar el esquema de “Limitación de Suministro” vigente, ISAGEN se permite someter a su consideración la disminución de los plazos que existen entre el incumplimiento en las obligaciones del mercado y la medida de “Limitación de Suministro” como tal. De esta forma, consideramos que el tiempo que quedarían expuestos los vendedores al riesgo de mercado, debería ser el menor posible. ”

• para blindar aun más el esquema y dar tranquilidad al operador del mercado, la limitación de suministro puede robustecer sus condiciones agilizando los tiempos para su aplicación, aumentando la duración de los eventos de corte del servicio y agilizando los procedimientos para la intervención por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios."

• “Se deben diseñar mecanismos que estimulen el cumplimiento de los agentes, tanto en los pagos como en la colocación de garantías, y se debe reducir el riesgo de que los agentes incumplidos se beneficien cuando el precio en la Bolsa sea bajo (compradores) o alto (vendedores). Dichos mecanismos pueden incluir lo siguiente:

• Fortalecer el proceso de limitación de suministro, de manera que sea más ágil y se inicie con un mayor número de horas de limitación. ’’

RESPUESTA

El esquema de limitación de suministro fue modificado mediante resoluciones CREG 39 y 40 de 2010 y se incluyó el retiro del mercado mediante resolución CREG 47 del mismo año. Adicionalmente, se harán complementos y ajustes a estas resoluciones para fortalecer el esquema.

2.11.3. CAMBIO DE USUARIOS DEL MERCADO REGULADO AL NO REGULADO Y CAMBIO DEL LÍMITE PARA SER USUARIO NO REGULADO

CAC, COMERCIALIZAR, EMGESA, ESSA, XM, ELECTRICARIBE, ASOCODIS, EPSA


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• “En cuanto al cambio de usuarios del mercado regulado a no regulado y viceversa, se sugiere respetuosamente mantener las condiciones de movilidad entre mercados definidas actualmente por la regulación. Sin embargo, en el evento en que la Comisión decida realizar un cambio en los límites para acceder al Mercado No Regulado, debería tomarse la decisión antes de la primera subasta del período de compromiso a partir del cual se establecería dicho límite, para incorporar un mecanismo de ajuste gradual de la demanda del mercado regulado a contratar en el MOR, de forma que se considere el posible efecto de la movilidad de los potenciales nuevo UNR por cumplir con los nuevos límites de participación en el mercado. ”

• “Respecto a los compromisos adquiridos en el MOR, consideramos debe indicarse las consecuencias y medidas respecto de la migración entre Demanda Regulada y No Regulada"

• “En cuanto a! cambio de usuarios del mercado regulado al mercado no regulado y viceversa, se propone mantener las condiciones de movilidad entre mercados definidas actualmente por la regulación. En caso contrario, en el evento en que la Comisión decida realizar un cambio en los límites para acceder al Mercado No Regulado, se debe establecer antes de la primera subasta del período de compromiso a partir del cual se establecería dicho límite, toda vez que se deberá considerarse en la proyección de demanda dicha condición.”

• ‘En concordancia con lo anterior, es necesario dejar claras las reglas mediante las cuales un usuario regulado puede pasar al mercado no regulado y viceversa, esto con el fin de dar estabilidad a los comercializadores y evitar exposiciones en la bolsa de energía que puedan incrementar su riesgo de pago.Propuesta: Sugerimos que los usuarios que pasen del mercado Regulado al No regulado y viceversa cumplan por lo menos con el periodo de compromiso asociado a las negociaciones del MOR.”

• “TRASLADOS DEL MERCADO NO REGULADO AL REGULADO Y VICEVERSA Finalmente, como lo comentamos en nuestra anterior comunicación insistimos, en que las características de un producto bajo la modalidad pague lo contratado, exige la adecuada definición de una demanda lo mejor estimada. Actualmente los usuarios cuentan con cierto grado de libertad y flexibilidad en el traslado del mercado Regulado al no regulado y viceversa, este entorno introduce un riesgo para la demanda que atiende usuarios regulados. Por lo anterior, sugerimos sean revisados los esquemas actuales de participación de los usuarios, de tal manera que se genere cierto grado de estabilidad en la proyección. ”

• “Frente a la definición de la Demanda Objetivo, consideramos importante que la comisión tenga en cuenta que con el actual sistema de cambio de mercado de Regulado a No Regulado, se podrían presentar fluctuaciones que afectan la demanda objetivo establecida y/o la posterior liquidación de los compromisos en el MOR. ”

• “Respecto de los compromisos adquiridos en el MOR, consideramos debe indicarse las consecuencias y medidas respecto de la migración entre Demanda Regulada y No Regulada. ”


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• "Las reglas de migración de usuarios al mercado no regulado y viceversa se deben precisar para evitar el oportunismo de los usuarios con respecto a los precios de cada subasta. El tamaño de los clientes debe estar definido con claridad”

• “Otro tema fundamental se refiere a la demanda de usuarios que migren del mercado regulado al no regulado o viceversa, etc, en este sentido se propone que la Comisión defina los plazos mínimos que cada tipo de usuario debe permanecer en cada segmento de mercado, y que estos se hagan acordes con los periodos de compromiso vigentes, considerando en todo caso los porcentajes de demanda de cada subasta. Igualmente, la metodología de cálculo de la demanda objetivo debería considerar un supuesto que considere el cambio de segmento regulado / no regulado y viceversa de los usuarios. Información de la cual disponen desde luego con mayor calidad las empresas. ”

• “Se deben fijar reglas claras para el traslado de clientes entre segmentos del mercado regulado y no regulado, limitando que grandes clientes o un gran número de clientes modifique la proyección de ¡a demanda regulada y exponga al resto de la demanda a las transacciones en bolsa."

RESPUESTA

Mediante Resolución CREG 179 de 2009 la Comisión presentó para comentarios de la industria la propuesta para la modificación del límite para la participación en el mercado no regulado. Cabe aclarar que la expedición de la resolución respectiva no es prerrequisito para el inicio del esquema, sino para el inicio del primer periodo de compromiso subastado.

Por otra parte con la Resolución CREG 183 de 2009 la Comisión reguló el cambio de usuarios entre el mercado no regulado definiendo condiciones que buscan desincentivar el arbitraje entre dichos mercado.

2.11.4. MODIFICACIÓN RESOLUCIÓN 119 DE 2007.

CHEC, CAC, ENERTOLIMA, EPSA, ESSA, ASOCODIS, EMCALI, EPM, CODENSA,ELECTRICARIBE.

• “Actualmente la resolución CREG 119-2007 fórmula tarifaria, no permite trasladar al usuario final, los costos de mayores o menores compras por ventas en bolsa, lo anterior por cuanto la decisión de compra es de cada agente y es éste quien debe asumir el riesgo de demanda. Con la implementación del MOR la decisión de compra será de un tercero, la CREG, por ello el agente comercializador no debe asumir riesgo de demanda. La CREG debe entonces modificar la resolución 119 de 2007 para permitir trasladar al usuario final los costos de las mayores y/o menores compras. El reconocimiento de costos de garantías en la fórmula tarifaria debe ser actualizado y establecido con base en costos eficientes. ”

• insistimos en la necesidad de aclarar, bien sea en la Resolución que establezca la reglamentación para el MOR, o en una aclaración a ¡a Resolución CREG 119 de


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2007, que el precio de traslado en el G será el resultante de la compra de energía para cada comercializador, resultante de sus compras individuales en el MOR.”

• “Igualmente se hace necesario establecer el tratamiento de las diferencias para cada agente, así como la formación final del precio MOR que será trasladado al usuario bajo los lineamientos de la Resolución CREG 119 -2007.” "Consideramos importante que se revise el precio MOR al que hace referencia la Resolución 119 de 2007, toda vez, que el costo asumido por el comercializador depende directamente de la curva de la demanda regulada que atiende, siendo ésta una variable que no es gestionable por el agente. ”

• “Es necesario modificarla fórmula tarifaria establecida en la Resolución CREG 119 de 2007, de tal manera que el comercializador recupere los costos de participación en el esquema MOR, por exposición a las transacciones de compra-venta en Bolsa.”“Dado que el comercializador participa en forma pasiva en el MOR, es necesario que en la componente Generación de la fórmula tarifaria de la Resolución CREG 119 de 2007 se garantice el traslado inmediato del 100% del costo de las transacciones en Bolsa, eliminando la restricción indicado en el Anexo No. 1 de dicha Resolución.”“El cargo de Comercialización de la fórmula tarifaria debe considerar los costos adicionales en que incurran los comercializadores para suscribir las garantías requeridas para participar en el MOR y los costos de capital de trabajo que se incrementan al pasar de períodos de pago de 60 a 90 días a 30 días. ”“Los costos del Gravamen a los Movimientos Financieros se deben reconocer en la tarifa que se traslada al cliente final; así como cualquier otra tasa impositiva derivada de la participación de los comercializadores en el MOR.”

• “Lograr el objetivo de asegurar ¡a suficiencia financiera, implica permitirle a los agentes la recuperación de sus costos, esto haría que dentro de la implementación del esquema MOR se requiera una modificación a la Resolución CREG 119 de 2007, principalmente en los artículo 7 y 8 en lo referente al traslado del precio de compra de la energía y el articulo 11, de la definición del Costo de Comercialización , para la inclusión de los costos de transacción, garantías y aumento en el capital de trabajo.”

• “No es clara la forma en que se transferirá a la demanda los diferenciales de precio ante excedentes entre la demanda asignada en subastas MOR y la real, dado que se requeriría una modificación frente a lo establecido en la Res. CREG119/07, en especial lo que se refiere a las ventas de energía en bolsa resultantes del esquema. Es necesario que se adecúe este tema en dicha resolución, con el fin de que sean trasladados de forma integral a la demanda los riesgos (beneficios o costos) implícitos en el mecanismo MOR. ”“Durante la co-existencia del esquema MOR con los contratos bilaterales (transición), la Comisión debe revaluar la pertinencia de los factores MC y a dentro de la formulación para el cálculo de la componente G en las fase (sic) 2 de la Resolución CREG 119/07, dado que no es pertinente que al dejar de transar en contratos bilaterales cantidades significativas (menores al 20% en el segundo año de transición) se siga realizando el benchmarking de precios referidos a una porción residual de la demanda.”

• “Capital de Trabajo. Se espera que el costo del capital se tenga en cuenta a los comercializadores en el componente de Comercialización de la fórmula tarifaria”

D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE VAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009

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“El producto se proyectó con base en las curvas históricas del mercado regulado y una vez se adjudica la subasta, éste no cambia, por lo que le riesgo de variación en demanda y/o en curva de consumos, lo asumen los comercializadores.”“..debe quedar explícito en la Resolución definitiva del MOR, o en la que modifique la fórmula tarifaria, que las potenciales pérdidas de un comercializador por exposición a ventas en la Bolsa por sobrecompra en subastas del MOR, se puedan trasladar completamente al cliente final vía tarifa o al gobierno a la entidad que se defina como responsable para estos casos. Lo anterior dado que los comercializadores somos pasivos y no tenemos incidencia en el resultado de las subastas."

• “Es importante que la fórmula tarifaria se modifique de tal forma que se reconozca a los agentes todos los costos en que incurren por las nuevas medidas contempladas en el MOR y que sus variables sean acordes con el esquema propuesto. De igual forma, se solicita actualizar la Resolución 036 en cuanto al valor a reconocer por costos de garantías.”

• “Debe ser explícita la formulación para asegurar el traslado a la fórmula de los precios horarios del MOR, y que la Resolución CREO 119/07 expresa las cantidades y precio del MOR en términos mensuales mientras que la propuesta de la Resolución 023/08 establece precios horarios. En este sentido es necesaño presentar el método de cálculo que determina el precio mensual (PMORm) a partir de la liquidación del ASIO y de los precios horarios (PMORh) diferente por agente, teniendo en cuenta también las distintas subastas MOR ejecutadas y que se transan en el mismo mes.“Sobre el punto anterior queremos llamar la atención por la pérdida de la señal horaria que elimina los incentivos a mejorar el perfil de la curva de carga de los clientes”."Debe quedar dispuesto que en los eventos de sobre-exposición de contratación en el MOR...., las cantidades de energía en la bolsa de energía asignadas a un agente correspondan a su posición neta de compra, de tal forma que la formulación del reconocimiento de costos permitan el trasladado a la tarifa de las eventuales ventas en la bolsa que ocurran a un menor precio que le resultante del MOR.”

• “Durante la coexistencia del esquema MOR con los contratos bilaterales (transición) se solicita a la Comisión revaluar la pertinencia de los factores Me y a dentro de la formulación para el cálculo de la componente G en las fases 1 y 2 de la Resolución CREG 119/07. En nuestro concepto no es pertinente que cuando no se transan en contratos bilaterales cantidades significativas se sigua realizando el benchmarking de precios, más aún cuando existen contratos bilaterales vigentes que culminarán incluso en el año 2018 y que constituyen una porción residual de la demanda.”

• “Traslado de costos por sobrecontratación a tarifa.Debe modificarse la resolución CREG 119 de 2007 para incorporar el hecho de que las diferencias entre la curva de carga propia de cada comercializador y la del MOR implican necesariamente, en mayor o menor grado, horas de sobrecontratación como de subcontratación. ”"Se debe incluir el caso de las ventas de energía en bolsa por parte de un

comercializador regulado, cuando la suma de contratos bilaterales y MOR excedan la demanda comercial regulada del agente, de manera que los eventuales sobrecostos por diferencias entre el precio de compra en el MOR y el de venta en bolsa sean remunerados a los agentes comercializadores.”


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“Se debe reconsiderar la aplicación del factor Alfa en la segunda transición, dado que la referencia a! Me deja de ser válida cuando este se calcula sobre un porcentaje marginal de la demanda. ”

RESPUESTA

En efecto la Resolución CREG 119 de 2007 establece el traslado de las compras en el MOR al usuario final. La formulación como está planteada no prevé el traslado de las mayores compras o de las ventas en bolsa que se puedan dar eventualmente. Se prevé adoptar los ajustes necesarios una vez se hayan adoptado las resoluciones definitivas del Mercado Organizado.

Otros elementos planteados en los comentarios tales como costos de transacción y aumento del capital de trabajo serán revisados como parte de la metodología del cargo de comercialización.

En cuanto a la señal horaria de energía se reitera lo manifestado en el Documento CREG 018 de 2009 en cuanto a que la gran mayoría de los usuarios regulados en Colombia no tiene contadores horarios por lo que una señal que diferencie el costo de energía del producto no se puede transferir al usuario regulado.

La señal de eficiencia en las compras mediante contratos bilaterales establecida en la fórmula tarifaria de la resolución CREG 119 de 2007 no será modificada, dado que es independiente del porcentaje de las compras que se realicen mediante contratos bilaterales.

MERIELECTRICA

• “¿Cuál es la relación del precio MOR horario relacionado en ésta Resolución CREG023 de 2009, con el Precio MOR mensual relacionado en la Resolución CREG 119 de2007 que contiene la actualización de la formula tarifaria?”

ASOCODIS

• "Se requiere aclaración de cómo se calculará el precio MOR mensual que cada agentetrasladará a los usuarios en la tarifa, teniendo en cuenta el precio indicativo MORhorario para ¡a demanda regulada, que se establece en el Artículo 13 de la propuesta regu/atoria. ”

CHEC

• "En la resolución 023 se habla de “Artículo 13. Precio Indicativo MOR para la Demanda Regulada.." y En la resolución CREG 119-2007, se habla de PMOR como Precio promedio ponderado de los precios de las subastas de MOR. Se deben realizar los ajustes.”

ENERTOLIMA


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• "El precio indicativo MOR que se plantea en el proyecto de resolución es horario y no es claro el precio de traslado al usuario final en la formula tarifaria contenida en la Resolución 119 de 2007.”

CODENSA

• “Debe ser explícita la formulación para asegurarse el traslado a la fórmula de los precios horarios del MOR, ya que la Resolución CREG 119/07 expresa las cantidades y precios del MOR en términos mensuales mientras que la propuesta de la Resolución 023/09 establece precios horarios. En este sentido es necesario presentar el método de cálculo que determina el precio mensual (PMORm) a partir de la liquidación del ASIC y de los precios horarios (PMORh) diferentes por agente, teniendo en cuenta también las distintas subastas MOR ejecutadas y que se transan en el mismo mes.

ELECTRICAR/BE

• “Las definiciones y fórmulas de la resolución CREG 119 para la segunda fase de transición al MOR (artículo 7o), y las definiciones de Pb, Qb, y Dh para la tercera fase (artículo 8°), sólo contemplan el caso de compras en bolsa cuando la suma de contratos bilaterales y MOR no sean suficientes para cubrir la totalidad de la demanda regulada del agente.”

RESPUESTA

En lo referente a la definición del PMORm y del PMORh.. se acoge el comentario y se hacen los ajustes pertinentes en el nuevo texto de la resolución.

2.11.5. LÍMITES PARTICIPACIÓN EN COMERCIALIZACIÓN

EMCALI.

• “En el último taller se establecieron unos temas transversales, entre los que se encuentra el límite a la actividad de comercialización, solicitamos detallar en qué consiste este tema.”

RESPUESTA

La Resolución CREG 128 de 1998, y las normas que la han modificado o adicionado, definen los límites a la participación en la actividad de comercialización y su metodología de cálculo. Se prevé que con la adopción e implementación del MOR, estas nomnas podrán ser objeto de revisión dados los cambios que implicará el nuevo esquema en la forma de participación de los agentes en el mercado de energía.

D-072-11 RESPUESTAA LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009

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2.11.6. IMPACTO TRIBUTARIO DE LA IMPLEMENTACIÓN DEL MOR

Además de los comentarios específicos presentados al estudio de Lewin & Wills, a los cuales el consultor dio respuesta se recibieron los siguientes comentarios:

ELECTRICARIBE, EEC, COMPAÑÍA DE ELECTRICIDAD DEL CAUCA, EMGESA, XM, ASOCODIS, ACOLGEN, ANDESCO.

• "Existen dudas con respecto a la exención del GMF en el caso de la Bolsa de Energía y sus características como un sistema de transacción de commodities, balo los términos de la Ley 1111 de 2006, que no parece estará totalmente despejada por los asesores tributario y del mercado de valores de la Comisión. Se sugiere precisar los mecanismos posibles para reducir el impacto de este riesgo, por ejemplo mediante la utilización de mecanismos de cruce de transacciones y depósitos centrales de valores."

• “Se sugiere que la Comisión estime las condiciones necesarias para evitar que la aplicación impositiva sobre el esquema MOR, incremente los costos de operaciones sobre bolsa de energía. ”

• "Se recomienda brindar mayor claridad en todo el tema tributario asociado con la implementación del nuevo esquema, donde queden claros los beneficios y los costos que podría significar para los agentes comercializadores y generadores. ’’

• "Como se mencionó en las presentaciones realizadas por los consultores sobre los estudios que trata la circular CREG 014 de 2009, se entiende que el producto que será transado en el MOR comparte características con un derivado financiero, criterio que compartimos dado lo propuesto en materia de estandarización del producto y esquema de liquidación y recaudo. En este sentido, sugerimos a la Comisión que en la Resolución Definitiva quede explícitamente ¡a naturaleza de derivado financiero asociado a la venta de energía.

Uno de los puntos que revisten especial importancia al momento de evaluar los efectos tributarios de la propuesta MOR, y que deben ser atendidos por la Comisión, reside en la definición del mecanismo de asignación de la subasta, así como la forma en que se registran las transacciones emanadas de dicho mecanismo, dado su impacto en la definición del impuesto de timbre. Paralelo a estos aspectos y frente a las consecuencias que en materia de Gravamen a Movimientos Financieros se pueden derivar, se deben optimizar los mecanismos de recaudo y movimientos de dineros.

Por otro lado vemos que uno de los elementos más importantes que debe quedar definido para efectos de la determinación de las implicaciones fiscales es el manejo de las estampillas regionales; por tal motivo resulta indispensable que la propuesta haga claridad en que este tipo de transacciones se presentan en un mercado nacional de tal manera que se impida asociarla transacción a una ciudad o departamento particular."


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• “consideramos fundamental para el adecuado funcionamiento del esquema propuesta que todos los aspectos tributarios estén claramente definidos, de manera que todos los agentes del mercado mayorista y XM puedan hacerse cargo de las obligaciones y responsabilidades que a cada uno de ellos les correspondan.”

• ‘ Se requiere que la Comisión verifique si realmente pueden estar exentos de GMF las transacciones del MOR, como lo expuso la firma Lewin & Wills contratada por la CREG para revisar el tema. De no ser así, tal como la CREG lo presentó en el taller realizado, se tendría un incremento del 50% anual (se pasa de 21,875 a 32,921 millones de pesos) en el GMF al centralizar las liquidaciones desde el ASIC. Si bien, Este porcentaje puede ser menor porque en la actualidad el gravamen se asume en los contratos bilaterales, se tendrá de todas formas un alto impacto para una porción significativa de la demanda, pues las compras entre agentes integrados verticalmente o con vínculos económicos permitidas por la regulación vigente, optimizaban el cruce de cuentas entre empresas, tema que se sugeriría igualmente fuera revisado por el ASIC para el beneficio de los usuarios finales, así se centralicen las liquidaciones. ”

• “Por encargo de la CREG, la firma de abogados en Derecho Tributario Lewin & Wills presentó un estudio sobre las implicaciones fiscales derivadas de la puesta en ejecución del esquema MOR. La opinión legal-trubutaría aporta elementos al estudio del tema, pero estimamos que tiene una importante limitación: parte de que el producto MOR ostenta la naturaleza jurídica de “derivado financiero". Por partir de esa premisa, no analiza el impacto tributario del MOR si no fuera un derivado.

Recordemos que esa naturaleza es la que le atribuye el consultor legal en su opinión, pero que pueden existir opiniones diversas cuando si se analiza el tema con mayor profundidad y amplitud y no solo con su relación con el mercado y normatividad de valores.

Además de partir de la naturaleza de “derivado’', Lewin & Wills estiman que las operaciones estarían exentas del Gravamen a los Movimientos Financieros, en los términos del Numeral 7o Artículo 879 del E.T.“Se encuentran exentas del gravamen a los movimientos financieros: (...)7. la compensación y liquidación que se realice a través de sistemas de compensación y liquidación administradas por entidades autorizadas para tal fin respecto a operaciones que se realicen en el mercado de valores, derivados, divisas o en las bolsas de productos agropecuarios o de otros comodities, incluidas las garantías entregadas por cuenta de participantes y los pagos correspondientes a la administración de valores en los depósitos centralizados de valores”.

Es necesario revisar con mayor detenimiento esta interpretación porque supone que el producto es un derivado y que se transa en una “bolsa de productos agropecuarios o de otros comodities. Somos de la opinión que las transacciones del MEM se realizan mediante un mecanismo centralizado de liquidación que la Regulación ha denominado “bolsa de energía”, pero eso es significativamente diferente a tener la naturaleza de “bolsa de comodities” en los términos que se refiere el E.T.

Las Bolsas están reguladas por el decreto 1115 de 2006 y exigen una serie de condiciones que de lejos no se cumplen en este caso ni podrían cumplirse. Entre otros: XM tendría que tener objeto social único para administrar la bolsa (no podría


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operar el sistema eléctrico); los agentes tendrían que ser intermediarios de valores bajo autorización y control de la Superintendencia financiera, etc.

No olvidemos que las exenciones en materia tributaria son objeto de interpretación restrictiva. En cualquier caso, estimamos que este punto amerita un análisis mayor y una propuesta de manejo, pues empezar a operar este esquema, sin definir estos aspectos tan relevantes, implican un alto grado de riesgo para el mercado y los agentes. ”

• “De otro lado, recordemos que por encargo de la CREG, la firma de abogados en derecho tributario Lewin & Wills presentaron un estudio sobre las implicaciones fiscales derivadas de la puesta en ejecución del esquema mor. La opinión legal- tributaria aporta elementos al estudio del tema pero estimamos que tiene una importante limitación: parte de que el producto MOR ostenta la naturaleza jurídica de “derivado financiero”, que es una interpretación del consultor legal Jorge Restrepo, pero que a su vez presenta las debilidades que describimos en el punto anterior.

Por partir de esa premisa, no analiza el impacto tributario del MOR si su naturaleza jurídica no fuera un derivado. Además de ese aspecto, el consultor sólo tuvo como marco de referencia, y eso lo ratificó en presentación realizada el día martes 28 de abril de 2009 en la cámara financiera de Andesco, sin tener en cuenta la legislación y regulación del sector eléctrico.

Recordemos que en todo caso es un opinión legal del consultor, pero que pueden existir opiniones diversas cuando si se analiza el tema con mayor profundidad y amplitud. En cualquier caso, el riesgo tributario será de los agentes frente a interpretaciones de las autoridades tributarias, por lo que es muy importante aclarar todos los puntos en cuestión.”

• El estudio se limitó a absolver algunas preguntas específicas de la Comisión sin que se determinara la naturaleza jurídica del tipo de operaciones y esta debe ser definida para que se puedan establecer los diferentes aspectos tributarios.

Si las operaciones se tratan como una venta de energía los ingresos de los generadores recibirían el mismo tratamiento que tienen hoy en día en cuanto al Impuesto de Industria y Comercio, si se tratan como un derivado financiero podría interpretarse por las entidades territoriales que deben recibir un tratamiento diferente.

“Otro aspecto a definir consistirá en si para las operaciones del mercado secundario, en las cuales habrá cesión de la posición del vendedor, se requerirá soporte documental y si este es el caso, eventualmente se podría dar lugar a la causación del Impuesto de Timbre o el gravamen de estampillas."

• “Solicitamos que se adecúen las transacciones en el MOR para que los impuestos municipales, tales como industria y Comercio-ICA, no sean pagados a un solo municipio. ”

RESPUESTA.


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Mediante la Circular 60 de 2009 se presentó para comentaros de la industria el primer informe de la ampliación del estudio sobre el impacto tributario del MOR realizado por la firma Lewin & Wills. En él el consultor evaluó los nuevos aspectos que se incluyen en el proyecto que se presenta para comentarios de los agentes. La revisión hecha en el estudio tributario permite identificar los impactos tributarios que tendría la implementación del Mercado Organizado. El informe final del estudio será publicado para la consulta de los interesados.

Específicamente en el tema del GMF se han desarrollado gestiones ante el Ministerio de Hacienda y Crédito Público para que se determine la posibilidad de aplicar la exención que fue identificada en el análisis del tributarista y en un concepto de los asesores externos de XM. Entre tanto el Ministerio se pronuncia oficialmente sobre estos aspectos, se deberá prever la aplicación del GMF a las transacciones del Mercado Regulado. Si bien no se desconoce el impacto que esto pueda tener en los costos del esquema, se considera que el impacto no es significativo.

En cuanto al impuesto de timbre el concepto del asesor tributario es claro en indicar que no habrá lugar a la aplicación del mismo y llama la atención sobre el hecho de que éste estará vigente únicamente hasta el 31 de diciembre de 2009.

En relación con las estampillas no se prevé que la Comisión pueda adoptar disposiciones que eliminen o trasladen los costos que implica para los agentes su creación.

III. RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DEL REGLAMENTO DE SUBASTA - RESOLUCIÓN CREG 069 DE 2009.

3.1. ORGANIZACIÓN DE LA SUBASTA

3.1.1. ADMINISTRACIÓN DE LA SUBASTA

CHEC, ISAGEN

• En cuanto al numeral 2.1. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL ADMINISTRADOR DE LA SUBASTA, debería quedar explícito que el Administrador de la Subasta será XM.

• Solicitamos a la CREG establecer explícitamente en la resolución la delegación de las actividades de administración. Si bien en el taller programado se mencionó reiteradamente que XM en su calidad de Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) sería el Administrador de la subasta, esta delegación no se establece explícitamente en la norma.

RESPUESTA

En la propuesta contenida en Resolución CREG 0023 de 2009, en el artículo 36 se estableció que las funciones de administración de las Subastas MOR serían realizadas por el ASIC, esto se confirma en el Reglamento de Ja Subasta.


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3.1.2. RESPONSABILIDAD DEL ADMINISTRADOR

CHEC, EPS A, EMPRESA DE ENERGÍA DE CUNDINAMARCA, ASOCODIS ELECTRICARIBE

• En cuanto al numeral 2.1. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL ADMINISTRADOR DE LA SUBASTA, menciona que “El Administrador de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Venta y Compra de Productos del MOR tendrá entre otras las siguientes responsabilidades y deberes: 1. Establecer, operar y mantener el Sistema de Subasta..”, por lo que consideramos que dentro de sus responsabilidades se debe incluir el funcionamiento mecánico, electrónico, de software, computacional adecuado y no excluir de sus responsabilidades como lo hace en el numeral 11 del ítem 2.5 Sistema de Subasta.

• Consideramos que el Administrador de la subasta tiene facultades suficientes para hacerse responsable del funcionamiento de cada subasta, por lo tanto, salvo que se presente un caso de fuerza mayor, el Administrador debe responsabilizarse del correcto desarrollo de la Subasta, incluida la verificación de la operación del software.

• El numeral 12, del ítem 2.5 sistema de subasta, enuncia los casos en los cuales el administrador no se hace responsable por la suspensión e interrupción de los servicios. Toda vez que dentro de las obligaciones del administrador, éste debe auditar los sistemas computacionales y de comunicación para asegurar un funcionamiento confiable del sistema de subasta, creemos que el administrador debe tener total responsabilidad sobre el funcionamiento del sistema, salvo casos únicamente de fuerza mayor o caso fortuito.

• Si el Administrador de la Subasta tiene como una responsabilidad principal, establecer, operar y mantener el Sistema de Subasta, entendemos que esta responsabilidad abarca las definiciones de las mejores plataformas de hardware y software que deben utilizarse, y por ello resulta inadecuado y contradictorio, que en el numeral 11 del ítem 2.5 Sistema de Subasta, se exima prácticamente al Administrador de la Subasta, de cualquier responsabilidad asociada con la operación de dicho sistema.

• Punto 11. El administrador de la subasta debe hacerse responsable por la consecuencia derivadas de las tareas que han estado bajo su responsabilidad y capacidad de gestión. En tal sentido, las responsabilidades derivadas de las deficiencias electrónicas, de software o las limitaciones tecnológicas derivadas de la plataforma tecnológica, deben ser asumidas por el administrador de la subasta dado que son aspectos sobre los cuales él decide y es quien las selecciona, contrata, adquiere o diseña y construye. ”

• “El numeral 11, del ítem 2.5. Sistema de subasta, enuncia los casos en los cuales el administrador no se hace responsable por la suspensión e interrupción de los servicios. Toda vez que dentro de las obligaciones del administrador, éste debe auditar los sistemas computacionales y de comunicación para asegurar un funcionamiento confiable del sistema de subasta, creemos que el administrador debe tener total


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responsabilidad sobre el funcionamiento del sistemas (sic), salvo casos únicamente de fuerza mayor y caso fortuito. ”

RESPUESTA

El numeral 11 del numeral 2.5 Sistema de Subasta es claro en establecer que el Administrador de la Subasta no es responsable por suspensiones, fallas o deficiencias derivadas de limitaciones propias del sistema computacional o "por cualquier otro hecho” que escape a su control. Es decir no será responsable por aquellas situaciones en las que habiendo dado cabal cumplimiento a sus funciones y desplegado la diligencia requerida en el ejercicio de las mismas se presenten situaciones que escapen a su control y que no podrían haber sido prevenidas habiéndose realizado una gestión razonable. La Comisión no puede establecer un régimen de responsabilidad objetiva en cabeza del Administrador de la Subasta.

3.1.3. PLAZOS CORTOS

CHEC, ELECTRICARIBE, ANDESCO, ASOCODIS, EMPRESA DE ENERGÍA DECUNDINAMARCA, ISAGEN, EPSA

• En el numeral 2.1. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL ADMINISTRADOR DE LA SUBASTA consideramos que los plazos estipulados son cortos con respecto a la fecha de realización de la subasta, y por tanto, que deberían ampliarse, como por ejemplo en los siguientes ítems:

“1. Establecer, operar y mantener el Sistema de Subasta, el cual deberá estar en operación comercial a más tardar diez (10) días calendario antes de la fecha programada para la realización de la subasta.""6. Contratar el Auditor de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Venta y Compra de Productos del MOR, proceso que debe estar finalizado por lo menos diez (10) días antes de la fecha programada para la realización de la subasta.“7. Contratar el subastador de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Venta y Compra de Productos del MOR, proceso que debe estar finalizado por lo menos diez (10) días antes de la fecha programada para la realización de la subasta."12. El Administrador de la Subasta podrá elaborar los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo las actividades encomendadas, los cuales deberán ser puestos a consideración de la CREG para su aprobación a más tardar 20 días calendario antes de la realización de la subasta

• En el numeral 2.5. SISTEMA DE SUBASTA menciona en el ítem 12. Diez (10) días antes de la fecha programada para la realización de la Subasta, el Administrador deberá realizar directamente o a través de una empresa especializada, una auditoría de los sistemas computacionales y de comunicación... ”

• Punto 12. Con respecto al Sistema de Subasta, se establece que “diez (10) días antes del fecha programada para la realización de la subasta, el Administrador deberá


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realizar una auditoría de los sistemas computacionales y de comunicación requeridos por cada uno de los agentes para participar en las Subastas...’’Consideramos más adecuado y prudente plantear que 10 días antes del inicio de la subasta, se debe contar con el concepto aprobatorio sobre los sistemas computacionales, de manera dicha que auditoria debería realizarse con mayor anticipación.

• Se estima muy reducido el periodo mínimo de diez (10) días de antelación a la Subasta para tener operativo el funcionamiento del sistema, considerando que el Administrador debe implementar el modelo y de igual forma se debe capacitar a los agenfes, realizar los procesos de auditoría y las pruebas pertinentes.

• El periodo mínimo de diez (10) días de antelación establecido para la contratación del Subastador y del Auditor se estima igualmente corto, dado que los mismos deben conocer con suficiencia las características y reglas del mercado, previo al desempeño de su papel en la subasta.

• En general, se sugiere que se establezca un cronograma de actividades y la secuencia de las mismas previa a la realización de la primera subasta que incluya las definiciones adicionales que puede elaborar el Administrador de ¡a Subasta y los tiempos para que los agentes se adapten a los mismos.

• En cuanto a los términos y tareas especificadas, entre otros, sobre los siguientes puntos:

> 10 días calendario antes de la fecha programada para la realización de la subasta, el Sistema de la subasta deberá estar en operación comercial (numeral 1 del ítem 2.1.)

> 10 días antes de la fecha programada para la realización de la subasta, deberá estar finalizado el proceso de contratación del Auditor de la Subasta (numeral 6 ítem 2.1)

> 1 0 días antes de la fecha programada para la realización de la subasta, deberá estar finalizado el proceso de contratación del Subastador de la Subasta (numeral 7 ítem 2.1)

> 20 días calendario antes de la realización de la substa, el Administrador de la Subasta podrá elaborar los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo las actividades encomendadas. En especial deberá establecer la estructura computacional y de comunicaciones requerida por los agentes y que sean necesarias para acceso al sistema (numeral 12 ítem 2.1)

Se considera que estos plazos son demasiados cortos y próximos a la subasta, por lo cual la sugerencia es que sean ampliados y se tengan en cuenta las actividades o contrataciones precedentes.

• En el punto 2.5 numeral 12), se sugiere aclarar que a más tardar diez (10) días antes de la fecha programada para la Subasta, el Administrador realizará la auditoría a los sistemas computacionales y de comunicación requeridos por los agentes.

• El numeral 1 del ítem 2.1 Responsabilidades y deberes del administrador de la subasta, establece como obligación del administrador, tener en operación comercial el Sistema de Subasta a mas tardar diez (10) días calendario antes de la fecha


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programada para la realización de la misma. Al respecto, sugerimos que se revisen los tiempos, toda vez que las capacitaciones y certificaciones referidas en los numerales 3 y 4 del mismo ítem deberán hacerse sobre el sistema comercial definitivo para hacer operación.

• Al igual que con la implementación del sistema, la CREG establece un plazo mínimo de diez días previos a la subasta para la contratación del Auditor y el Subastador.

ISAGEN considera que este plazo es corto para que la persona y/o empresa que vaya a desempeñar estos papeles quede adecuadamente capacitado sobre la regulación y las características propias del mercado colombiano y pueda desempeñar su rol de forma adecuada, especialmente si se considera que estas personas o empresas no se encuentran en contacto constante con nuestro sector eléctrico. En consecuencia, solicitamos respetuosamente a la CREG la revisión de estos plazos.

• Debe considerarse un tiempo prudente de alistamiento, entre e( momento en que se instruye a los agentes acerca de los sistemas computacionales y de comunicación que deben emplear para participar en las subastas, y la realización de las auditorias operativas a dichos sistemas por parte del administrador.

• Entre las responsabilidades y deberes del Administrador, se encuentra la de establecer, operar y mantener el sistema de subasta, el cual deberá estar en operación comercial a mas tardar diez días antes de la fecha programada para la realización de la subasta. Si bien entendemos las incidencias tecnológicas que acarrea la implementación de estas herramientas, solicitamos a la CREG que considere la ampliación del plazo mínimo establecido para tener en operación el sistema.

Esta solicitud se sustenta en que los agentes como usuarios del sistema y de acuerdo con lo establecido en la misma regulación, se deben someter a los procesos de capacitación y acreditación así como la configuración y pruebas sobre el sistema que sea implementados, para lo cual se estima que diez días de margen puede ser un plazo bastante corto. A nuestro criterio, el plazo mínimo debe ser suficiente para que el Administrador pueda garantizar una correcta capacitación de los profesionales y una correcta funcionalidad en las estaciones de trabajo de los agentes.


> El Administrador de la Subasta deberá expedir un certificado de capacitación de los agentes (numeral 1 del ítem 2.4)

Se considera que estos plazos son demasiados cortos y próximos a ¡a subasta, por lo cual la sugerencia es que sean ampliados y se tengan en cuenta las actividades o contrataciones precedentes.

• En el numeral 10 del ítem 2.5 Sistema de Subasta, se establece que el administrador de la subasta deberá realizar una auditoría operativa y de sistemas para verificar el adecuado funcionamiento del Sistema de Subasta y certificar su correcta operación frente a las especificaciones técnicas, operativas y de seguridad, respecto del programa y de los equipos. Así mismo, en el numeral 11 del ítem 2.1


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Responsabilidades y deberes del Administrador de la Subasta, se establece que el Administrador de la subasta realizará auditorias operativas a los sistemas computacionales y de comunicación que destinen los agentes participantes en la Subasta. Al respecto, consideramos que estas auditorías deben ser contratadas con una empresa externa de auditoría calificada para tal efecto, y que debe definirse un cronograma para la totalidad del proceso, incluyendo ei plazo para que las empresas puedan resolver posibles no conformidades.


> 10 días antes de la fecha programada para la realización de la subasta, deberán realizarse auditorias (por parte del Administrador de la Subasta o a través de empresas especializada) de los sistemas computacionales y de comunicaciones requeridos por cada uno de los agentes para participar en las Subastas (numeral 12 ítem 2.5)

Se considera que estos plazos son demasiados cortos y próximos a ¡a subasta, por lo cual la sugerencia es que sean ampliados y se tengan en cuenta las actividades o contrataciones precedentes.

RESPUESTA

Se acoge la propuesta y en la resolución se amplían los plazos establecidos inicialmente. Así mismo, se aclara la redacción de los aspectos que deben estar listos con anticipación a dar inicio a la subasta.

De otro lado, es de aclarar que la funcionalidad de las estaciones de trabajo es responsabilidad de cada uno de los Agentes y que por lo tanto, el Administrador no tendrá como función garantizar dicha funcionalidad.

3.1.4. ESTANDARIZACIÓN DE SUBASTAS

GECELCA

• En la resolución CREG 023 de2009, se establece que el número de subastas, sus características y las cantidades de energía a subastar en el MOR serán establecidos por la CREG. Sin embargo, proponemos analizar la opción de diseñar e implementar un sistema de Subasta con características idénticas para todas las subastas MOR. Lo anterior, con el fin de aprovechar ¡a sinergia que se generaría en cada proceso de subasta y de esta manera reducir algunos costos que implica el hecho de establecer, operar y mantener un Sistema de Subasta diferente para cada subasta.

RESPUESTA

En la Resolución CREG 023 y 069 de 2009 se establecieron las caracteristicas de los posibles tipos de subasta a realizarse (Reloj descendente y sobre cerrado), lo cual permitirá estandarizar las subastas y acoger la propuesta. Ahora bien, es de indicar que


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en los momentos oportunos se definirán los parámetros específicos y que se handeterminado en la convocatoria para cada subasta.

3.1.5. ORIGEN DE LOS RECURSOS

GECELCA, ISAGEN, EMPRES DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA

• Consideramos importante conocer la metodología que se utilizaría para establecer el origen de los recursos para contratar al subastador, el auditor, realizar las capacitaciones, así como para establecer, operar y mantener el sistema de las Subastas.

• Una de las responsabilidades asignadas a los agentes por la Comisión es la de asumir los costos de las auditorías a los sistemas para el funcionamiento de la subasta.

Para ISAGEN es claro que este es un costo que debe ser asumido por los agentes, sin embargo, teniendo en cuenta la periodicidad y relevancia de las subastas de MOR, sugerimos que este costo sea incluido como parte de los gastos del Administrador del SIC y así pueda ser incluido en su presupuesto anual de operación, lo cual conlleva a que sea pagado por los agentes dentro de los cargos por este concepto y no como un rubro adicional a pagar por los agentes.

• "Una de las responsabilidades asignadas a los agentes por la Comisión es la de asumir los costos de las auditorías a los sistemas para el funcionamiento de la subasta.

Para ISAGEN es claro que este es un costo que debe ser asumido por los agentes, sin embargo, teniendo en cuenta la periodicidad y relevancia de las subastas del MOR, sugerimos que este costo sea incluido como parte de los gastos del Administrador del SIC y así pueda ser incluido en su presupuesto anua! de operación, ¡o cual conlleva a que sea pagado por los agentes dentro de los cargos por este concepto y no como un rubro adicional a pagar por los agentes."

• “El numeral 12, del ítem 2.5. Sistema de subasta, se refiere a la auditoría que debe hacerse de los sistemas computacionales y de comunicación de los agentes, cuyo costo deberá ser asumido por los mismos. Al respecto sugerimos que para los agentes comercializadores dicho costo sea reconocido dentro de sus costos de comercialización. ”

RESPUESTA

Los costos en que se incurrirá para contratar eí Subastador, el Auditor, realizar las capacitaciones, adquirir el sistema de subasta y demás que sean necesarias para llevar a cabo la operación de la subasta del MOR, estarán incluidos dentro de los cargos con que se remunera la actividad regulada de la ASIC la cual desarrolla la Empresa Expertos en Mercados - XM.

En tanto que no todos los agentes generadores y comercializadores participarán en las subastas y por tanto, no todos serán sujeto de las auditorías a los sistemas computacionales de los agentes, se considera que los costos de las mismas deben ser


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asumidos por quienes, voluntariamente y sujetándose a lo previsto en las normas que las rijan, decidan participar activamente en las mencionadas subastas.

3.1.6. CAPACITACIONES

ANDESCO, EMPRESA DE ENERGÍA DE CUNDINAMARCA

• En la misma línea de las capacitaciones respetuosamente solicitamos a la CREG establezca los plazos mínimos con los cuales se deben realizar las capacitaciones en relación con la ejecución de las subastas, teniendo en cuenta especialmente que entre la realización de cada subasta los profesionales de la compañías que se encargan de realizar las ofertas pueden variar y por lo tanto requerirse la capacitación de nuevos profesionales.

• Se sugiere definir cuál es la oportunidad y períodicidad de las capacitaciones en el Sistema de Subasta

• De forma general se especifique para qué agentes (compradores o vendedores) están dirigidas las capacitaciones así como cuál es el rol de cada agente dentro del sistema?

RESPUESTA

Es responsabilidad de cada agente participar en las capacitaciones para contar con el certificado que expida el Administrador. Así mismo, será responsabilidad del Administrador organizar y llevar a cabo con la suficiente anticipación las capacitaciones para la utilización del sistema de subasta.

En el reglamento no se definirán plazos mínimos para realizar estas capacitaciones.

3.1.7. CANALES DE COMUNICACIÓN

ANDESCO

• Se sugiere aclara cuáles son los canales alternos de comunicación entre los agentes y el Administrador.

RESPUESTA

El reglamento considera canales formales de comunicación entre los Agentes participantes y el Administrador, los cuales serán establecidos por este último como está dispuesto en el numeral 10 del ítem 2.1. de la Resolución de Consulta 069 de 2009.

3.1.8. ACREDITACIÓN ANTE EL ADMINISTRADOR


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• Teniendo en cuenta que a los agentes participantes se les audita la estructura operativa, equipo computacional y de comunicaciones, se considera innecesaria la obligación establecida en el punto 2.4. numeral 3) de que los agentes también deban acreditar ante el Administrador estos sistemas.

RESPUESTA

Se acoge la sugerencia y se elimina el numeral 3 del punto 2.4.

ELECTRICARIBE

« Comentarios sobre las responsabilidades y deberes del administrador de la subasta (num. 2.1., pg.7)

Punto 1. Sugerimos especificar que dentro del verbo ‘‘establecer1’ se incluya el diseño y la programación del software y/o plataforma tecnológica requerida para la realización de la subasta, así como su integración con los sistemas de comunicaciones.

RESPUESTA

Se acoge la sugerencia y mejora la redacción

ELECTRICARIBE

Punto 6 y 7. Como responsabilidades y deberes del Administrador de la Subasta, se establece que este deberá contratar al Auditor de la Subasta y al Subastador. En vista de la relevancia de las responsabilidades y deberes de estos dos actores, consideramos importante que previamente se precisen los perfiles exigidos para su selección, así como los críteríos empleados en dicho proceso, con el fin de hacer más transparente dicho proceso. En este sentido, con respecto al Auditor, consideramos que además de la exigibilidad de reconocida experiencia en procesos de auditoría, dada la especifidad de sus responsabilidades y deberes, debe exigirse experiencia y conocimiento en regulación del sector eléctrico colombiano.

Punto 11. Sugerimos establecer en el reglamento el plazo de realización y/o la fecha límite en la cual se debe tener el resultado final de las auditorías a los sistemas computacionales y de comunicaciones de los participantes de la subasta. Así mismo, que se incluya un plazo máximo en el cual los participantes deben resolver las no conformidades de dicha auditoría.

RESPUESTA

En el numeral 2.5 Sistema de Subasta del Reglamento de la Subasta se indica como función del Administrador la implementación del sistema de subasta cumpliendo los requisitos descritos en ese numeral.

Los perfiles en relación con el subastador y el auditor se establecerán de forma general en la resolución definitiva del MOR.


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No obstante, es de aclarar que la Comisión no considera necesario que el Auditor de la subasta tenga un amplio conocimiento en la regulación del sector eléctrico colombiano. Esto debido a que su función sólo se limita a verificar el correcto cumplimiento de la normatividad dispuesta para el MOR y el funcionamiento de la subasta.

3.1.9. COMPROMISO DE CONFIDENCIALIDAD DEL ADMINISTRADOR, SUBASTADOR Y AUDITOR

EPSA

• Así como los agentes deben suscribir un compromiso de confidencialidad para participar en el MOR, el Administrador, el Subastador y el Auditor deben establecer compromisos de la misma índole, teniendo en cuenta que tendrán acceso a información privilegiada desde la calificación de los agentes.

RESPUESTA

Los contratos que realice el Administrador con el Subastador y el Auditor, deberán incluir cláusulas de confidencialidad. Así mismo, en el reglamento se indica que toda la información dentro del proceso de la subasta es de carácter confidencial con lo cual se entenderá que no podrá ser divulgada por el Administrador.

3.1.10. AUDITOR DE LA SUBASTA

CHEC, CODENSA, EMPRESA DE ENERGÍA DE CUNDINAMARCA, CAC

♦ "En cuanto a Numeral 2.1 RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL ADMINISTRADOR DE LA SUBASTA, ítem 11 menciona “Realizar auditorías operativas a los sistemas computacionales y de comunicaciones que destinen los agentes participantes en la Subasta" y en cuanto a Numeral 2.5 SISTEMA DE SUBASTA, ítem 12 menciona que “...el Administrador deberá realizar directamente o a través de una empresa especializada..."

Se solicita que la auditoria sea realizada por un tercero diferente al Administrador de la Subasta, y en aras de lograr mayor independencia.

* “Numeral 2.2. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL AUDITOR: En el numeral 4 se da la facultad al Auditor para suspender la subasta. Se requiere que la Comisión precise específicamente cuales son las causales para suspender la subasta en virtud de la norma que establezca el esquema MOR (La Resolución definitiva concordante con la Propuesta de la resolución CREG 023/09)

• “Dado que en el numeral 5, del ítem 2.2.Responsabilidades y Deberes del Auditor de la Subasta, establece un plazo de 5 días siguientes a la finalización de la misma, para que el auditor entregue a ¡a CREG un informe en el que establezca, sin ambigüedades, el cumplimiento o no de la regulación vigente en dicho proceso; solicitamos que se especifique el momento a partir del cual queda en firme el resultado de la subasta, así


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como el formalismo con el cual se dará por entendido que los resultados de la subasta están en firme. ”

• Definición de causales para detenerla subasta

Por las implicaciones de una decisión como la que se plantea, deben definirse bien los criterios y condiciones que debe tener en cuenta el Auditor para solicitar al Administrador la suspensión de la subasta. Estas condiciones deben tenerse claramente definidas antes de dar inicio al proceso. ’’

• En cuanto a Numeral 2.5 SISTEMA DE SUBASTA, ítem 10 menciona que ‘E l Administrador de la Subasta deberá realizar una auditoría operativa y de sistemas para verificar el adecuado funcionamiento del Sistema de Subasta y certificar su correcta operación frente a las especificaciones técnicas, operativas y de seguridad, respecto del programa y de los equipos. Igualmente, deberá remitir el certificado de dicha auditoría a la CREG antes de la fecha de inicio de la Subasta’1.

Se solicita que la auditoría sea realizada por un tercero diferente al Administrador de la Subasta, y en aras de lograr una mayor independencia.

RESPUESTA:

Se acoge la propuesta y se solicitará que el Administrador realice la auditoría operativa de los sistemas a través de una empresa especializada. No obstante, la contratación será llevada a cabo a través del Administrador.

• La Resolución CREG 069 de 2009 indica que es función del Auditor de la Subasta la de “solicitar al Administrador la suspensión de la subasta cuando considere que no se está dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación vigente. ” Se ajusta el texto de la propuesta se precisan las condiciones que permitan al auditor determinar en qué casos el incumplimiento de las normas amerita la suspensión de la subasta.

En cuanto al resultado de la auditoría y la “firmeza” de las obligaciones resultado de la subasta, consideramos que los respectivos contratos se entenderán celebrados como resultado de las asignaciones que se den en la subasta, una vez el auditor haya emitido su informe manifestando que se dio cabal cumplimiento a la regulación. En otras palabras el resultado de la auditoría condiciona el nacimiento de las obligaciones asignadas como resultado de la subasta. Se ajusta texto propuesto para aclarar este aspecto.

3.1.11. AGENTES PARTICIPANTES

ANDESCO.

• “En el punto 2.4 numeral 6), se sugiere revisar la redacción de tal forma que se oriente en sentido positivo como la obligación que tiene los agentes de cumplir la normatividad vigente en materia del servicio público de energía eléctrica y sobre protección de la competencia. ”

158D-072-11 RESPUESTAA LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009

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Sesión No.491

RESPUESTA:

Se acoge la sugerencia, se ajustará la redacción del artículo pertinente.

3.1.12. PERFIL DEL SUBASTADOR

CHEC, CAC, EMPRESA DE ENERGÍA DECUNDINAMARCA, ASOCODIS, ELECTRICARIBE

• En cuanto a numeral 2.3. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL SUBASTADOR, menciona que “El Subastador será una persona natural con reconocida experiencia internacional en la materia"

Consideramos que el subastador debe poder ser una persona natural o jurídica y no solo natural.

• Perfil del Subastador

Es importante que, en aras de lograr una mayor transferencia de conocimientos al sector eléctrico colombiano, y contar con más opciones para la escogencia de los subastadores, se consideren los siguientes criterios en la definición del perfil del subastador:

o Permitir que el subastador sea también una persona jurídica, que reúna en su personal propuesto la calificación de conocimientos requerida para el trabajo.

o Establecer como requisito, para el caso de de subastadores de fuera del país, que presenten la propuesta considerando la participación de al menos un profesional conocedor del tema en Colombia, que vaya ganando experiencia en este tipo de procesos.

• El ítem 2.3 Responsabilidades y deberes del subastador, específica que este último debe ser una persona natural, ¿Por qué no se habla de personas jurídicas también?

• En cuanto a la naturaleza del Subastador, se solicita aclarar por qué no puede ser éste una persona jurídica y respecto al Auditor de la Subasta se considera adecuado especificar que debe tener amplia experiencia en materia de subastas y regulación.

• Comentarios sobre las responsabilidades y deberes del subastador (num. 2.3. ,pg 9)

En cuanto a la naturaleza jurídica del Subastador consideramos que se deben admitir tanto personas naturales como jurídicas, que cuenten con experiencia en procesos similares tanto a nivel nacional como internacional y que no se limite el perfil del auditor de la subasta a personas naturales con experiencia internacional, pues existen empresas idóneas en la materia que deberían poder participar en el proceso. En caso


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Sesión No.491

de que la selección del subastador se restrinja a personas naturales, solicitamos que se expliquen las razones para ello.

RESPUESTA

Aunque en el Reglamento se indicó que el subastador sería una persona natural, en el artículo 38 de la Resolución CREG 023 de 2009, se tenía previsto que el subastador sería una persona natural o jurídica con experiencia internacional. Por lo tanto se procede a la corrección respectiva en el reglamento.

Como se mencionó anteriormente, no se considera necesario que el Auditor certifique amplia experiencia en regulación del sector eléctrico colombiano.

Finalmente, se establecerá un esquema que permita aprovechar la experiencia de la subasta vinculando ia academia para entrenar personal colombiano en el tema.

3.1.13. NORMAS SOBRE COMERCIO ELECTRÓNICO

ELECTRICARIBE, EPSA.

• “Punto 4. Sugerimos que se estipulen los artículos del Código de Comercio que deben ser considerados en materia de comercio electrónico, con el fin de no dar lugar a interpretaciones o controversias al respecto. ”

• “En cuanto al cumplimiento de exigencias establecidas en la legislación que rige en materia de comercio electrónico, consideramos que en el Reglamento de la Subasta se indique con claridad cuáles son las normas que le competen. ”

RESPUESTA:

Al respecto se considera que basta hacer la mención general de la aplicación de las normas sobre comercio electrónico. El Administrador de la Subasta al definir el reglamento del que trata el subnumeral 12 del numeral 2.1 del Reglamento de la Subasta, deberá señalar y dar aplicación a las disposiciones sobre comercio electrónico que sean del caso.

3.1.14. MECANISMOS DE CONTINGENCIA

ELECTRICARIBE, EPSA

• Dentro de ios Mecanismos de Contingencia, en el caso de Suspensión total de la operación del Sistema de Subasta por fallas técnicas, se estipula en el literal b que una vez restablecida la operación y si al criterio del Subastador no existe tiempo suficiente para realizar nuevamente la ronda, la operación del sistema se suspendería hasta el día hábil siguiente. Ante la posibilidad de eta situación sugerimos que las subastas no

D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE ÍAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009

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se programen para días hábiles inmediatamente antenores a días sábados o festivos, de manera que para el caso aquí tratado la subasta se pueda el día hábil siguiente.

• Es necesario que se indique cuales serían los mecanismos de contingencia a emplear cuando se suspenda la operación del sistema de subasta, de manera que los agentes dispongan de las vías alternas que establezca el Administrador.

RESPUESTA

Se acoge el comentario y para ello se modificará el término día hábil siguiente por día siguiente.

El Administrador expedirá un reglamento de operación en donde se indiquen los mecanismos de contingencia.

3.1.15. CLAVES DE ACCESO AL SISTEMA DE SUBASTA

EPSA, ANDESCO, ISAGEN

• Acerca de las claves de acceso al sistema de subasta (numeral 2.5.2.) consideramos conveniente que también se establezca el uso de firma digital en la presentación de ofertas, sin que estas reemplacen el uso de las claves.

• Tal como se definió para el Cargo por confiabilidad y funcionó adecuadamente, se sugiere asignar las claves de ingreso al sistema a cada persona habilitada para participaren la subasta y no sólo una clave por empresa.

• El numeral 2.5.2. del reglamento establece que el Administrador entregará al Representante Legal de cada uno de los agenfes habilitados para participar en la subasta, una clave de acceso al Sistema de Subasta. Al respecto proponemos a la Comisión rescatar el procedimiento que se empleó con éxito en las subastas del Cargo por Confiabilidad, en el cual el Representante Legal de cada compañía delegaba la participación en las personas que se capacitaran y certificaran en el sistema de subasta. Para ello, el Administrador entregaba una clave de acceso, habilitada sólo para cada subasta, a cada uno de los profesionales que habían sido certificados.

• Esta asignación de claves, a criterio de ISAGEN, aplica de una mejor forma a niveles operativos, permitiendo adicionalmente un mejor seguimiento, dado que el sistema sólo sería utilizado por el personal de las empresas que esté debidamente capacitado.

RESPUESTA

Se acoge el comentario y se indicará que las claves de ingreso al sistema se darán a cada persona habilitada para participar en la subasta.


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Sesión No.491

3.2. PROCEDIMIENTO DE LA SUBASTA

3.2.1. PRECALIFICIACIÓN: Compromiso de confidencialidad, compromiso de no colusión y código de buen gobierno.

CHEC, ASOCODIS, EMGESA, ANDESCO, EEC, XM.

• “En cuanto al Código de Buen Gobierno de la empresa se solicita a la comisión verificar cuánto tiempo requieren las empresas para tal efecto y de acuerdo con esto establecer un tiempo prudencial para realizar la primera subasta de tal forma que no se corra el riesgo de que algunos agentes no cumplan con el requisito y no puedan participar en dicha subasta. ”

• “Existen algunas inquietudes relacionadas con los documentos que deben ser presentados por los agentes compradores voluntarios o vendedores que deseen participar en la subasta:Respecto a la suscripción de un compromiso de confidencialidad: consideramos que debe especificarse claramente el contenido de este acuerdo.

En cuanto al Código de Buen Gobierno de la empresa: se solicita a la CREG revisar los tiempos para que una empresa adopte este código, pues resultaría necesario verificar que no se vayan a excluir posibles participantes por incumplimiento de este requisito que afecten a ia demanda, ante lo cual se sugeriría establecer una transición para dar trámite al mismo por parte de los agentes."

• “No parece coherente que bajo la suscripción de un Código de buen gobierno (el cual Emgesa ya posee) se solicite un compromiso de no colusión. ”

• "Se considera innecesario tener que establecer un compromiso de ‘No Colusión’, dado que los agentes son Empresas de Servicios Públicos que tienen la obligación de cumplir la normativa vigente del régimen legal y regulatorio del sector y en materia de promoción de la competencia, los cuales expresamente prohíben prácticas que afecten la competencia y/o se consideren abuso de posición dominante; además las Empresas se encuentran vigiladas y sometidas a un régimen sancionatorio en caso de incumplimiento de dicha normativa. ”

• “Es conveniente que se defina un contenido mínimo sobre el código de buen gobierno o algún modelo aplicable. ”

• "El numeral c, del ítem 3.1.2. Precalificación, se refiere a la obligación de los agenfes participantes de suscribir un compromiso de confidencialidad. Al respecto solicitamos se aclare cuál es el cubrimiento que se busca a través de dicho documento y cuál es la información que se considerará como confidencial.”

• “2. El numeral 3.1.2 Precalificación, sub-numeral 1, literal f, se debe precisar que la responsabilidad de XM en cuanto al código de buen gobierno es exclusivamente verificar el recibo del documento, no sobre la revisión del contenido mismo.”


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RESPUESTA:

Se ajusta la propuesta para eliminar el requerimiento de contar con un Código de Buen Gobierno. Se considera que bastará las disposiciones legales y regulatorias y la manifestación expresa de los representantes legales de los agentes participantes en la subasta de darles cumplimiento.

En este sentido, el compromiso de no colusión se exige como una reiteración a los agentes de su deber de respetar la libre competencia y actuar conforme a las normas respectivas. Es cierto que este es un deber legal que debe ser acatado rigurosamente por todo agente que desarrolle una actividad económica, lo cual, consideramos, es compatible con el que se establezca la obligación para quienes participen en las subastas MOR de suscribir un documento manifestando su compromiso de abstenerse de incurrir en prácticas contrarias al mencionado deber legal. En el mismo sentido, no se considera que haya incoherencia alguna entre contar con un Código de Buen Gobierno y suscribir el mencionado compromiso. Si una disposición en el sentido mencionado está incluida en el Código de Buen Gobierno de la empresa, no habrá dificultad para las directivas de la misma en reiterar su compromiso.

El compromiso de confidencialidad se refiere a la información que se da a conocer a los agentes antes y en desarrollo de la subasta, el reglamento indica qué parte de esta información es pública y cual es reservada.

Se ajusta la propuesta para aclarar que en el reglamento que elabore el Administrador de la Subasta, de los que trata el subnumeral 12 del numeral 2.1 del Reglamento de la Subasta, deberá incluir los formatos de los compromisos de confidencialidad y de no colusión.

3.2.2. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA REGULADA

ANDESCO

• “Teniendo en cuenta que esta responsabilidad de 'centralizar1 ia contratación de energía regulada, bajo un esquema de comprador único, tiene asociado un nivel de riesgo que se debe mitigar al máximo, las empresas comercializadoras reiteran su voluntad para contribuir en la definición de los criterios y la metodología de proyección para la Demanda Objetivo a contratar, para lo cual insistimos en la necesidad que la UPME en el momento oportuno exponga y participe al sector dicha metodología.”

CODENSA

• “... se debe garantizar que para el cálculo de la demanda objetivo las proyecciones de la UPME recojan comentarios de los agentes. En este punto consideramos conveniente que se establezca como demanda objetivo un porcentaje del escenario medio de demanda establecido por la UPME. ”

RESPUESTA


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En lo que respecta a la proyección de demanda, la propuesta planteada en la Resolución CREG-023 de 2009 se ha ajustado teniendo en cuenta los comentarios y los análisis complementarios realizados por la CREG.

La nueva propuesta tiene las siguientes características:

Se parte de la información histórica de compras reguladas registradas en el ASIC.- Los agentes comercializadores son los que reportan los crecimientos esperados

en su mercado y los efectos en la tasa de crecimiento por cambio en el umbral de usuario regulado a no regulado.

- Se define un procedimiento de verificación y ajuste teniendo en cuenta la desviación de las tasas reportadas por los agentes y las reales.Se define la forma de hacer pública las proyecciones y sus ajustes a cada agente comercializador.

La descripción completa de la nueva metodología se tiene en el Anexo III.

3.2.3. FUNCIÓN DE DEMANDA

EPSA

• "El precio de apertura de la Subasta se constituye en un importante elemento para incentivar un grado aceptable de competencia. Por lo tanto, se sugiere que el precio de apertura de la Subasta se fije en el doble del precio de cierre de la última subasta realizada.

Para la primera subasta se podría definir como precio de apertura el doble del precio promedio de los contratos de largo plazo de la demanda regulada del año inmediatamente anterior.”

ACOLGEN

• “Precio de apertura de la subasta (PP2):Acolgen considera que el formato de subasta más apropiado para el MOR es la de Reloj Descendente, más si se estima que éstos son mecanismos que ayudan a crear mercado y con ello valor económico. Sin embargo es importante que se defina de manera general la metodología para la definición, tanto del precio de apertura como del precio asociado a la demanda objetivo (Pp1) de cada una de las subastas.

En una subasta dinámica, el precio de apertura constituye un mecanismo eficiente para inducir un grado aceptable de competencia al generar los incentivos necesarios para la participación de un número plural de vendedores que permitan alcanzar un grado aceptable de competencia en la primera ronda. Esto posibilita el proceso de ajuste de precios, y por lo tanto no se podría esperar que éste sea el precio de cierre.

Habida cuenta lo anterior, Acolgen sugiere que el precio de apertura de la subasta (PP2) se fije como el doble del precio de cierre de la última subasta realizada, lo cual garantiza un mecanismo transparente de definición de la curva de demanda. Para la primera subasta, se podría definir como precio de apertura el doble del precio


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promedio de los contratos de largo plazo para demanda regulada durante el año inmediatamente anterior.”

CHIVOR

* "... la Resolución 071 de 2006 Remuneración del Cargo por Confiabilidad establece el“Precio de Escasez: Valor definido por la CREG y actualizado mensualmente que determina el nivel de precio de bolsa a partir del cual se hacen exigidles las Obligaciones de Energía Firme, y constituye el precio máximo al que se remunera esta energía”

Es decir, la remuneración del Cargo por Confiabilidad ofrece un precio máximo a la demanda, luego por definición el precio Pp2 (precio máximo) debe ser igual al Precio de Escasez. ”

RESPUESTA

El precio Pp2 define en gran medida la función de demanda regulada de la subasta, la cual tiene 2 objetivos principales (ver Cramton y Ausubel, 2004):

• Desincentiva la colusión al limitar su ganancia máxima.• Reflejar una disposición a pagar por el producto, que en este caso es una cobertura

de precios.

Por lo tanto, el precio Pp2 debe ser un valor alto que incentive la participación pero no excesivamente alto (como el precio de escases), dado que un precio de esta magnitud supondría la posibilidad de que se comprara una porción alta de la demanda objetivo aprecios muy elevados e incentivaría la colusión (explícita o implícita).

CHIVOR

• “El relación al precio Pp1 (precio de inflexión), consideramos que debería ser un precio lo suficientemente alto que motive la participación de los agentes vendedores. La CREG puede establecerse una metodología que permita determinado, ya que la metodología de reloj descendente, por si misma, asegura que la subasta será eficiente, transparente y motiva la competencia.”

ACOLGEN

• “Precio correspondiente a la demanda objetivo(PPI):Para la definición del precio correspondiente a la demanda objetivo (PP1), Acolgen propone hacer uso de la siguiente metodología:Primera subasta: El valor del Me estimado para el período objetivo (a contratar). Segunda subasta en adelante: El precio de cierre de la última subasta, más la volatilidad anualizada del precio de Bolsa para el período de tiempo transcurrido desde la última subasta, utilizando los últimos cinco años de historia del precio de Bolsa.”


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RESPUESTA

Existe suficiente evidencia teórica y empírica (ver Milgrom (2004), Kemplerer (2002), Harbord y Pagnozzi (2008)) para afirmar que una subasta de reloj descendente por sí misma no garantiza la eficiencia económica, la transparencia ni un nivel alto de competencia entre los participantes. Por el contrario, la existencia de un nivel suficiente de competencia es una condición para la eficiencia de este tipo de subastas.

Por otro lado, la función del precio Pp1 no es motivar la participación, dado que no será público, sino que es un parámetro que define la curva de demanda. La metodología utilizada para calcularlo tendrá en cuenta los resultados de las anteriores subastas y los precios de otro tipo de transacciones, como son los contratos bilaterales, sin embargo esta tendrá carácter de confidencial12.

EPM

• “EPM considera que la función de demanda debe reflejar la expectativa de precios futuros y por lo tanto debe considerar en su definición variables de mercado, tales como margen entre oferta y demanda, expectativas de precios, precios de subastas anteriores para el mismo tiempo, entre otros, de tal manera que en la definición de precios de esta función se reflejen tanto las expectativas de la demanda, como las expectativas de los vendedores con el fin de inducir incentivos y, por ende, suficiente competencia. Por consiguiente dicha función debe estar soportada en las expectativas futuras del mercado y no en valores históricos de periodos anteriores. ”

CODENSA

• “Numeral 3.1.3.1 Función de Demanda Regulada: Se solicita que la Comisión enuncie los principios con los cuales determinará el precio máximo y el precio de inflexión, ya que la propuesta solo da la definición de estas variables. Este planteamiento aplica también al numeral 3.1.3.4, Precio de inicio de la subasta. ”

ANDESCO

• “Se reitera la importancia que para los parámetros fundamentales de la función de Demanda regulada, tales como el Precio Máximo (pp2), Precio de inflexión (Pp1) y la proyección de la Demanda Objetivo, se defina una metodología o criterios generales para su cálculo, sin que ello implique revelar información de carácter estratégico para el desarrollo de la subasta. ”

GECELCA

• “... sugehmos se establezca una metodología que permita definir de igual forma para cada subasta MOR: el “Pp2 Precio máximo para la compra de productos para demanda regulada en $/kWh." Y el "Pp1 Precio de inflexión, precio por debajo del cual se compraría la demanda objetivo en $/kWh. ””

• “Proponemos se establezca una única fórmula que permita determinar los precios de apertura y cierre de igual forma para todas las subastas del MOR, teniendo en cuenta

12 V e r secc ión de po lítica de in fo rm ación .


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que éste aspecto es clave para el desarrollo de las subastas, y tiene alta incidencia en la definición del precio de adjudicación."

ISAGEN

• "Función de Demanda ReguladaLa propuesta establece que la Función de Demanda Regulada será determinada por la CREG previo al inicio de cada subasta.

Como es lógico, los valores asociados a los diferentes puntos de la función deberán variar entre cada subasta. Sin embargo, por transparencia y garantía de estabilidad regulatoria, la metodología general para la estimación de los diferentes parámetros que componen la curva, deberán ser establecidos como parte del reglamento de la subasta.

En ese sentido, proponemos que el reglamento definitivo contenga la formulación y criterios que permitirán a la CREG realizar la fijación de los precios PP1, PP2 y la determinación del porcentaje de demanda regulada que se subastará, así como la determinación del número esperado de subastas en los cuales se espera realizar la asignación.

Del mismo modo, sugerímos a la CREG que esta información sea entregada a los agentes previo al proceso de subasta, dado que la misma permite realizar validaciones a los comercializadores que atienden usuarios regulados y a los agentes vendedores realizar una planeación adecuada de las cantidades disponibles en el largo plazo, incorporando en sus ofertas toda la información necesaria para que la formación de precios se realice de manera eficiente y con la menor incertidumbre posible. ”

ELECTRICARIBE

• “Con relación a la función de demanda regulada, consideramos necesario que se mantengan en reserva por parte de la CREG los parámetros que definen el nivel y la forma de la función de demanda en cada subasta, a partir de los cuales se definirán los precios de apertura y de cierre que se determinarán la función de demanda, así como el nivel de demanda regulada que se va a subastar, dado que dicha información le facilitaría a los vendedores la adopción de comportamientos estratégicos. Consideramos que la CREG debe mantener un equilibrio entre la reserva de información estratégica y la información necesaria y suficiente para que se incremente el nivel de riesgo y las conductas de aversión al riesgo por parte de los vendedores, que puedan presionar aumentos del precio. ’’

• “.. Los parámetros Pp1 y Pp2 de la función de demanda regulada se podrían calibrarpara cada subasta con base en la información solicitada a los vendedores o con base en la situación particular del mercado. De ser el caso, es conveniente que le lapso de tiempo entre el suministro de esta información y ¡a ejecución de la subasta no sea muy extenso, con el fin de que no se registren cambios en la valoración de la energía por parte de los vendedores, que invaliden la calibración que haga la CREG.’’


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RESPUESTA

Los valores Pp1 y Pp2 serán definidos por la Comisión con base en la información del mercado, en la información que se solicite a los agentes y en los resultados de las subastas anteriores. Sin embargo, no es conveniente que se publique una metodología con antelación a la implementación del esquema. Adicíonalmente, la variable Pp1 es de carácter confidencial13. En cuanto a los criterios que se tendrán en cuenta al definir estas variables, la Comisión definirá los valores que considere más apropiados para cumplir con los objetivos del esquema MOR.

Por otro lado, la transparencia en una subasta no implica que la curva de demanda tenga que ser revelada a los participantes14. Esa transparencia se entiende por el hecho de que a todos los participantes se les de la misma información y que las reglas de asignación se basen exclusivamente en las ofertas realizadas.

3.2.4. TIPO DE SUBASTA

EPM

• "De acuerdo con lo definido en el numeral 3.2.1 de la resolución CREG 069 de 2009 se entiende que la Comisión podrá utilizar subasta de sobre cerrado en otros casos distintos a los casos especiales. Por lo tanto, se solicita que se defina de manera explícita en el reglamento general en qué casos podría utilizarse este tipo de subasta y por supuesto, que éstos sean definidos con criterios objetivos y verificadles.”

CODENSA

• “Es importante resaltar que el reglamento no deja claro el tipo de subasta a realizar (reloj descendente o sobre cerrado), ya que la Comisión menciona que se definirá el tipo de subasta de acuerdo, entre otros, con las condiciones del mercado, sin establecer en detalle las condiciones que se analizarán en cada caso; adicionalmente la Comisión se reserva el derecho de hacer una subasta tipo sobre cerrado cuando lo considere conveniente.”

EEC

• “El ítem 3.2.1. Definición del tipo de subasta, se refiere a las condiciones evaluadas para escoger el tipo de subasta, entre ellas “las condiciones de mercado”. Al respecto solicitamos se especifiquen cuáles son dichas condiciones y en qué casos las mismas determinan la utilización de una u otra forma de subasta”.

ANDESCO

• "Se sugiere definir cuáles son las condiciones o criterios de mercado, diferentes a las cantidades ofertadas, que llevarían a la Subasta de sobre-cerrado."

13 V er secc ión de po lítica de in form ación.u En H arbord y P agnozzi (2008) se encuen tra un e jem p lo del po r qué bajo c ie rtas c ircunstancias, la pub licac ión de la cu rva de dem anda a fecta la e fic ienc ia de la subasta.


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CHEC

• “'Consideramos importante que se defina explícitamente en qué casos aplicaría sobre cerrado. ”

ISAGEN

• . solicitamos a la CREG establecer explícitamente en la norma finalmente expedida,cuáles serían las "condiciones de mercado", diferentes a ios casos especiales de subasta, que llevarían a determinar la necesidad de emplear una subasta de sobre cerrado en lugar de una subasta de reloj descendente."

CAC

• "Condiciones para la escogencia del tipo de subastaEs necesario que la Comisión especifique con mayor claridad el procedimiento o la metodología a seguir para determinar qué tipo de subasta se debe aplicar. Adicionalmente, el considerar las demandas de los mercados regulado y no regulado para determinar este tipo de condiciones, puede originar que en más casos se presente oferta insuficiente o se den las condiciones para optar por la utilización de las ofertas de sobre cerrado."

ASOCODIS

• “Se solicita que el Regulador aclare que la utilización del tipo de subasta “Sobre Cerrado” lo hará la Comisión sólo ante una condición de Caso Especial en la Subasta, ya que el numeral 3.2.1 dejo abierta la posibilidad para que la CREG realice una subasta de sobre cerrado cuando lo estime conveniente. No obstante, se considera que no es claro cómo la subasta de Sobre cerrado cuando lo estime conveniente. No obstante, se considera que no es claro cómo la subasta de Sobre Cerrado resuelve el problema de competencia u oferta insuficiente. ”

RESPUESTA

La Comisión seleccionará uno de los dos tipos de subasta propuestos (Sobre Cerrado o Reloj Decreciente) dependiendo del que considere más apropiado para asegurar una formación eficiente del precio de acuerdo a las condiciones del momento.

Consecuentemente, no es recomendable definir antes de la implementación del esquema condiciones explícitas para la selección de uno o el otro mecanismo. Dado que uno de los criterios principales para la toma de esta decisión será los resultados que se vayan obteniendo a medida que el mecanismo evoluciona. Sin embargo, los casos especiales definidos en la propuesta de reglamento son indicadores explícitos que se tendrán en cuenta en la definición del tipo de subasta.

Por otro lado, es decisión propia de los vendedores o compradores que representan a la demanda no regulada si participan, y como participan, en el tipo de subasta seleccionado por la Comisión.


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EPM

• "Por otra parte, de la participación en el taller, entendemos que todas las subastas, tanto de reloj descendente como de sobre cerrado serán del tipo marginalista. Consideramos importante estas precisiones queden explícitas en el texto definitivo de la resolución. ”

RESPUESTA

En el literal B del numeral 3.3.2 se establece "La subasta de sobre cerrado funcionará deigual forma que una subasta de reloj descendente de una sola ronda, donde el precio deinicio de la ronda es Pp2 y el Precio de Cierre será igual a cero". Por lo que el hecho deque es una subasta de precio uniforme si está explícito en el documento.

CAC

• “Es importante también señalar que en los casos especiales, la subasta de sobre cerrado podría no ser la solución al problema. Se entiende que las subastas de sobre cerrado son mecanismos que se emplean para evitar posibles comportamientos colusivos. En ese sentido, no es claro cómo este mecanismo superaría, mitigaría o corregiría las condiciones de oferta o competencia insuficiente, y que no podrían ser afrontadas de mejor manera mediante la subasta de tipo reloj descendente, dado que esta última constituye un mecanismo que considera la revelación de costos y preferencias entre competidores, mientras que la subasta de sobre cerrado podría concentrar mayor riesgo para los vendedores, al efectuarse mediante una sola ronda. La reducción de información para los agentes participantes podría conducir a una estimación superior del nivel de riesgo, y por tanto, podría inducir a los vendedores ofertar precios superiores a los que se presentarían en el caso de las subasta de reloj descendente de múltiples ondas. Se considera necesario que la Comisión revise la utilización del procedimiento de la subasta de sobre cerrado, en términos tanto del control de posibles acuerdos entre agentes, como del nivel de riesgo asumido por los vendedores. ’’

• “Por tanto, se sugieren varias alternativas, entre las que se consideran: a) evaluar la posibilidad de suspender el proceso y realizar una nueva subasta de reloj descendente; o b) modificar la curva de demanda, siempre y cuando en este último caso se defina desde el reglamento general cómo se realizaría dicha modificación (el desplazamiento de la curva cómo se realizaría)."

ANDESCO

• “... es conveniente precisar la forma en la cual la Subasta de sobre-cerrado contribuye de manera más eficiente a manejar las situaciones de oferta o competencia insuficiente, en particular condiciones estructurales de escasez de oferta; por lo cual para casos especiales se sugiere revisar la alternativa de realizar una nueva subasta de reloj descendente o se modifique la función de demanda (precios y cantidades) con una metodología explícita y con criterios objetivos para la aplicación de la misma.”


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ELECTRICARIBE

• "Es necesario dar mayor claridad, dado que no es evidente, acerca de cómo la subasta de tipo sobre cerrado, contribuye a resolver los problemas de oferta o competencia insuficiente, tanto en situaciones de coyuntura como frente a situaciones estructurales. Entendemos que las subastas de sobre cerrado son mecanismos que se emplean para evitar posibles acuerdos colusivos. Sin embargo, insistimos en la observación que sobre este aspecto realizamos en nuestra comunicación de comentarios a la Res. CREG 023-09, en el sentido de que no son claras las ventajas de este tipo de subasta ente dichas condiciones. Consideramos necesario que ¡a Comisión justifique el procedimiento de la subasta de sobre cerrado en términos tanto del control de posibles acuerdos entre agentes, como del nivel de riesgo asumido por los vendedores. ”

RESPUESTA

La principal diferencia existente entre la subasta de sobre cerrado y la subasta de reloj descendente es que en esta última los vendedores conocen la oferta agregada de sus competidores y el valor del MPO, y con base en dicha información pueden modificar sus planes de oferta originales en medio de la subasta.

Esta información permite conocer las valoraciones de los competidores, lo cual minimiza ei efecto de la maldición del ganador y permite el descubrimiento de precios15; características que son consideradas positivas para la formación del precio. Sin embargo, en escenarios de alta concentración de la oferta y/o de competencia reducida, esta información podría aumentar en gran medida las posibilidades que se presenten los siguientes comportamientos:

• Colusión implícita: Si un agente concentra una gran parte de la oferta, este podría enviar señales a los demás a través de las reducciones en sus ofertas, dado que dichas reducciones serían notorias a pesar de que solamente se publica la información de la oferta agregada10.

• Colusión explícita: Conocer la oferta agregada en cada ronda podría facilitar la verificación del cumplimiento de acuerdos entre los participantes.

• Condición Pivotal: Un agente que concentre una gran parte de la oferta podría estimar relativamente bien si es pivotal a pesar de tener incertidumbre en la función de demanda.

Por lo tanto, se considera que en los casos especiales definidos de la resolución de consulta CREG 069 de 2009 puede ser más conveniente la subasta de sobre cerrado.

ISAGEN

• “Subasta de Sobre Cerrado.El literal B del numeral 3.3.2. de la propuesta, pone en consideración de los agentes la metodología para el desarrollo de la Subasta de Sobre Cerrado.

15 V e r secc ión de po lítica de in fo rm ación .16 Un e jem p lo de este tipo de com portam ien tos se encuen tra en K em p le re r (2002)


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Sesión No.491

Como es presentado por la Comisión, la subasta funcionaría igual que una subasta de reloj descendente, pero en una sola ronda, en la cual los agentes pueden enviar cincuenta (50) parejas de precio y cantidad.

No obstante, durante el desarrollo de una subasta de reloj descendente los agentes pueden modificar durante cada ronda los valores de los Márgenes de Preferencia Regulado y No Regulado. Si bien esto no es posible realizado al interior de cada ronda, consideramos que en el caso de una subasta de sobre cerrado el precio de apertura y cierre de la ronda es suficiente amplio para requerirse ajustes a los márgenes a medida que cambian las parejas ordenadas reportadas por los agentes.

En consecuencia, solicitamos a la CREG ajustar el procedimiento de la subasta de sobre cerrado, de manera que ios agentes puedan entregar diferentes valores para los Márgenes de Preferencia Regulado y No Regulado, asociados a las parejas de precio y cantidad ofertadas. ”

RESPUESTA


3.2.5. PARTICIPACIÓN DE NO REGULADOS.

CODENSA

• "Definición del tipo subasta: El reglamento define la realización de una subasta simultanea para la Demanda Regulada y la No Regulada, lo cual genera que algunas condiciones específicas de un mercado afecte el precio, tipo de subasta y asignación del otro mercado. En este sentido considerando conveniente que se dé inicio al MOR únicamente con la subasta para el mercado regulado, y se implemento lo correspondiente a! Mercado No Regulado en una fase posterior.

Al unir las dos subastas, el oferente puede preferir vender al Mercado No Regulado, teniendo en cuenta que al elegir este mercado las condiciones de contratación son bilaterales. ”

• “Para establecer la oferta insuficiente se suma la Demanda Regulada y la Demanda No Regulada, puede que se presente esta condición pero sin embargo la oferta supere la Demanda Regulada. En este caso se debe analizar por parte de la comisión si es conveniente no incluir la Demanda No Regulada en la subasta para evitar que se presente esta situación debido a que los agentes no están interesados en vender para el Mercado No Regulado. ”

ASOCODIS

• “consideramos que realizar una subasta simultanea para el Mercado Regulado y No Regulado, puede hacer que se presenten casos especiales para la subasta, afectando así la asignación de un mercado por efectos del otro."

D-072-1 ? RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009

172

Sesión No.491

EMGESA

• "Consideramos prudente que la comisión considere que el inicio del esquema MOR se centre en el Mercado Regulado, dejando que el No Regulado entre en una etapa posterior, lo cual permitiría recoger la experiencia de éste y solventar dudas que subyacen actualmente como:

o Traslado de usuarios entre mercados: este tema está ligado a la estabilidad en la definición de la demanda objetivo, en este sentido es necesario definir reglas claras en este tema, lo que permite minimizar de los riesgos de sobrecontratación para la demanda que atiende usuarios regulados

o No es claro si la subasta para el mercado no regulado es anónima o no, lo cual generaría una inconsistencia frente al manejo bilateral de los deberes y obligaciones, más aun cuando el recaudo y cálculo de garantías es centralizado.

o Falta de coherencia entre la suscripción de las garantías de participación y cumplimiento, para el Mercado No Regulado y la definición bilateral de las clausulas del contrato, en particular el manejo bilateral de riesgo de crédito.”

o Para el caso de un agente que quiera participar en el Mercado Regulado y el Mercado No regulado, es claro que los productos son totalmente diferenciados, con factores de carga diferentes. La definición de los productos que representan cantidades y curvas diferentes de energía, hace que se vean reflejadas en el precio (es decir en las ofertas de los agentes). La propuesta planteada en el modelo, no recoge esta experiencia ya que equipara e incluso invierta la lógica de los productos, privilegiando aquel que tiene un mayor factor de carga, condenando de entrada el éxito de este mercado; valorando a un mismo precio la oferta; sin diferenciar las ofertas características de cada mercado. ”

ACOLGEN

• “Por otra parte, sugerimos que debido a las implicaciones que tiene la realización de subastas simultáneas (para el MR como el MNR), adicional a que no hay claridad en la reglamentación actual sobre el traspaso de usuarios del mercado regulado al no regulado y viceversa, y a las restricciones de participación; sugerimos que la fase inicial de MOR se realice sólo para el Mercado Regulado."

RESPUESTA

Al respecto, se realizaron las siguientes consideraciones:

o Se considera que el formato de subasta simultanea utilizado no será un problema al implementar el MOR dada la experiencia en este tipo de subastas por el diseñador de la misma.

Adicionalmente, ha sido expuesto a los agentes con mucha antelación al inicio de la primera subasta del MOR por medio de la resolución CREG 069 de 2009, el taller realizado el día 18 de junio de 2009 (circular CREG 020 de 2009) y la publicación de un simulador del mismo (circular CREG 023 de 2009).


173

0^

Sesión No.491

o El problema potencial que se puede presentar por efecto de la posibilidad que tienen algunos usuarios de trasladarse sin restricciones del mercado regulado al no regulado y viceversa, consiste en que estos usuarios podrían exponerse a Bolsa en los periodos en que el Precio del MOR fuera superior al precio de Bolsa, y cuando la situación se invirtiera pasarían al mercado regulado. Con lo que obtendrían una cobertura de precios por la que no están pagando a consta de la demanda regulada.

Esta situación es independiente de Ja participación como compradores de Jos comercializadores que atienden demanda no regulada en las subastas del MOR. En la resolución CREG 183 de 2009 se realizaron los ajustes correspondientes.

• Existe una restricción a la participación de agentes integrados verticalmente como vendedor y comprador voluntario, como se observa en la resolución CREG 023 de 2009,

• Las dificultades que varios usuarios no regulados tuvieron al intentar realizar compras mediante contratos bilaterales el año 2008 es un indicador de que la partición de este segmento de usuarios es necesaria en el MOR.

3.2.6. CASOS ESPECIALES

CODENSA

• "Es importante que en el Reglamento de la Subasta se especifiquen los eventos en los que el Administrador debe considerar que se presentan Casos Especiales que ameritan la toma de acciones alternativas, tales como la cancelación de la subasta.”

RESPUESTA

Conforme al numeral 3.3.2 es la CREG y no el Administrador de la Subasta quien determina cuando la subasta es especial y cuáles son las acciones que se toman al respecto.

CODENSA

• “Competencia insuficiente: Se debe revisar la fórmula que define que un agente es pivotal y dar la definición de agente pivotal, ya que no es clara, al parecer falta aplicarle un condicional a la formulación.”

XM

". consideramos debe aclararse la expresión en el sentido de que la condición de pivotal se evalúa siempre y cuando DR sea positivo.

Así mismo, la definición de DRj hace referencia a la demanda resuidual de un agente o a un grupo de agentes de un mismo grupo empresarial. En la descripción de la componente “Z O fe r ta s O tros A g e n te s ”, se habla de las ofertas de productos de los otros agentes diferentes al agente /, lo cual corresponde al primer caso mencionado en la definición de DR,, pero no existe una descripción que corresponda al segundo


174

Sesión No.491

caso, el del grupo empresarial. Igualmente en este literal es necesario definir la componente OfertaAgente,, para los dos casos planteados. ’’

EMGESA

• “Con respecto a la formulación establecida para la verificación del caso especial de “Competencia Insuficiente”, definida en el numeral 3.2.2 literal b), entendemos que busca comparar la Demanda Residual con la oferta de un agente para determinar si éste es pivotal, considerando que la formulación propuesta no cumple el objetivo debido a que para cualquier evaluación siempre se define como agente pivotal."

EPSA

• “Consideramos que la competencia insuficiente debe “declararse" cuando la participación de un agente vendedor es indispensable para satisfacer la Demanda Objetivo que agrega la demanda regulada y la no regulada. Por lo tanto, un agente sería pivotal solo si al no participar en la subasta, la “Demanda residual del agente i” es mayor a cero, ..."

CAC• "... se sugiere revisar la fórmula para determinar si un agente es pivotal (que se

constituye en uno de los casos especiales señalados en el Reglamento). Se sugiere la siguiente expresión teniendo en cuenta que cuando la demanda residual es positiva, quiere decir que el mercado no se vacía, lo cual implica que este agente puede colocar precio ...”

CHEC

• “Se debe revisar la fórmula para validar si el agente i es pivotal, ...”

ELECTRICARIBE

• “La determinación de Competencia Insuficiente, literal b, se efectúa a partir del cálculo de la demanda residual (DRi) que señalaría la existencia de un agente pivotal. Consideramos que la formulación allí planteada (pág. 16/22) es incorrecta.”

RESPUESTA

Se acepta la corrección

CODENSA

• “Numeral 3.2.2 Determinación de Casos Especiales de la Subasta: No es claro como se establece la oferta insuficiente ni los pasos a seguir para determinar si se compra una menor demanda, la oferta disponible o si se recurre a otro método. Se debe dejar claro cuáles son los criterios para determinar que al comprar menos a la oferta disponible se alcanzó un precio de mercado.


175

0 ^

Sesión No.491

• "Numeral 3.2.3 2. Dentro de las alternativas por las que puede optar la CREG en los casos especiales de la subasta, se considera la Modificación de Función de Demanda Regulada, se debe indicar como se realiza la modificación si se cambia el valor de Pp1 o de la demanda objetivo.”

CAC

• “Oferta insuficienteAunque en el numeral 3.2.2 se hable de la oferta insuficiente, es deseable que la Comisión presente mayor detalle de las condiciones que se deben dar, y los criterios para definir los procesos que se derivan de la declaración de oferta insuficiente, como por ejemplo los criterios para definir el porcentaje de energía a comprar a partir de las ofertas recibidas, entre otros."

EPM

“Cabe señalar, en todo caso, que si la Comisión decide en estos casos especiales realizar una modificación de la función de demanda, debe dejar establecido metodológicamente en el reglamento general cómo va a proceder para realizar dicha modificación. ”

RESPUESTA

Una de las condiciones para que una subasta sea exitosa es que exista suficiente competencia al precio de inicio. Por lo tanto, si en las ofertas iniciales al menos un agente es pivotal para una demanda igual a la demanda objetivo, realizar la subasta en dichas condiciones conllevaría a resultados ineficientes por efecto de la violación de los supuestos teóricos que se utilizaron en el diseño de la subasta.

Las causas de esta situación podrían ser:

• El precio de inicio fue fijado en un valor muy bajo.* La demanda objetivo es muy alta con relación a la oferta disponible.* Existen condiciones particulares al momento de realizar la subasta que restringen la

oferta, como pueden ser comportamientos no competitivos, expectativas desfavorables de las condiciones hidrológicas, etc.

Por lo tanto, ante esta situación el regulador tendría que evaluar cual son los causantes y actuar consecuentemente. Esta es la razón por la que no se fijan pasos a seguir preestablecidos, dado que se necesita de cierta flexibilidad para tomar las decisiones que permitan solventar estas situaciones excepcionales.

CAC

• "... en la Resolución se expresa que la calificación de los casos especiales se hará al inicio de la subasta. Sin embargo, esto puede generar dificultades a los oferentes para la preparación de las ofertas, toda vez que en el evento en que se determine un caso de estos y se decida hacer una subasta de sobre cerrado, los vendedores tendría que presentar en un período corto de tiempo la propuesta (la cual en genera!, debe ser


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Sesión No.491

diferente a la propuesta que realicen para la primera ronda de la subasta de reloj descendente). Por tanto, se considera que dicha evaluación debe hacerse antes del inicio de la subasta, tomando como referencia las ofertas que los agentes entregan para la calificación.”

ASOCODIS

• “Se requiere absoluta claridad sobre el momento en el que debe realizarse la verificación de las condiciones de Caso Especial de la Subasta: “Oferta Insuficiente” y “Competencia Insuficiente

RESPUESTA

Al respecto, se incluyó en la resolución definitiva del reglamento de la subasta el esquema general que tendrán los cronogramas de las subastas del MOR que se publiquen en la resolución de convocatoria.

ELECTRICARIBE

• “Se sugiere la siguiente expresión, teniendo en cuenta que cuando la demanda residual es positiva, quiere decir que al excluir la oferta del agente i, aún queda demanda por atender de forma que el mercado no se vacía, lo cual implica que este agente puede colocar precio:

DRi = DO O fe r ta s O tros Agentes

Si, DRi > 0 -> e l agente i es p w o ta l"

De aplicarse la regla corregida para la determinación de competencia insuficiente, de acuerdo con la formulación corregida, la situación general es que la mayoría de agentes en nuestro sistema serían pivotales y por lo tanto que casi siempre habría competencia insuficiente, aún a pesar de que en muchos casos la oferta agregada supere a la demanda agregada.”

Es necesario tener en cuenta que el 66% de la energía firme para los años 2008-2009 se concentra en 4 agentes y que en 2008 el 67% de la energía que se produjo se concentró en tres agentes. Con base en lo anterior, sugerimos que se informe a la demanda los análisis y las conclusiones alcanzadas sobre las implicaciones del grado de integración horizontal que presenta o podría presentar la oferta de energía en el país en el futuro, así como sobre los efectos de la aplicación de la regla propuesta para la identificación de las situaciones con competencia insuficiente.”

RESPUESTA

Al respecto se realizaron las siguientes consideraciones:


177

Sesión No.491

• Las plantas hidráulicas pueden comprometer una cantidad de energía adicional a su ENFICC sin incurrir en un alto riesgo. Por lo que en el MOR se espera una oferta agregada mayor a la suma de las ENFICC de las plantas.

• Para un mismo periodo de compromiso se realizarán varias subastas, por lo que puede que en algunas de estas se presente el caso especial "Competencia insuficiente” y en otras no.

• No necesariamente toda la demanda regulada debe ser cubierta mediante compras en el MOR, dado que un porcentaje se podrá comprar en la bolsa de energía.

• Los límites establecidos por regulación relativos a la concentración de la actividad de generación en el SIN se encuentran principalmente en las resoluciones CREG 042 de 1999, en la 60 de 2007 y 101 de 2010.

ELECTRICARIBE

• “Es necesario que se aclare si las acciones planteadas ante los casos especiales sólo aplican para los casos especiales planteados en el numeral 3.2.2 (oferta o competencia insuficiente), o si aplican también cuando la Comisión concluya, con base en ¡as cantidades ofertadas por los vendedores y las condiciones de mercado (casos planteados en el numeral 3.2.1), que no existen las condiciones idóneas para la realización de la subasta."

RESPUESTA

Conforme a lo establecido en el numeral 3.2.2, las acciones descritas en el numeral 3.2.3solo se tomarán cuando se presenten casos especiales.

ELECTRICARIBE

• "Una de las alternativas de actuación de la CREG ante los mencionados Casos Especiales, es la cancelación de la subasta, ante lo cual se procedería a finalizar la subasta y reprogramar una nueva. En este caso, reiteramos nuestro comentario ya efectuado, referente a que bajo ningún motivo debe acumularse la energía no cubierta para una subasta posterior, sino programar una nueva subasta, pero respetándose siempre el número mínimo de subastas anuales a realizar.”

RESPUESTA

El número de subastas que se realizarán para un periodo de compromiso y la demanda objetivo son decisiones que la CREG tomará en su momento. Por lo que la acumulación de parte o toda la energía de una subasta cancelada para la siguiente subasta es una opción que puede presentarse.


Sesión No.491

3.2.7. MECÁNICA DE LA SUBASTA

ISAGEN

• '‘Función de Demanda No Regulada

El reglamento propuesto establece que los agentes que deseen participar como compradores en este mercado deben enviar al Administrador una curva de demanda que relacione precios y cantidades. No obstante, no es clara la cantidad de parejas que pueden enviarse, dado que la tabla contenida en la propuesta presenta un máximo de 5 puntos, mientras la explicación a la tabla habla de 50. Solicitamos a la Comisión aclarar este punto.”

RESPUESTA

Se realizó la corrección correspondiente.

CODENSA

• "Numeral 3.3.2. No es clara la forma como los agentes establecen el Margen de Preferencia de la demanda regulada MPR y el Margen de Preferencia de la Demanda No Regulada MPNR y su efecto sobre la subasta. ”

RESPUESTA

Los valores MPR y MPNR son ofertados por los agentes, por lo que su determinación depende de las valoraciones que haga cada agente de los diferentes productos. Por otro lado, estos valores finalmente determinaran el valor de la variable MP, la cual es la diferencia de precios entre ambos productos.

ANDESCO

• “Se considera conveniente que se determine con certidumbre el número de parejas ‘precio-cantidad’ que puede enviar un comprador voluntario para mercado no regulado."

RESPUESTA

En el numeral 3.1.4 se establece que el número de pares precio-cantidad de la función de demanda de cada comprador voluntario es igual o inferior a 20.

ANDESCO

• "Dado que uno de los requisitos para la calificación de cada agente para participar en la subasta corresponde a la entrega de un documento que presente la cantidad ofertada al precio de inicio para el producto regulado y teniendo en cuenta que la subasta será simultanea para los mercados regulado y no regulado, en la cual las


Sesión No.491

cantidades ofertadas son totales y se asignan a cada mercado dependiendo de los márgenes de preferencia, serla adecuado ajustar el requerimiento, de manera que la oferta entregada para la calificación corresponda a la oferta total al precio de inicio de la subasta."

ISAGEN

• “CalificaciónUno de los pasos que debe cumplir cada agente para calificarse y poder participar en la subasta corresponde a la entrega de un documento que presente la cantidad ofertada al precio de inicio para el producto regulado.Teniendo en cuenta que la subasta será de tipo simultánea, en la cual las cantidades ofertadas son totales y se asignan a cada mercado dependiendo de lo márgenes de preferencia ofertados por cada agente, sería adecuado ajustar le requerimiento, de manera que la oferta entregada para la Calificación corresponda a la oferta total al precio de inicio de la subasta.”

RESPUESTA

Todas las ofertas de cantidad en las subastas del MOR se hacen con referencia al preciodel producto regulado.

XM

• "En el numeral 3.1.3.2. Función de demanda no regulada, consideramos debe especificarse que para el último escalón ofertado, la cantidad ofertada aplica al intervalo en precios menores o iguales al precio correspondiente al del último escalón y cero (0) $/kWh.”

RESPUESTA


XM• “En el literal a. del numeral 3.3.1. Regla de actividad, se indica: El Agente Vendedor

deberá sin excepción enviar su oferta para todas las rondas, aún si la oferta se mantiene constante con respecto a la ronda anterior. No resulta claro lo que significa mantener constante la oferta, ya que entendemos que para una nueva ronda habrá un rango de precios inferior al de la ronda anterior, por tanto, la oferta no puede mantenerse constante, excepto para una oferta efectuada en la ronda anterior al precio de cierre. ”

RESPUESTASe realizó la aclaración al respecto.

XM

• “Adicionalmente, se establece que la regla de actividad no impone ninguna restricción sobre la facultad que tiene el oferente de ofertar a través de los dos productos


180

05

Sesión No.491

(demanda regulada y no regulada). Es necesario aclarar que esta facultad los agentes la ejercen exclusivamente a través de la declaración de los valores de MPR y MPNR. ”

RESPUESTA

Se realizó la aclaración al respecto.

XM

• “En el literal c. del numeral 3.3.2. Subasta Simultánea - Tipo Reloj Descendente, se indica que el Subastador informará:

Margen de Preferencias de la Oferta calculado al precio de cierre de la ronda anterior. El Margen de Preferencia de la Oferta MPO se calcula como la diferencia entre el precio del producto para la demanda regulada y el precio del producto para la demanda no regulada.

Al respecto, consideramos que el sentido del procedimiento de Subasta no corresponde al textualmente indicado, ya que entendemos que en cada ronda lo que se define es el precio del producto regulado, que corresponde al precio de cierre de cada ronda o el de la Subasta en la última ronda. Por su parte, el MPO se obtiene del proceso de optimización indicado en el numera! 3. Subasta Simultánea - Tipo Reloj Descendente, a partir de estos dos valores se obtiene por diferencia el precio del producto no regulado/’

ELECTRICARIBE

* “Punto2 - literal c. El margen de preferencia de la oferta (MPO) que se define en le literal c, no es el mismo margen de preferencia de la oferta (MPO) que se describe en el punto 5. Esto porque el del punto 2 está definido como la diferencia de los precios de cierre de cada una de las subastas en cada ronda y el del punto 5 es aquél que permite minimizar los excedentes de oferta de las dos subastas.De ser correcta la interpretación, es necesario que se aclare si es necesaria la definición del MPO del punto 2 o si es posible prescindir de ella y establecer que el MPO que se divulgará será aquel que surja del procedimiento del numeral 5."

RESPUESTA

El MP es por definición la diferencia entre el precio del producto regulado y el precio delproducto no regulado que iguala ios excesos de oferta porcentuales de estos productos yse calcula con base precio del producto regulado al cierre de cada ronda o de la subasta.Por lo tanto, al calcular el MP se está calculando el precio del producto no regulado, yviceversa.

XM

« “En el numeral 3. Del numeral 3.3.2. Subasta Simultánea - Tipo Reloj Descendente, se indica que:

Cada uno de los agentes vendedores deberá enviar el conjunto de pares ordenados de forma descendente en función al precio, que revele la cantidad


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0 5

Sesión No.491

agregada de productos ofertados (QPO) para cada uno de los precios contenidos en el intervalo entre el precio de inicio de la ronda y precio final de la ronda, de la siguiente forma

Precio j QPO$/kWh

P1 : Q1

Pi 7 Qi

P5 \ Q5

Donde:

Pi Precio del producto regulado en $/kWh

Qi es la cantidad ofertada en el intervalo de precios mayores a Pi y menores o iguales a Pi+1.

Pi+1 es menor a Pi y Qi+1 es menor a Qi para todos los valores de i. El número de puntos i es menor o igual a 5.

La cantidad agregada de Productos Ofertados (QPO) corresponderá a la suma de los productos con destino a la atención de la Demanda Regulada y No Regulada con referencia al precio regulado.

Al respecto, es necesario corregir la referencia de precios mayores a Pi y menores o iguales a Pi+1, por ei de precios mayores a Pi+1 y menores o iguales a Pi. Adicionalmente, debe definirse que cuando el precio del último escalón ofertado no corresponda con el precio de cierre de la ronda, indicaría que el último escalón ofertado aplica al intervalo en precios menores o iguales al precio correspondiente a este escalón y mayores o iguales al precio de cierre de la ronda.”

RESPUESTA

Se acepta la corrección.

XM

• “En el numeral 4. Del numeral 3.3.2. Subasta Simultánea - Tipo Reloj Descendente, se establece que el vendedor enviará en cada ronda los valores correspondientes a un margen de preferencia de vender todos los productos ofertados a la demanda regulada MPR y un margen de preferencia de vender todos los productos ofertados a

182D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LftS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009

Sesión No.491

la demanda no regulada MPNR. Se entiende que de una ronda a la siguiente pueden variar los valores de MPR y MPNR. Debe analizarse las consecuencias de esta libertad para la estabilidad del método de cálculo del precio de la subasta."

RESPUESTA

Este tema se ha analizado y no se han encontrado problemas ai respecto.

XM

• “En el numeral 5. Del numeral 3.3.2. Subasta Simultánea - Tipo Reloj Descendente,se indica el procedimiento de optimización mediante el cual se obtiene el MPO, alrespecto consideramos debe aclararse:

o La tolerancia a considerar en el proceso de optimización. o Definir la variable pe como precio de cierre, o Aclarar el cierre simultáneo producto regulado y no regulado, o Definir claramente los casos para el cruce vertical y horizontal de las curvas de

oferta y demanda, y si la curva de demanda regulada será una función continua como lo indica el proyecto de Resolución, o si por el contrario será una función segmentada como lo ha manifestado verbalmente la CREG. ”

RESPUESTA

Al respecto nos permitimos informarle lo siguiente:

• Se acepta la observación acerca de la variable pe.• El numeral al que se hace referencia describe solamente el procedimiento para

calcular el valor del MP a cualquier precio del producto regulado. Este procedimiento no varia al precio de cierre de la subasta.

• La función de demanda regulada es una función continua pero construida por tramos, al igual que las curvas de oferta de los agentes vendedores y la curva de demanda no regulada. Esta aclaración se incluye en el nuevo proyecto.

• El procedimiento para calcular el precio de cierre y las asignaciones correspondientes se describen en el literal A del numeral 3.3.2.

ELECTRICARIBE

• 'Punto 5. En la formulación del punto 5 del literal A del numeral 3.3.2 del Procedimiento de la subasta, se especifica para la mayoría de variables su obtención en el punto (pc-MPO).Consideramos que tal especificación no es clara y permite varías interpretaciones, por tanto solicitamos revisar y precisar la formulación del proceso de minimización. ’’

En cuanto a la definición de los valores que adoptan la variable de demanda regulada QR en el subliteral iii del mismo punto anterior, en la tercera condición, MPR > MPO > MPNR, debe añadirse una igualdad, así: MPR > MPO > MPNR, pues de lo contrario quedaría un posible valor de MPO no cubierto en el conjunto factible de valores.


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Sesión No.491

Por otra parte, ¡a aplicación de las tres condiciones debe ser jerárquica, iniciando por la condición (3), luego por la condición (2) y finalmente por la condición (1). Sugerimos que esto se haga explícito en el reglamento."

RESPUESTA

Se realizaron ajustes al punto mencionado para dar mayor claridad al respecto y seacepta el comentario referente al subliteral iii.

XM

• "En el numeral 1 del numeral 3.3.2. Subasta Simultánea - Tipo Sobre Cerrado, se indica que el Precio de Cierre será igual a cero. Al respecto debe tenerse en cuenta que, en principio, los agentes generadores recaudan Cargo por Confiabilidad vía la Bolsa y los contratos, por tanto, no resulta claro que los oferentes tengan como precio mínimo el cero (0).”

RESPUESTA

Al respecto se decidió atar el precio de las subastas del MOR a los cambios en el CERE.En la resolución se realizaron las modificaciones correspondientes.

XM

• "En el numeral 3.3.2, Procedimiento de la subasta literal B, Subasta Simultánea - Tipo sobre Cerrado numeral 2, sin detrimento de lo indicado en el comentario número 11 de esta comunicación, debe definirse que cuando el precio del último escalón ofertado no corresponda con el precio de cierre de la ronda única, indicaría que el último correspondiente al escalón y mayores o iguales al precio de cierre de la ronda. ”

RESPUESTA

En el numeral 3.3.2 se definen las normas que rigen las ofertas de venta para todo elintervalo de precios de una ronda. Por lo que no es necesario definir normas particularespara el caso de la subasta de sobre cerrado.

XM

• ‘En el numeral 3.3.3. Inadmisión y Corrección de Ofertas, se indica:

Cuando un agente vendedor envíe al sistema una función de oferta que no cumpla con las condiciones establecidas en este reglamento, ésta será inadmitida automáticamente por el Sistema. Dicha situación deberá ser informada inmediatamente al agente respectivo con el fin de que realice las correcciones necesarias. Si el agente no corrige la oferta no admitida, se entenderá que el agente retira la totalidad de la oferta al precio de inicio de la ronda.

Consideramos necesano indicar que dicha corrección deberá efectuarse por parte del oferente dentro del tiempo señalado para la ronda por parte del Subastador.


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Sesión No.491

Adicionalmente, será el sistema, en la medida de que se disponga del mismo y no se estén usando medios alternativos, quien automáticamente deba indicar que la oferta es inadmitida, sin que deba mediar ninguna acción por parte del Administrador de la Subasta."

RESPUESTA

Se acepta e! comentario acerca de aclarar que las correcciones se deben presentar dentro del plazo establecido para el envío de las ofertas de la ronda. En cuanto al aviso de que la oferta ha sido inadmitida, este deberá ser realizado inmediatamente ya sea de forma automáticamente por el sistema o por cualquier otro medio.

XM

• “En el numeral 4. Política de Información, se indica:Para asegurar la eficiencia de la subasta la información no confidencial de la subasta será únicamente la siguiente:■ Pp2• Rango de la demanda objetivo■ Oferta inicial agregada■ Precio de cierre de la subasta de los productos para demanda regulada y no regulada■ Asignaciones resultantes de la subasta.

No resulta claro si lo indicado en este numeral se refiere exclusivamente a la información al final de la subasta, ya que entendemos que, por ejemplo, el precio de cierre será conocido por los oferentes en cada ronda, al igual que el MPO y el excedente total de oferta en el precio de cierre."

RESPUESTA


EPSA

• “Se requiere aclarar la unidad y el número de decimales a emplear en la presentación de las ofertas de precio del vendedor. Según lo indicado en el numeral 8 del punto3.3.2. “Procedimiento de la subasta”, ¿es correcto indicar que la unidad sería en pesos por kilo-Wattio-hora ($/kWh) y que se emplearían dos (2) cifras significativas?”

RESPUESTA


EPSA

• “Es correcto indicar que el precio de la energía con destino al mercado no regulado es equivalente a la diferencia entre el precio de la energía con destino al mercado regulado y el Margen de Preferencia de la Oferta MPO?.”


Sesión No.491

RESPUESTA

Es correcta la interpretación.

EMGESA

• "El manejo de las ofertas propuestas en el modelo en Excel, puede generar confusión frente al entendimiento de éstas, ya que debería permitir que el agente maneje la oferta al cierre de cada ronda, actualmente se toma para el precio de cierre definido."

RESPUESTA

Lo consignado en el modelo publicado corresponde a lo determinado en el numeral 3.3.2 del reglamento de la subasta, en cuanto al hecho que los vendedores pueden ofertar una cantidad específica al precio de cierre de la ronda al igualar el precio del último par cantidad-precio enviado al precio de cierre de la ronda. En caso contrario, la cantidad ofertada al precio de cierre de la ronda será la ofertada en el último par cantidad-precio.

3.3. POLITICA DE INFORMACION

EPM

• “Si bien entendemos el objetivo del regulador al definir que cierta información sea de carácter reservado, EPM considera necesario que la CREG revise su posición con relación al diseño del producto y al manejo de la información. Aspectos tales como el número de subastas, la cantidad de energía a comprar (información tanto de la demanda objetivo para el mercado regulado como de la demanda no regulada), el período de planeación y el de compromiso, deben ser no solamente conocidos por los agentes antes de la subasta sino que deben ser lo más estandarizadas y estables en el tiempo, con el fin poder lograr una mejor información del precio. Cabe señalar que una mayor incertidumbre y cambios constantes en las reglas de juego introducen un mayor riesgo y pueden afectar la formación eficiente del precio. Adicionalmente, el definir con antelación estos parámetros permite un adecuado proceso de planeación al interior de las empresas. De todas maneras destacamos que la definición de los elementos de diseño de la subasta señalados no riñe con la flexibilidad que pueda tener la CREG para introducir ajustes en el esquema en el tiempo. ’’

• “En cuanto a la información que propone la CREG para asegurar la eficiencia de ¡a subasta, cabe destacar que este tipo de subastas dinámicas se usan esencialmente para transacciones de productos en las cuales la formación de precios se hace mediante valoración común, por tanto, el principal beneficio de este tipo de subastas es la incorporación de información y de expectativas del mercado. En este contexto, solicitamos que en cada ronda se publique un rango o valor aproximado del exceso de oferta.”

CAC

• “Criterios para definición de variablesSigue siendo preocupación del Comité la formación de las diferentes variables que inciden en los precios de la subasta. En el documento presentado no se incluyen


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0?

Sesión No.491

claramente los criterios y metodologías para definir los elementos de la subasta. Es entendióle que la Comisión debe procurar por no revelar información que pudiese permitir a los agentes vendedores tomar comportamientos estratégicos en la formación de los precios de la subasta, pero es necesano que la metodología general para definir la curva de demanda y los demás parámetros de la subasta, se establezcan claramente en el Reglamento de la misma, y que sea estable en el tiempo, por supuesto con las revisiones necesarios acordes con la evolución del mercado y de las subastas mismas que se realicen, de manera que se tenga claridad y continuidad en esta metodología. ”

EPSA

• “Las subastas dinámicas como la de reloj descendente, tienen como objetivo principal el descubrimiento de precios. Este objetivo se alcanza cuando cada agente incorpora la información publicada en cada ronda de la subasta. Si la información al final de cada ronda no es suficiente para modificar la decisión inicial del vendedor, se perdería ¡a esencia de la subasta dinámica y se convertiría en una subasta de sobre cerrado. Para lograr el objetivo de la subasta dinámica es conveniente que al momento de cierre de cada una de las rondas se le informe al mercado el exceso de oferta, tanto para le mercado regulado como para el mercado no regulado."

ACOLGEN

• “Sobre la subasta y el reglamento de la misma, consideramos fundamental que se establezcan de manera anticipada y con carácter general los principales elementos y variables relevantes, de manera que se cuente con un marco estable y normas claras, a lo largo de las diferentes subastas. Dentro de los elementos que el reglamento debería definir de manera anticipada están:

o Número mínimo de subastas a realizar durante el año y periodo de compromiso,

o Mecanismo de negociación -subasta- o Parámetros para ¡a definición de la curva de demanda.o Rango de exceso de oferta al cierre de cada una de las rondas,o Política de información, consistente con el objetivo fundamental de

descubrimiento de precios de los formatos dinámicos de subasta."

• “Es importante que se defina un mínimo número de subastas que se deben realizar al año, esto con el fin de evitar que durante una subasta se tenga una concentración alta de demanda. Dentro de los comentarios enviados por Acolgen al proyecto de Resolución CREG-023 de 2009, propusimos que se deberían realizar por lo menos cuatro sesiones de subasta al año (en cada una de las cuales se transarían paralelamente el año t y el año t+1), de igual manera se debe buscar que en una subasta no se acumule más del 25% de la demanda del año correspondiente.

Con el fin de permitir un adecuado proceso de planeación al interior de las empresas, tanto compradoras como vendedoras, proponemos que se defina, de manera previa,el número mínimo de subastas a realizar al año; que para éste caso la regla y elcriterio a usar para el mínimo número de subastas debería estar contenida en ¡a Resolución de la que habla el Proyecto CREG 069 de 2009."


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Sesión No.491

• "POLÍTICA DE INFORMACIÓNLas subastas dinámicas dentro de la cuales se encuentran las subastas de reloj descendente, tienen como objetivo pnncipal el descubrimiento de precios. Este proceso se alcanza cuando cada uno de los agentes incorpora en su modelo de toma de decisiones, la información que se adquiere a lo largo de cada una de las rondas. Según Altman y Fanjui (2004), el diseño de una subasta debe maximizar la información disponible a los participantes, en el momento de hacer sus ofertas. También es conocido que un mecanismo eficiente de ajuste de precios y cantidades en un mercado es función del exceso de oferta presente en cada momento del tiempo. ’’

• “RANGO DE EXCESO DE OFERTA AL CIERRE DE CADA UNA DE LAS RONDAS. Buscando no distorsionar el principio fundamental de descubrimiento de precios sobre el cual se fundamentan las subastas dinámicas, es que ACOLGEN solicita a la CREG que al momento de cierre de cada una de las rondas, se le informe al mercado el rango en el cual se encuentra el exceso de oferta, tanto para mercado regulado como para mercado no regulado. ”

• “Número de subastas: Es importante que se defina el mínimo número de subastas que se deben realizar al año, esto con el fin de evitar que durante una subasta se tenga una concentración alta de demanda. Dentro de los comentarios enviados por Acolgen al proyecto de Resolución CREG-023 de 2009, propusimos que se deberían realizar por lo menos cuatro sesiones de subasta al año (en cada una de las cuales se transarían paralelamente el año t y el año t+1), de igual manera se debe buscar que en una subasta no se acumule más del 25% de la demanda del año correspondiente.

Con el fin de permitir un adecuado proceso de planeación al interior de las empresas, tanto compradoras como vendedoras, proponemos que se defina, de manera previa, el número mínimo de subastas a realizar al año."

• "MECANISMO DE NEGOCIACIÓN -SUBASTA-

Características del bien a subastar: Es claro que el precio de un contrato de energía en un sistema como el MOR es esencialmente el mismo para todos los vendedores (valor común). Al inicio del proceso de subasta el precio es desconocido para todos en la medida en que cada uno de estos sólo posee información parcial sobre el valor del mismo. Es por esto necesaria la incorporación, durante el proceso de subasta, de la información y expectativas del mercado.

En este orden de ideas los formatos de subasta dinámica tienen su origen como una solución al problema de valor común. Cramton & Ausubel (2006), establecen:

“One of the initial design decisions is whether to conduct a static (sealed-bid) or dynamic (descending-bid) auction. A frequent motivation for the use o f dynamic auctions is reducing common-value uncertainty, thereby enabling bidders to bid more aggressively with less fear of the “winner’s curse." However, in the context of buying many goods, the price discovery of a dynamic auction plays another, oñen more important, role. By seeing tentative price information. ””


Sesión No.491

GECELCA

• “Con relación a la determinación de la función de Demanda Agregada para la demanda no regulada, proponemos que durante todo el proceso de subasta se tenga absoluta reserva de los nombres de las empresas que la conforman. Lo anterior, con el objeto de evitar que esta información origine señales perversas que motiven una marcada diferencia entre el precio de oferta de las subastas del mercado regulado y no regulado."

ISAGEN

• “hemos propuesto ... que sea de conocimiento para los agentes, además de la oferta agregada al inicio de cada ronda, la función de demanda regulada que se va a asignar en cada subasta, así como el número de subastas.

Esta información es relevante para los agentes que participan en la subasta, debido a que, a diferencia del producto asignado para el Cargo por Confiabilidad, la energía que se vende en contratos MOR es un producto de valoración común, que no responde a la valoración exclusiva que tiene cada agente del producto, sino a la señales integradas de los diferentes actores del mercado, que responden a la recopilación de las expectativas sobre las condiciones de hidrología, aumento en la oferta y abastecimiento de combustibles, entre otros, y que arrojan en definitiva el costo de oportunidad del sistema.”

ELECTRICARIBE

• "Con respecto a la política de información que aplicaría la Comisión, que se entiende está orientada a hacer pública únicamente la información estrictamente necesaria para que los oferentes puedan formar y presentar sus ofertas, restringiendo la información o que pueda otorgar algún tipo de ventaja para generar sus ofertas durante la subasta, compartimos en absoluto su finalidad de proteger a la demanda ante cualquier posibilidad de configuración y/o ejercicio de posiciones dominantes o ventajosas por parte de la oferta que se deriven de asimetrías de información, especialmente ante un esquema nuevo que entrará en una etapa de transición y prueba.

Por otra parte, existe una relación directa entre disponibilidad de información para oferentes e incertidumbre sobre los compromisos y obligaciones de información para los oferentes e incertidumbre sobre los compromisos y obligaciones que estos afrontarán, la cual puede afectar los precio que éstos presentarán. Por tanto la selección de la información de que pueden disponer los oferentes, su confidencialidad durante la subasta y con posterioridad a ia misma, requiere ia mayor participación posible de oferentes y los mejores escenarios de precios posibles para la demanda.

Por ello, sobre este punto debemos resaltar la gran responsabilidad que recae sobre la Comisión y su obligación de garantizar que lo anteriores aspectos sean abordados y evaluados adecuadamente.”

ASOCODIS

• “Se reitera a la Comisión que el tema de la política de información es fundamental, pues la información publicada debe buscar un equilibrio de tal forma que no se ponga


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Sesión No.491

en riesgo el esquema al publicar información que pueda facilitar prédicas restríctivas de la competencia o por el contrarío, se disponga de muy poca información que genere demasiada incertidumbre y riesgo y motive situaciones de oferta y/o competencia insuficiente o escenarios de precios altos. Por tanto, es conveniente que la CREG reglamente estos aspectos considerando un balance adecuado y razonable. En este sentido, nos sigue inquietando que ciertos aspectos fundamentales del producto se estén definiendo cada vez que se haga una convocatoria de subasta tales como el período de planeación, compromiso y el número de subastas, en lugar de definirse por anticipado en el Reglamento de Subasta. En especial, reiteramos nuestra solicitud en torno a la necesidad de que el período de planeación presente la suficiente anticipación para que la demanda no se vea afectada por percepciones de corto plazo y así mismo, con relación a que le número de subastas sea definido buscando en todo caso, promover la competencia entre la oferta.”

CODENSA

• “Con respecto a la información relacionada con la función de demanda importante conocer por parte de los agentes la metodología que utilizaría la CREG para establecer los precios y la demanda objetivo, ya que la resolución lo menciona de manera general más no define dicha metodología. En este punto consideramos conveniente que se establezca como demanda objetivo un porcentaje del escenario medio de demanda establecido por la UPME. "

RESPUESTA

La Comisión ratifica lo establecido en la resolución CREG 023 de 2009 acerca de que varios parámetros de las subastas del MOR van a ser confidenciales, como son el número de subastas que se realizarán para comprar la energía de un determinado periodo, el precio Pp1, el valor exacto de la demanda objetivo de cada subasta y el exceso de oferta al final de cada ronda.

Lo anterior tiene el objetivo de desíncentivar posibles comportamientos no competitivos y/o estratégicos que afecten la formación eficiente del precio, y se basa en las recomendaciones realizadas por Harbord y Pagnozzi (2008, páginas 18 y 19), en donde se plantea:

"... simply reporting total supply in each round or at each pnce (with no demand information supplied), should allow bidders to ascertain all o f the useful information they would otherwise obtain from observing excess supply, but deprive them of the ability to unilaterally end the auction at a high clearing price when they see that their capacity has become pivotal.

Of course, not having information on excess supply will make it much more difficult for bidders to anticipate the closing price of the auction, or to realize when the auction is about to terminate. However, it is not clear if, and to what extent, this information is valuable for bidders in choosing an appropriate bidding strategy. ”

Es importante resaltar que a pesar de que las subastas del MOR y del Cargo por Confiabilidad tienen varias diferencias, el hecho resaltado por el asesor acerca de que conocer el exceso de oferta permite a un agente cerrar unilateralmente la subasta se cumple para ambos esquemas.


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Sesión No.491

Por lo tanto, se concluye que publicar la oferta agregada y el valor MP (antes MPO) al precio de inicio de cada ronda permite que se descubran los precios y se minimice el efecto de la maldición del ganador, sin otorgar la certeza a los participantes de su condición pivotal.

3.4. OTROS COMENTARIOS AL REGLAMENTO DE LA SUBASTA

CODENSA

• “Como un comentario adicional se considera importante incluir en este reglamento un capítulo de definiciones con algunos conceptos importantes como son entre otros: Agente pivotal, demanda residual, oferta insuficiente. ”

RESPUESTA

La Resolución incluye un artículo de definiciones. No obstante, algunas de ellas seincluyen en cada artículo para entender el procedimiento cuando se desarrolla.

ANDESCO

• “Adicionalmente se destaca la importancia que en el reglamento se especifiquen con el mayor alcance posible los elementos de la metodología a considerar para la organización, procedimiento y política de información de la subasta y por ende minimizar los elementos a definir en fas resoluciones de cada subasta individual."

RESPUESTA

Al respecto se decidió incluir en el reglamento de la subasta la información básica quetendrán las resoluciones de convocatoria.

EMGESA

• “Frente a los temas que aún quedan por definir y los requerimientos tecnológicos, técnicos, tributarios, entre otros, consideramos que los tiempos definidos para la implementación del esquema MOR parecen muy ajustados. Se sugiere replantear el cronograma ajustándolo a la realidad del sector.”

• “Consideramos conveniente modificar la abreviatura del Margen de Preferencia de la Oferta - MPO, el cual entra en conflicto con lo definido en la Resolución CREG 051 de 2009, con respecto a! Máximo Precio de Oferta para atenderla Demanda Total. ”

RESPUESTA



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Sesión No.491

EPSA

• “Dado que una opción de dar continuidad a la subasta es que la misma se reanuda el siguiente día hábil, en el cronograma de cada subasta se debe tener en cuenta que se disponga de, al menos, cuatro (4) días hábiles consecutivos en el calendario para su desarrollo."

RESPUESTA


CAC

• . .hay una preocupación y es en torno a las variables relativas al producto. En el taller se entendió que la CREG va a dejar muchos aspectos por definir en la Resolución de convocatoria de cada subasta, y que incluso, algunos de ellos no los va a definir de manera precisa. En este sentido, cuando se haga una subasta, no se va a conocer con precisión cuánta energía se va a transar. ...”

RESPUESTA

Todas las características del producto, exceptuando el periodo de compromiso, van aestar definidas en la resolución definitiva del MOR. El periodo de compromiso se definiráen ta resolución de convocatoria de cada subasta.

CAC• “Realizar un taller para mejorar el entendimiento del funcionamiento de los

mecanismos de realización de la subasta, incluyendo diferentes ejercicios numéricos con mayor detalle, que permitan aclarar los aspectos conceptuales y de operación del esquema propuesto. ”

RESPUESTA


GECELCA

• “En la resolución CREG 023 de 2009, se establece que el número de subastas, sus características y las cantidades de energía a subastar en el MOR serán establecidos por la CREG. Sin embargo, proponemos analizar la opción de diseñar e implementar un Sistema de Subasta con características idénticas para todas las subastas del MOR. Lo anterior, con el fin de aprovechar la sinergia que se generaría en cada proceso de subasta, y de esta manera reducir algunos costos que implica el hecho de establecer, operar y mantener un Sistema de Subasta diferente para cada subasta. ”

RESPUESTA

Las características de la subastas serán iguales para todas las subastas dinámicas o de sobre cerrado, y son las consignadas en el reglamento de la subasta.


Sesión No.491

GECELCA

• “Proponemos se revise la posibilidad de otorgarle mayor participación a la demanda en la definición de la función de demanda regulada a subastar en el MOR y no concentrar toda la responsabilidad en la CREG, considerando que los beneficios o perjuicios que originen por este aspecto, solo tendrán incidencia directa en cada una de las empresas que representan a la demanda. ”

RESPUESTA

Los precios resultantes de la subasta tendrán incidencia directa sobre la tarifa que pagan los usuarios regulados y no sobre las empresas comercializadoras que los atienden, dado que el precio obtenido en el MOR se trasladará directamente al usuario final regulado. Adicionalmente, muchas de estas empresas están integradas verticalmente con los generadores, por lo que tienen un interés contrario al del usuario regulado en estas transacciones.

Sin embargo, la proyección de la demanda regulada se realizará con base en las proyecciones de los agentes (ver Anexo III) y adicionalmente para la determinación de los precios Pp1 y Pp2 se tendrán en cuenta las propuestas de los comercializadores que atienden la demanda regulada; información que será solicitada por la CREG oportunamente.

CHEC• nos permitimos solicitarle a la Comisión que una vez se cuente con la resolución

completa, esto es involucrando todos los aspectos relativos al MOR (esquema general, reglamente, temas colaterales, etc), ésta se someta a consideración de los agentes antes de su aprobación definitiva. Así mismo, consideramos necesario tener toda la claridad sobre el funcionamiento del Modelo publicado sobre el procedimiento de la Subasta, por lo que consideramos importante que la Comisión realice un taller para revisar dicho modelo en detalle.”

RESPUESTA


CHIVOR

• “La Ley 143 de 1994 estableció en el numeral a. del Artículo 23 lo siguiente:Artículo 23.- Para el cumplimiento del objetivo definido en el artículo 20 de la presente ley, la Comisión de Regulación de Energía y Gas con relación al servicio de electricidad tendrá las siguientes funciones generales:

a. Crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y viabilidad financiera, promover y preservarla competencia.

Este numeral, a nuestro entender, describe el objetivo por el que debe propender la CREG al proponer el MOR, que en detalle se realiza con el reglamento de la subasta.


Sesión No.491

Es decir, esta función de la CREG es coherente con las características de la propuesta que mencionamos anteriormente.

Sin embargo, el numeral 3.1.3.1 del reglamento de la Subasta, puesto a consideración, función de la demanda regulada, supone que la CREG se está convirtiendo en un agente gestor de compras de energía.

Por lo anterior consideramos que cuando se promulgue la Resolución definitiva del Reglamento de subastas MOR, la función de demanda debe tener una metodología definida a priori, sin poder decisorio de la CREG en el establecimiento de los precios de la función a posteriori, ..."

RESPUESTA

No se considera que la propuesta sea contraria a la disposición referida. Por el contrario, la propuesta para el cálculo de la demanda objetivo y la implementación del Mercado Organizado se adecúan a los objetivos legales y a las funciones asignadas en las leyes al regulador. En el documento CREG No.001 se presenta el sustento jurídico de la propuesta para la adopción del Mercado Organizado. Sin perjuicio de lo anterior, y con el fin de garantizar mayor participación de los comercializadores, se ha introducido un ajuste a la propuesta para la definición de la demanda objetivo, estableciendo previamente parámetros que sirven para su cálculo.

CODENSA

• “La resolución 023 de 2009, articulo 5 y 21 establece que el reglamento de la subasta definirá el periodo de compromiso para la demanda regulada y no regulada transada en la subasta MOR; sin embargo este aspecto no se incluyó en la propuesta de reglamento. ”

ASOCODIS

• “En el Reglamento no se incluyó el periodo de compromiso para la demanda regulada y no regulada, lo cual en la Resolución CREG 023 de 2009 se anunció sería definido en el reglamento de la subasta, (numeral 2° del Artículo 5o y numeral 1o del Articulo 21) . ’ ’

RESPUESTA

La definición del periodo de compromiso de los productos de cada subasta estará contenida en la resolución de convocatoria respectiva y no en el reglamento de la subasta dado que este período puede cambiar para cada subasta.

3.5. COMENTARIOS AL ESQUEMA

3.5.1. ESTABILIDAD REGULATORIA Y AJUSTE ECONÓMICO

CHIVOR, EPSA, ACOLGEN.


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• “Adicional a lo anterior, aunque no es tema del borrador de la propuesta, deseamos reiterar que la propuesta MOR, a nuestro entender, no debe crear mayores riesgos que los que hay hoy con la metodología actual (convocatorias públicas por comercializad or); es decir, pueden ser ios mismos pero no mayores. Por lo cual queremos reiterar nuestra inquietud sobre el tema de las estampillas municipales y/o departamentales, ya que de acuerdo con lo manifestado por la CREG en la presentación del Reglamento de la Subasta el día 18 de junio, la solución está en manos del congreso.

• Consideramos que una posible alternativa de solución es la firma de un contrato de condiciones uniformes donde se especifiquen las cláusulas que normalmente hoy el mercado acuerda; entre estas la de equilibrio económica y ajuste regulatorio, entre los agentes vendedores a prorrata de la demanda adjudicada y los comercializadores/distribuidores. ”

• “En la reglamentación del esquema MOR sugerimos que se incluya un artículo como el siguiente, el cual se ha empleado en algunos contratos de compra de energía:

• Dado que las transacciones MOR son transacciones de bolsa a nivel nacional, los precios ofrecidos por los vendedores no deben incluir ningún impuesto, tasa, gravamen, contribución, estampilla o similar, vigente o futuro, del orden municipal, departamental o regional a su cargo para el período ofrecido, de ser el caso, el valor del kWh será ajustado en la proporción correspondiente de manera que se restablezca el equilibrio económico entre compradores y vendedores. A manera de ejemplo, si un agente comprador debe descontar del pago de la energía comprada un 2% por un gravamen municipal, el valor a cobrar por parte del ASIC deb ser el Precio de Compra en el MOR dividido por un factor de ajuste Fa igual a 0.98 (FA=1-2%) a fin de garantizar que los pagos de los vendedores sean ¡guales a los precios ofrecidos.”

• “Por último, y considerando que las transacciones MOR son transacciones de bolsa a nivel nacional, lo que implica que los precios ofrecidos por los vendedores no deben incluir ningún impuesto, tasa, gravamen, contribución, estampilla o similar, vigente o futuro, del orden municipal, departamental o regional a su cargo para el período ofrecido, de ser el caso, el valor del kWh será ajustado en la proporción correspondiente de manera que se restablezca el equilibrio económico entre compradores y vendedores. A manera de ejemplo, si un agente comprador debe descontar del pago de la energía comprada un 2% por un gravamen municipal, el valor a cobrar por parte del ASIC debe ser el Precio de Compra en el MOR dividido por un factor de ajuste Fa igual a 0.98 (FA=1-2%) a fin de garantizar que los pagos de los vendedores sean iguales a los precios ofrecidos. De igual manera es importante que como parte de la regulación del MOR la CREG establezca las condiciones necesarias y suficientes para garantizar el equilibrio económico y estabilidad regulatoria de las operaciones realizadas en el MOR. ”

RESPUESTA:

Estas inquietudes se responden en el aparte de respuesta a los comentarios de laResolución CREG 023 de 2009. Ver numeral 2.9 3

3.5.2. MOR PARA NO REGULADOS

EMGESA, ANDESCO, XM.


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Sesión No.491

• “Consideramos prudente que ¡a Comisión considere que el inicio del esquema MOR se centre en el Mercado Regulado, dejando que el No Regulado entre en una etapa posterior, lo cual permitiría recoger la experiencia de éste y solventar dudas que subyacen actualmente como: ....

• Falta de coherencia entre la suscripción de las garantías de participación y cumplimiento, para el Mercado No Regulado y la definición bilateral de las cláusulas del contrato, en particular el manejo bilateral del riesgo de crédito.”

• “Se solicita aclaración sobre las características de asignación, información disponible, el tratamiento jurídico relacionado con los contratos (bilaterales o centralizados) y garantías que se darán al mercado no regulado, teniendo en cuenta que en el esquema se combinan criterios centralizados (asignación a prorrata, registro y definición de garantías) y bilaterales, lo cual no permite controlar plenamente el riesgo de crédito y podría dejar vulnerable el esquema."

• “. . .s e indica respecto de las responsabilidades y deberes del Administrador de la Subasta, ‘Emitir los certificados de asignación de Obligaciones de Compra y Venta de Producto del MOR establecidos en la regulación vigente, en los cuales se hará constar expresamente que dichas obligaciones tienen la naturaleza de una transacción realizada en la Bolsa de Energía.

• Al respecto, entendemos que la naturaleza de transacciones en la bolsa del MOR aplica sólo para la demanda regulada, por tanto, debe hacerse claridad para la demanda no regulada, ya que entendemos que los compromisos resultantes para esta demanda serán tratados como contratos bilaterales. “

RESPUESTA:

La propuesta de implementación del MOR para demanda no regulada contenida en la Resolución CREG 023 de 2009 ha sido ajustada en cuanto a que las transacciones se realizarán y liquidarán en forma centralizada y harán parte integral del esquema MOR y por tanto de la Bolsa de Energía, al igual que las de la demanda regulada. Con fundamento en la regulación y en el resultado de la subasta, nacen obligaciones entre todos los agentes que resultaron vendedores y todos los comercializadores que participaron voluntariamente para comprar energía para su demanda regulada. Estas obligaciones estarán respaldadas por el esquema de garantías propuesto y ante un incumplimiento, ío que exceda a estas garantías podrá ser reclamado al agente incumplido por quienes hayan derivado un perjuicio de este incumplimiento.

ANDI

• “Consideramos necesario incluir en la resolución, que los usuarios no regulados pueden participar directamente en el MOR, dado que no encontramos ventajas de tener que realizar la compra a través de un comercializador. Por otro lado, el resultado final del proceso es un contrato, que al igual que la situación actual, se realiza entre un comercializador y un usuario final.


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G5

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• La participación del usuario no regulado a través de un comercializador, puede incrementar el costo de las garantías y por ende, el precio final. La participación directa aumenta la bursatilidad del mercado secundario, con los beneficios que ello trae."

RESPUESTA:

Las disposiciones de la Ley 143 de 1994 prevén que la participación en el mercado mayorista está dada únicamente para dos clases de agentes: los generadores y los comercializadores, y no se prevé la participación directa de los usuarios finales. En concordancia con estas disposiciones la Resolución CREG 131 de 1997 señala que los usuarios no regulados deben estar representados por un comercializador para efectos de comprar energía para atender su demanda17. Debe tenerse en cuenta en todo caso que los contratos que resulten de las subastas del MOR serán entre los comercializadores y los generadores para el suministro de energía, en tanto que los contratos que suscriben los comercializadores con los usuarios son para la prestación del servicio público domiciliario de energía.

En cuanto al esquema de garantías y los posibles costos adicionales que generaría, se considera que éste es totalmente necesario para el funcionamiento del esquema y para asegurar la concurrencia de oferentes a las subastas de la demanda no regulada.

3.5.3. NATURALEZA DE OBLIGACIONES Y CONTRATOS

EMGESA

• “Por último, reiteramos nuevamente que es necesario que la CREG deje en claro la naturaleza jurídica de las relaciones que se establecerán en el MOR, el momento en que las obligaciones que alli surgen nacen a la vida jurídica, el alcance de las obligaciones que asumen los participantes y las condiciones en que se harán exigidles. Es importante igualmente que defina la naturaleza jurídica de la certificación de las obligaciones surgidas en la subasta o su equivalente que expediría el ASIC. Debido a que estos aspectos aún se encuentran pendiente de definición de manera clara en la propuesta presentada por el regulador, no se ha podido realizar un análisis concreto de las obligaciones tributarias que se derivarían de su implantación.”

RESPUESTA:

Estas inquietudes se responden en el aparte de respuesta a los comentarios de la Resolución CREG 023 de 2009. Ver numeral 2.9.1

3.5.4. CERTIFICACIÓN DE OBLIGACIONES RESULTADOS DE LA SUBASTA

XM, EPSA.

17 Sobre este tema se pronunció el Consejo de Estado en sentencia de Julio 29 de 2004, Sección Primera, Exp 7896, Consejero Ponente: Doctor Gabriel Eduardo Mendoza Martelo.

197D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE L/iS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009

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• “Consideramos conveniente modificar el numeral 8 del Artículo 2.1. Responsabilidades y Deberes del Administrador de la Subasta, haciendo referencia a informes del resultado de la subasta, en los cuales únicamente se consigne el nombre del vendedor/comprador, el número de productos asignados, el precio de cierre aplicable a los mismos y el período de compromiso. Lo anterior para dar mayor claridad acerca de la no aplicabilidad del impuesto de timbre a este documento."

• “Qué tipo de documentos son los certificados de asignación de obligaciones de venta y compra de productos del MOR? Consideramos que debería tratarse de documentos que obliguen al cumplimiento de las partes e incluyan las garantías correspondientes.”

RESPUESTA:

La certificación de la que trata el numeral 8 está concebida como un mecanismo para que los agentes que participen en la subasta puedan demostrar los derechos y obligaciones que adquieren como resultado de esta. La función del documento es únicamente reflejar la situación concreta de cada agente, para que éste pueda probar y exigir sus derechos u obligaciones. Debe tenerse en cuenta que este documento no será constitutivo como tal de las obligaciones o derechos que resulten de la asignación hecha en la subasta ni los ratifica u oficializa. Como se ha explicado las obligaciones y derechos tienen eficacia jurídica como resultado de la subasta, una vez se hayan cumplido los requerimientos establecidos en la regulación y tienen como sustento la ley y la regulación. La certificación propuesta retoma lo dispuesto en normas anteriores que prevén que el Administrador del Mercado puede expedir certificaciones sobre las transacciones realizadas en la Bolsa de Energía, y las asignaciones de OEF resultado de las subastas del Cargo por Confiabilidad.

3.5.5. TRIBUTARIOS

EMGESA

• “Dentro de la integralidad que debe caracterizar un proyecto con los alcances y objetivos planteados para el MOR, consideramos relevante manifestarle nuevamente nuestra preocupación sobre la definición o claridad con respecto a temas tributarios que inciden en la viabilidad del esquema, tales como: Gravamen de los Movimientos Financieros y Estampillas Regionales (esta última solucionada mediante mercado nacional.)”

RESPUESTA:

Las inquietudes sobre las implicaciones tributarias del MOR se responden en el aparte de respuesta a los comentarios de la Resolución CREG 023 de 2009. Ver numeral 2.11.6

3.5.6. OTROS

EPSA

• “En la fórmula tarifaria del Costo Unitario de prestación del servicio de los comercializadores deben incluirse los costos asignados al agente por su participación en el MOR."


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RESPUESTA

Este tema corresponde a uno de los temas transversales del MOR. Ver numeral 2.11.4 de este documento.

ACOLGEN

• “Previo a comentar sobre la Resolución de la referencia, la Asociación consideraimportante hacer un llamado frente a la responsabilidad que adquiere la CREG alasumir directamente la gestión de compra de energía destinada a la atención de la demanda regulada agregada del país. La propuesta MOR más que definir las reglas del mercado para permitir que, de manera eficiente, la oferta y la demanda asignen las cantidades y determinen sus precios, constituye un mecanismo mediante el cual la Comisión pasa a ser el actor más importante dentro del mercado, al ser quien gestione la compra de cerca del 70% de la energía que se demanda en el país."

RESPUESTA:

Debe aclararse que en el esquema propuesto la Comisión no está realizando la gestión de la compra de energía. La propuesta regulatoria define el mecanismo mediante el cual los comercializadores que atienden a usuarios finales realizarán los contratos para atender su demanda. En cuanto a la participación de la Comisión en la definición de la demanda, la propuesta que se somete a consulta contiene ajustes sobre la forma dedeterminar la demanda a contratar en cada subasta.

CAC, ISAGEN, EPM.

• “Antes de publicar la regulación definitiva para el MOR, poner a consideración de los agentes e interesados, una nueva versión completa de las normas que se expedirían o se modificarían para la entrada en funcionamiento del nuevo esquema de compras de energía, de forma que se permita la revisión integral de todos los documentos, con los cambios incorporados por ¡a CREG a partir de los diferentes procesos de consulta que se han adelantado."

• “...queremos solicitar respetuosamente a la CREG la consideración de expedir una resolución integrada para conocimiento de los agentes, previo a la expedición de la regulación definitiva, en la cual se puedan observar las disposiciones ajustadas después de los comentarios de los agentes, a fin de entregar a la CREG elementos adicionales de análisis que puedan surgir como resultado de estos ajustes.”

• "De otro lado, dadas las implicaciones de este nuevo esquema, no solamente de cara al usuario final sino también para la actividad de generación, EPM solicita respetuosamente a la Comisión que una vez defína el diseño integra! del esquema, esto es considerando el esquema general del MOR, el reglamento de la subasta, las garantías y los aspectos que se están revisando colateralmente (impuestos, traslado de usuarios entre mercados, limitación de suministro, etc.) expida un nuevo proyecto de resolución para consideración de los agentes, con el propósito de conocer el diseño completo con las modificaciones adoptadas por la Comisión antes de su

D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONESCREO 023 DE 2009 Y 069 DE 2009

199

o y

Sesión No.491

aprobación definitiva, de tai manera que los agentes puedan evaluar la propuesta integral final. ”

RESPUESTA:

Se somete a consideración de los agentes y demás interesados nuevo proyecto regulatorio que refleja las modificaciones realizadas a partir de los comentarios de los agentes y otros análisis hechos por la CREG.

IV. RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LA SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS

Como se indicó al inicio de este Documento mediante el radicado E-2009-008074 la Comisión recibió de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios comentarios a varios puntos de índole jurídico y técnico del esquema MOR, en este numeral se procede a responder dichas inquietudes.

4.1. COMENTARIOS DE TIPO JURÍDICO

En su documento de comentarios la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios señala que la propuesta para la implementación del Mercado Organizado contraría la concepción del mercado de energía concebido en las leyes 142 y 143 y que ésta última plantea la libre negociación contractual entre los agentes en dicho mercado. Manifiesta que debe existir un esquema de libertad de negociación de los contratos entre los agentes en los cuales no haya intermediación, ni siquiera del regulador, y donde sean ellos quienes definan en forma libre la formación del precio, las condiciones de suministro, la remuneración, etc. Además indica que la libertad de competencia reconocida en la Constitución implica la libertad de quienes participan en el mercado de concurrir a él con el objeto de ofrecer y vender bienes o servicios y mantener una clientela. Con fundamento en lo anterior concluye que el proyecto para la implementación del Mercado Organizado se estaría introduciendo una restricción a la libertad de negociación de los comercializadores porque se les obliga a participar en un esquema de comprador único, donde se forma un precio en el cual no tienen participación y donde hay una intermediación no prevista en la ley, lo cual vulnera los preceptos constitucionales y legales en que se fundamenta el Mercado Mayorista de Energía.

RESPUESTA

Tal y como se analiza a profundidad en el Documento CREG 001 y contrario a lo que se manifiesta en el comentario, la propuesta para la implementación del Mercado Organizado, MOR, se enmarca perfectamente el contexto Constitucional y legal del Mercado de Energía concebido en las leyes 142 y 143 de 1994.

La Constitución, la interpretación que ha hecho de ella la jurisprudencia, y las leyes, son claras al prever la intervención del Estado en los servicios públicos, en este caso en la prestación del servicio de energía. Las leyes señalan expresamente una serie de condiciones para el desarrollo de esta actividad y para quienes participan en ella, tales


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como el mercado en que pueden actuar, Mercado de Energía Mayorista; los actos que pueden realizar, con quién pueden contratar, etc. Así mismo, las leyes mencionadas, otorgaron al regulador la facultad de determinar las reglas de funcionamiento del Mercado de Energía como parte del Reglamento de Operación al que están sometidos los agentes. Así mismo las leyes asignan a la CREG otras funciones específicas en cuanto a la definición de los mecanismos para la compra de energía por parte de los prestadores de los servicios, la definición del plazo de los contratos, etc. El ejercicio de estas facultades por parte de la Comisión se debe encaminar al cumplimiento de los objetivos legales y constitucionales de asegurar la provisión del servicio en condiciones de eficiencia, promover la competencia y prevenir los abusos de posición dominante.

En consecuencia con lo anterior, debe tenerse en cuenta que la libertad contractual, como parte de la autonomía de la voluntad, no es absoluta en el contexto de la Constitución de 1991. Al respecto la jurisprudencia de la Honorable Corte Constitucional es amplia y reiterada al manifestar que en las diferentes actividades económicas estas libertades tienen diferente amplitud y en las que están consideradas como servicios públicos, y en otras de interés público la autonomía de la voluntad de los sujetos realizan es mucho más restringida que la de los demás particulares. La intervención del Estado en estos casos debe estar orientada a interés general. Como ya se dijo las leyes 142 y 143 de 1994 establecen condiciones y límites a la actividad de quienes participan en la prestación del sen/icio de energía y asignan al regulador la definición de las reglas para el funcionamiento del Mercado de Energía Mayorista.

La propuesta para la implementación del Mercado Organizado busca corregir las deficiencias que se identificaron en el funcionamiento del mercado de compra de energía para los usuarios regulados, con el fin de lograr la formación de precios eficientes, asegurando el suministro y cobertura de precios de esta energía, mediante un mecanismo transparente de transacción con productos homogéneos y reglas predefinidas y de aplicación neutral para todos los participantes. Se trata entonces de un mecanismo similar y comparable al que se aplica actualmente para la compra de energía en el corto plazo, Bolsa de Energía, que además haría parte de ésta. El esquema propuesto busca promover la competencia en la oferta de energía con destino al mercado regulado y prevenir tratos discriminatorios o abusos de posición dominante. De esta forma el mecanismo propuesto cumple con los objetivos y alcances de la intervención del Estado en los servicios públicos, específicamente de la regulación, establecidos en las Leyes 142 y 143 de 1994, tal y como se explica en extenso en el Documento CREG 001.

4.2. COMENTARIOS DE TIPO TÉCNICO

En relación con los aspectos técnicos la Superintendencia presenta los siguientes comentarios:

• "En primer lugar cualquier desviación entre el cálculo de ¡a demanda objetivo calculada por la CREG y la demanda real tendría un impacto significativo sobre el precio de compra de la energía de todos los agentes.

En caso de que le demanda sea sobrestimada. los precios del mercado spot bajarían ostensiblemente y se perjudicaría a la demanda, si ésta es obligada a comprar en el MOR, ya que tendría que pagar precios más altos en comparación con el promedio del precio spot.


201

05

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Por otra parte, en el caso de que la demanda sea subestimada, la oferta de generación tendría la oportunidad de ejercer poder de mercado en la bolsa y por lo tanto se experimentarían periodos de volatilidad del precio spot, o tenderían a ser más altos que los que resultarían de un mercado competitivo.’’(Hemos subrayado).

RESPUESTA

• La tarifa de los usuarios regulados después del periodo de transición al MOR será el promedio ponderado de las compras en bolsa y las compras en el MOR. Por lo que pequeñas diferencias entre la cantidad comprada en el MOR y la demanda regulada solo tendría un efecto perceptible en la tarifa en situaciones de crisis en la oferta, dado que las compras en bolsa representarían solo un pequeño porcentaje. Para ilustrar lo anterior considérese el siguiente ejemplo:

Ejemplo

La demanda regulada compra en el MOR el 95% de su energía para un determinado mes a un precio por kWh de PMOR, y por ende el 5% restante es comprado en la bolsa de energía. Ante el evento que en dicho mes se presente una situación crítica en la oferta, supóngase que el precio en la bolsa subiría hasta 2 x PC. Por lo que en este caso, la tarifa final que se trasladaría al usuario por concepto del factor G sería igual a PMOR x 0.95 + 2 x PMOR x 0.05 = 1.045 x PMOR. Lo cual representaría un incremento con relación al PMOR de solamente el 4,5%.

Adicíonalmente, si se supone que en condiciones normales el factor G es el 35% de la tarifa (Factor G = PMOR), se tendría que el incremento en la tarifa solo sería del 1,75% en una situación de crisis de la oferta en donde el precio de bolsa subió a un valor igual al doble del precio del MOR.

• Se espera que el error entre las proyecciones que realicen los agentes y la demanda regulada real sea mínimo. Lo anterior es consecuencia del comportamiento estable de la demanda regulada agregada18 y el hecho de que la última subasta del MOR que se realíce para un determinado periodo de compromiso será celebrada entre 6 meses y 1 año de antelación al inicio del mismo.

• La cantidad de energía comprada a largo plazo con destino al mercado regulado, ya sea en el MOR o en las convocatorias públicas actuales, depende tanto de la curva de oferta como de la curva de demanda. Por lo tanto, en ninguno de los dos esquemas se puede asegurar que las compras serán iguales a la demanda proyectada, con excepción del caso en que se establezca una función de demanda totalmente inelástica, lo cual sería contraproducente dado que expondría a la demanda regulada a eventuales precios muy altos.

10 Esta a firm ac ión se rea liza con base en los da tos h is tó ricos de la variab le .

202D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009 ) V

Sesión No.491

S•*-*E4—'cQuc0)QU0)•t-CL

• La afirmación “En caso de que le demanda sea sobrestimada, los precios del mercado spot bajarían ostensiblemente" no tiene ningún sustento económico de tipo teórico o empírico. Por fo tanto, no podrá ser considerada hasta no conocer el estudio o análisis que conlleva a afirmar que la sobrecontratación de la demanda regulada produciría una baja ostensible en ios precios de Bolsa.

• Desde un punto de vista teórico, el incentivo de los agentes generadores a subir el precio de Bolsa es proporcional a la cantidad de energía no comprometida mediante contratos. Sin embargo, esto no significa que comprar un pequeño porcentaje de la demanda regulada en la bolsa va a dar a los generadores poder de mercado.

Este argumento está sustentado en la existencia misma del mercado durante alrededor de 14 años, dado que como se puede observar al revisar su historia, desde sus orígenes se ha comprado en la Bolsa de Energía entre el 5 y el 20% de la energía con destino al mercado regulado.

p

p

Compras en contratos

■Bferta en c o n tra to s Demanda en co n tra to s


203

0 ?

Sesión No,491

3.500

3.000

2.500

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1.000

500

Compras de energía con destino a la dem anda regulada

oo en £nfin fin enen en en

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I C om pras en bolsa ■ C om pras en C o n tra to s

Fuente: XM - cálculos propios.

% Compras Bolsa con destino al mercado regulado

25%

20%

15%

10%

5%

Fuente: XM - cálculos propios.

“En segundo lugar, en el esquema con un solo comprador la función de demanda del MOR sería completamente inelástica. ya que hasta el momento no se ha reglamentado un mercado secundario para el comprador en el que pueda existir arbitraje. De esta manera, las decisiones de los comercializadores dejan de estar presentes en el mecanismo de formación del precio del MOR. Tal y como se ha planteado el esquema,

204D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 V 069 DE 2009

O J

Sesión No.491

en él los comercializadores no tienen incentivos para reducir costos a través de contratos en condiciones económicamente favorables"

RESPUESTA• Como se estableció en la resolución CREG 069 de 2009, la curva de demanda

regulada para las subastas del MOR tiene la siguiente forma:

Función de Demanda Regulada en el MOR

Precio

PpZ

Ppl

aDomm Is Objetiva

Fuente: Gráfica tomada de la resolución CREG 069 de 2009

Por lo tanto, es equivocado afirmar que es una curva de demanda inelástica,dado que una curva de demanda inelástica es en la que la demanda se compromete a comprar una determinada cantidad de energía a cualquier precio.

Adícionalmente, se resalta que las obligaciones en el MOR (al igual que las compras en contratos bilaterales) son de carácter financiero y no físico, por lo que las cantidades no compradas en el MOR serán compradas en la Bolsa de energía.

• Arbitraje se define como una operación que involucra simultáneamente una compra y una venta de un activo, materias primas, o monedas en dos o más mercados en los cuales hay diferencias en precios10. Por lo tanto, en el caso de operaciones que no se realizan de forma simultánea se está hablando de una operación de especulación y no de arbitraje.

• En la resolución CREG 023 de 2009 se establece la implementación de un Mercado Secundario para las obligaciones con destino al mercado regulado y al mercado no regulado. Adicionalmente, las operaciones de especulación no

19 Traducción de la definición de "The MIT Dictionary Of Modern Economics”, editado por David Pearce (1996). Cuarta Edición.


205

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solamente se pueden realizar en el mercado secundario, sino que también pueden ser llevadas a cabo en contratos bilaterales y en dos diferentes subastas del MOR.

• La existencia de integración vertical en los comercializadores que atienden más del 70% de la demanda regulada, el passthrough20 de los costos de compra de energía, y la muy baja competencia en comercialización21 en el segmento de usuarios regulados son las causas del por qué los comercializadores que atienden demanda regulada no tienen incentivo económico de comprar al menor precio. Estas fueron las principales razones de la creación del MOR. Para ilustrar lo anterior considérese el siguiente análisis:

Supóngase que un agente A atiende en calidad de comercializador undeterminado número de usuarios. El comercializador compra la energía para sus usuarios a un precio por kWh igual a Pe y vende a un precio Pv, por lo que sumargen de comercialización es igual a Pv-Pc.

Dado que entre mayor sea Pv mayor serán las ganancias del agente A, parecería que este para maximizar beneficios debería subir su precio a un nivelarbitrariamente alto. Sin embargo, existen dos factores que limitan el incentivo a subir el precio de venta Pv: 1) La posibilidad de los usuarios de cambiarse a un comercializador que les ofrezca un precio más bajo, y/o 2) La elasticidad de la demanda de energía eléctrica.

El primer factor aseguraría una tarifa cercana a Pe solamente si existe un alto nivel de competencia en comercialización minorista. Por el contrario, en ausencia del primer factor, el segundo factor daría como resultado que el comercializador se encontraría en posición monopólica con respecto a sus usuarios, y por ende fijaría un precio de monopolio22; el cual, dada la baja elasticidad de la demanda de energía eléctrica, generaría una tarifa muy alta.

Por lo tanto, ante la ausencia de competencia en el mercado minorista se deben aplicar reglas que acerquen los precios trasladados a los usuarios a los precios que se obtendrían en situación de competencia minorista. Una de estas podría ser establecer la restricción que Pv = Pe + A (margen de comercialización regulado). Sin embargo, esta regla por si sola no es suficiente, dado que el comercializador A prácticamente no tendría un incentivo a comprar al precio más bajo posible23, dado que tanto su número de usuarios como su margen de comercialización no aumentaría por una buena gestión de compra, ni disminuiría por una mala gestión.

La situación presentada anteriormente se agravaría si el comercializador A estuviera integrado verticalmente con un generador, dado que en este caso existiría el incentivo a comprar lo más caro posible a su generador integrado.

20 D ecre to 387 de 2007.21 M ás del 99% de los usua rios regu lados son a tend idos por e l co m erc ia lizado r incum bente . V e r docum en to C R E G 044 de 2007.22 Se re fie re al p rec io que m axim iza el exceden te del productor.23 Esto e s deb ido a la m uy ba ja e las tic idad en la dem anda de ene rg ía e léctrica .

D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE U\S RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009

Sesión No.491

Por lo tanto, para garantizar que los precios trasladados a la tarifa sean cercanos a los que se trasladarían en un mercado de comercialización minorista con alta competencia, se debe asegurar que el precio de compra del comercializador A (Pe) es resultado de un mercado competitivo, en donde entre otros factores, se presente una gestión eficiente de compra y no se puedan otorgar ventajas a los generadores integrados. Lo cual en últimas es el objetivo principal de la propuesta MOR.

• "En cuanto a los plazos establecidos en el mecanismo del MOR para el cual se subasta la energía (1 o 2 años), observamos que pueden ir en contra del principio de eficiencia económica que pretende implementar la Comisión por medio del mercado organizado, ya que podría negar la posibilidad de participación a futuros proyectos de generación y por tanto nuevos inversionistas."

• “... es preciso resaltar que mayores plazos en la contratación disminuyen la posible aparición de poder de mercado en el largo plazo, debido a que los generadores incumbentes enfrentarían la competencia potencial de los inversionistas que estarían dispuestos a poner sus fondos en el negocio, al observar altos niveles de ganancia en la actividad de generación. ”

RESPUESTA

• En el MOR pueden participar en el papel de vendedores agentes sin activos de generación.

• La construcción de las nuevas plantas de generación que se necesitan para atender los crecimientos en la demanda se logra mediante el mecanismo de Cargo por Confiabilidad.

• La construcción de un generador de energía requiere entre 3 y 10 años, dependiendo del tamaño y la tecnología de generación empleada. Adicionalmente, se trata de inversiones cuyo periodo de repago es mayor a 10 años (las obligaciones de energía firme para plantas nuevas son por 20 años). Por lo tanto, para asegurar que las subastas del MOR incentivara la construcción de nuevos proyectos se necesitaría que el periodo de planeaclón fuera de al menos 3 años y el periodo de compromiso de mínimo 10 años.

Dichos valores no permitirían la participación de comercializadores sin activos de generación por efecto del costo de las garantías y adicionalmente le agregaría un gran riesgo a los generadores térmicos por concepto de las variaciones en el precio del combustible que se pueden presentar en periodos de tiempo tan largos.

Por lo que ampliar el periodo de planeación y compromiso hasta niveles que incentiven la construcción de nuevos proyectos con el objetivo de permitir la participación de más competidores resultaría teniendo el efecto totalmente contrario.

Por otro lado, un año de contrato no es garantía suficiente para estructurar y financiar un proyecto de generación. No se puede esperar que los inversionistas entren solamente por esta razón. Las condiciones críticas fueron el estímulo para


207

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la entrada de nuevos proyectos en algunos mercados pero a costa de permitir una subida muy alta de los precios del mercado. Condición que en otras partes no se pudo tolerar y que en nuestro país seguramente tampoco sería una condición sostenible. Por esta razón se implemento el Cargo por Confiabilidad.

• La competencia en el mercado de contratos está dada por la cantidad de energía disponible en el mercado y el número de oferentes.

• En los 14 años previos a la creación del Cargo por Confiabilidad no se construyeron proyectos a cargo de nuevos inversionistas.

• Eí horizonte de contratación en el MOR estará comprendido entre 1 y 3 años.

• “La existencia de un mercado robusto de contratos forward mitigaría el poder de mercado que puedan ejercer las empresas incumbentes. Los mercados perdidos o “missed markets” representan una competencia para las empresas incumbentes y las disuaden de elevar excesivamente los precios de la energía vendida a futuro."

RESPUESTA

• El objetivo de la CREG no es “disuadir a las empresas incumbentes de elevar excesivamente el precio de la energía”, sino asegurar que los precios trasladados a los usuarios sean el resultado de un mercado competitivo.

• Desde los inicios del mercado mayorista colombiano se ha transado la gran mayoría de la energía mediante contratos forward bilaterales. Esta forma de negociación no será eliminada con la entrada del MOR, sino que por el contrario las obligaciones de energía transadas en el MOR (subastas y mercado secundario) también son un tipo de contrato forward.

• “En un mercado de generación cómo el Colombiano, que es predominantemente hídrico y la mayor parte de la generación está concentrada en pocas empresa, es importante considerar un mecanismo de mitigación contra la volatilidad del precio, que podría causarse por los intentos de los oferentes de ejercer su poder de mercado. En este sentido obligar a los generadores con poder de mercado a contratar un porcentaje fijo de su energía a plazos mayores a 3 años es una política que bien vale la pena evaluar. ”

RESPUESTA

• La volatilidad en los precios de los mercados diarios (spot) de materias primas no es necesariamente un indicio de ejercicio de poder de mercado, sino que es producto de varios factores como son las variaciones en las percepciones de los participantes. Esto se comprueba al observar la volatilidad de los precios de los mercados diarios de otras materias primas en donde el número de participantes y el bajo nivel de concentración asegura que el mercado tiene un alto grado de competencia. Para ilustrar lo anterior, a continuación se observa la evolución de precios en el ELSPOT (mercado spot del Nord Pool):


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Precio del sistema ELSPOT (Nord Pool spot)

90 - ---------------- --------------- -------------------

Fuente: http://www.nordpoolspot.com/.

* Obligar a los generadores a participar no es efectivo dado que la obligación no permite asegurar que sus ofertas sean competitivas. Ellos podrían retirarse con precio. Su control sería muy dispendioso.

* “Respecto al tema de las garantías financieras que son exigidas a los participantes del MOR, sería conveniente que la Comisión evaluara el impacto que dichas garantías pueden tener en la tarifa del servicio de energía eléctrica cobrada al usuario final. No existirían efectos prácticos sobre el bienestar de los consumidores finales si los beneficios de prevenir la discriminación de precios se ven compensados negativamente por el incremento de los costos de transacción”.

RESPUESTA

* Todo mercado de derivados necesita un sistema robusto de garantías que asegure el cumplimiento de las obligaciones adquiridas, dado que por tratarse de operaciones que se pactan para ser realizadas en el futuro pueden acarrear pérdidas potenciales muy altas24.

En este caso, el esquema de garantías permite que la demanda no compre obligaciones de energía a agentes que no tienen la capacidad de respaldarlas, y

24 Ver BANK FOR INTERNATIONAL SETTLEMENTS (1998), "OTO DERIVATIVES: SETTLEMENT PROCEDURES AND COUNTERPARTY RISK MANAGEMENT”.


209

0$

http://www.nordpoolspot.com/

Sesión No.491

que ante situaciones de escases de la oferta (como lo es el fenómeno de El Niño) incumplan sus compromisos y dejen a la demanda expuesta a precios muy elevados en la Bolsa. Un ejemplo de lo anterior fue lo sucedido con algunos comercializadores durante el fenómeno de El Niño 2009-2010.

• El esquema de garantías se diseño para utilizar las coberturas naturales de los agentes, con lo cual se reducen en gran medida los costos sin reducir significativamente el riesgo de incumplimiento.

Las medias que se adoptaron al respecto fueron no exigir garantías financieras a los generadores cuyas ventas no superen el 10 % PSS, no exigir garantías financieras de largo plazo a los comercializadores que atienden demanda regulada, y reducir los montos a garantizar conforme la calificación crediticia de los agentes.

• Las garantías son por dos meses en carrusel.

• “(...) vale la pena señalar que los comercializadores tendrían que afrontar un nuevo riesgo, representado por un posible error en el cálculo de la demanda regulada (realizado por una entidad centralizada) que deben comprar, ya que tendrían que adquirir garantías y afrontar posibles desbalances, resultantes de errores en el cálculo de la misma. De igual manera que en el punto 1. Los comercializadores afrontarían un riesgo que no puede ser mitigado a través de su propia gestión.”

RESPUESTA

• Los comercializadores que atienden demanda regulada no tienen que poner garantías de largo plazo en el MOR. Solamente tendrán que colocar las garantías de corto plazo que actualmente están establecidas para la Bolsa de energía, y las cuales no incurren en un riesgo significativo de demanda dada la cercanía entre las fechas en que se entregan al ASIC y el periodo de consumo respectivo.

• Los comercializadores que atienden la demanda regulada no asumen los riesgos derivados de las diferencias entre las cantidades compradas y la demanda regulada, dado que todos los costos asociados son trasladados a los usuarios regulados via tarifa.

• Actualmente a los comercializadores se les reconoce un valor de 0.12 $/kWh por concepto de costos de garantías en el mercado mayorista (ver resolución CREG 036 de 2006).

* “Por último, es pertinente resaltar la importancia de la estandarización de contratos y anonimato entre las partes para mitigar posibles conductas anti competitivas que podrían asumir los generadores integrados verticalmente con la actividad de comercialización. ”

RESPUESTA

• Los productos transados en el MOR son contratos forward estandarizados.

D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTAR JOS DE LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009

210

0 5

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• Las ventas a la demanda regulada en el MOR se realizan a todos los comercializadores que atienden la demanda regulada a prorrata de su demanda comercial regulada, por lo que no se pueden presentar comportamientos discriminatorios entre empresas integradas verticalmente.


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ANEXO I - PERIODO DE PLANEACIÓN Y COMPROMISO DE LOS PRODUCTOS DELMOR

En el documento CREG 018 de 2009 se propuso que las subastas del MOR para comprar la energía correspondiente al año A + 2 se celebrarían en el periodo comprendido entre el segundo semestre del año A y en el primer semestre del año A + 1. La siguiente figura ilustra la propuesta:

a F¡o a Ar t o A + 1 AÑO A +2

1 2 3 d 5 6 7 8 9 1C 11 12 1 2 3 4 5 6 7 3 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

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— — ■ — - ■ ■ ■

L

Sin embargo, se decidió seguir las recomendaciones de algunos agentes acerca de subastar en un corto periodo de tiempo, productos para dos diferentes años. Es decir, tomando como base el esquema anterior, en lugar de realizar una subasta para el año A+2 se realizan dos subastas MOR con una separación de algunos días, en donde se subasten productos para el año A+2 y el año A+3 respectivamente. Un ejemplo del esquema descrito anteriormente se presenta en la siguiente gráfica:

A A + l A « A+3 A+4

1 2 3 4 5 6 7 0 9 l £ i n i 2 1 2 3 4 5 G 7 8 9 1 0 11 12 1 2 3 4 5 6 7 3 9 1 0 1 1 1 2 , 1 2 3 4 5 6 7 9 9 1 0 1112, 1 2 3 4 5 6 7 0 9 10 11 12

i l l 1 2

■E¡3 3 1-

1 21 a

a 1 a

E r - ,1 2

L U 1 2

El cambio del esquema propuesto originalmente fue realizado por las siguientes razones:

• Corresponde a la práctica comercial actual de varios comercializadores.

• Se logra obtener una cobertura de más largo plazo.

• El precio trasladado a los usuarios es el resultado de los precios obtenidos en un mayor número de subastas, lo que minimiza el riesgo de trasladar a los usuarios regulados incrementos abruptos de precio producto de fenómenos temporales que afecten las expectativas de precios en la realización de alguna subasta.

• Se reduce la posibilidad de tener que hacer subastas de reconfiguración, dado que se dispone de un mayor número de subastas para comprar la energía de un determinado periodo.


212

05

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• No se limita la participación de vendedores y/o compradores voluntarios por concepto de un mayor costo en las garantías, en comparación con un esquema en donde se transan productos con periodo de compromiso de 2 años.


213

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ANEXO II - CONSTRUCCIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN HORARIA DEL PRODUCTO CONDESTINO A LA DEMANDA REGULADA.

La distribución horaria del producto con destino a la demanda regulada propuesto en la resolución de consulta CREG 023 de 2009 fue el resultado del análisis de los datos correspondientes a la demanda comercial regulada para los años 2007 y 2008. Los pasos que se siguieron se presentan a continuación:

• Se clasificaron los días del periodo analizado en Laborales, Sábados, y Domingos y Festivos.

• Las curvas de carga de cada día se normalizaron para que la suma de los valores para cada hora sea igual a 1. Es decir se aplicó la siguiente fórmula:

DRhdDNhñ ~vh,d y24 rjnUHh,d

Donde:

DNhd Demanda normalizada en la hora h del día d.

DRh¡d Demanda Comercial Regulada del sistema en la hora h del día d.

• La distribución horaria del producto normalizada para cada clase de día (Laboral, Sábado, Domingo y Festivo) es el resultado de calcular el promedio de los valores de la demanda normalizada en cada hora, como se presenta en la siguiente ecuación:

T.dDcDNdh p \¡ , = EiiLc’h NDC

Donde:

PNc h Valor normalizado para el producto del MOR para la clase de día c yla hora h.

DNdih Demanda normalizada en la hora h del día d.

NDC Número de días de la clase c del periodo de estudio.

• Se calcula el promedio de la relación entre el consumo de los días Sábados yDomingos y Festivos con respecto al consumo de los días laborales, como se presente en la siguiente fórmula:

Fs ~ Y í1¡ l DRj


214

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E?D DRi F(i ' I f DRj

Donde

Di?; Demanda Comercial Regulada del sistema en la hora h del día d.

NS Número de días sábados del periodo de estudio.

ND Número de días domingos y festivos del periodo de estudio.

En este caso los resultados obtenidos fueron de 0.95 para los días sábados y 0.86 para los domingos y festivos.

• El valor del producto del MOR en cada hora y clase de día se calcula al multiplicar los valores de las distribuciones horarias de energía por 1000 kWh para el caso de los días laborales, 950 kWh para el caso de los días sábado, y 860 kWh para los días domingos y festivos.

Los resultados obtenidos fueron los siguientes:

CLASE DE DIA

PERIODOHORARIO

LABORAL

(kWh)

SÁBADO

(kWh)

DOMINGO 0 FESTIVO

(kWh)

1 28 30 31

2 27 28 28

3 26 27 27

4 26 27 26

5 28 28 27

6 35 30 27

7 38 33 28

8 39 36 31

9 43 40 34

10 45 43 36

11 47 45 37

12 48 46 39


215

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13 46 45

14 45 43

15 45 41

16 46 40

17 46 40

18 48 43

19 57 52

20 59 56

21 56 53

22 49 48

23 40 41

24 33 35

39

38

36

35

35

38

49

53

51

45

38

32


216

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ANEXO III - PROCEDIMIENTO PARA ESTABLECER LA PROYECCIÓN DE DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA EL MERCADO ORGANIZADO

1. Antecedentes

En el documento CREG 077 de 2008 "Mercado Organizado para la Demanda Regulada - MOR’ la Comisión de Regulación presentó la propuesta para el diseño del Mercado Organizado. Dentro de los temas tratados en éste documento se hizo el análisis de las alternativas para establecer la proyección de demanda que se considerará en el MOR.

Las alternativas planteadas fueron: i) proyección administrada y ¡i) proyección descentralizada, encontrándose que la primera alternativa tiene las ventajas en cuanto a neutralidad y simplicidad, y la segunda implicaba ¡mplementar un esquema complejo de incentivos.

En el documento CREG 018 de 2009 "Mercado Organizada - MOR’ se ratifica que la mejora alternativa para establece la demanda objetiva era la administrada, dado la importantes ventajas que tiene y los incentivos que tendrían los agentes integrados en definir cantidades mayores.

La anterior alternativa junto con toda la propuesta MOR fue publicada en la Resolución CREG 023 de 2009 para que los agentes y terceros interesados realizaran comentarios.

Una vez transcurrido el plazo para comentarios, se recibieron observaciones de diferentes agentes, los cuales se pueden resumir en los siguientes: i) se solicita mecanismo para determinar la participación de los comercializadores en la proyección centralizada de la demanda, ii) los modelos de proyección deben considerar el crecimiento propio de los cada mercado atendido por comercializador, iii) tener en cuenta los programas de reducción de pérdidas y el alumbrado público, y iv) tener en cuenta el problema de cambio de usuario regulado a no regulado.

Dado lo anterior, en el presente documento se hacen análisis complementarios para recomendar el procedimiento más apropiado para establecer la proyección de demanda de energía eléctrica del mercado regulado.

2. Objetivo

Establecer el procedimiento para definir la proyección de demanda de energía eléctrica para la demanda regulada del Mercado Organizado.

3. Análisis

Para tener una recomendación integral sobre la alternativa para la definición de la proyección de demanda de energía eléctrica en el MOR, se parte de los análisis realizados en los Documentos CREG-077 de 2008 y CREG-018 de 2009 y se hacen análisis complementarios, los cuales se presentan a continuación.

3.1 Análisis Complementarios

Para encontrar la mejor opción para el sistema, y teniendo en cuenta los comentarios de los agentes a la Resolución CREG-023 de 2009, se realizó una evaluación cuantitativa y


217

Sesión No.491

cualitativa de la Información de demanda del mercado regulado. Para tal fin se aplicó el siguiente procedimiento:

- Mediante Circular CREG-014 de 2009 se solicitó a las empresas comercializadoras las proyecciones de demanda desagregados mensuaimente para el mercado regulado para los años 2011 y 2012. Se recibió información de 41 empresas comercializadoras.

- Se tomó el análisis de demanda regulada presentado por la UPME en documento "Proyección de Demanda de Energía y Potencia” - revisión julio de 2009.

Las proyecciones que se obtuvieron de las dos fuentes de información se tienen en la ilustración 1.

Proyección Demanda Mercado Regulado

3700 J

3500

33 00

310Q

2500o !N

r*

Meses

I ustración 1: Proyección de demanda mercado regulado

De la información anterior, se puede anotar lo siguiente:

- Las formas de las curvas son similares, es decir, las características de comportamiento de consumo mensual son análogos.En cuanto al nivel se encuentra que los valores llegan a tener diferencias máximas hasta del 6%. Las cuales se puede dar por las siguientes razones:i) Universo de la información, aunque los principales agentes comercializadores

reportaron la información25, faltaron algunos para completar el 100%, lo que tiene efecto sobre el punto de arranque de la proyección. En el caso de la UPME se tiene todo el mercado regulado.

25 R eporta ron Inform ación: Energía C on fiab le , E lectroH ulla , E m C artago, C etsa, C odensa, Chec, Bajo P utum ayo, D iceler, E le triC aribe , EEC, G eneracauca , EnerTo lim a, Em Cali, Essa, C edenar, Epsa, CEC, P utum ayo, C encol, Enerca, Epm , C onenerg ía , C om ercia lizar, Facelco, C ens, C onene rg la C entro , E nerg isocia l, E lectroC aqueta , Edeq, Em sa, Ebsa, Enerca , D ispac, Em evasi, E lec trica ribe M lpym e y E m presa M unic ipa l de Energía . C om o no se recib ió in fo rm ación de Eep se asum ió el da to h istórico, inc rem en tado con el 2 .3% anua l, para cons tru ir la ilustrac ión 1.


Sesión No.491

ii) Expectativas de crecimiento, son diferentes para el período de análisis, los agentes tiene una tasa media del 2.3% y la UPME de 3.3%26.

De los datos de demanda se encuentra que en cualquiera de las metodologías, la información de mayor peso es el dato inicial, dado el corto período de la proyección.

3.2 Análisis Integrales

Teniendo en cuenta los análisis complementarios y el análisis comparativo realizado en el Documento CREG-018 de 2008 se encuentra lo siguiente:

- Eficiencia. Las proyecciones realizadas por la UPME y los agentes soncomparables. En el caso de la proyección de los agentes se podría capturar conmayor precisión las características de sus usuarios, dada la interacción directa que se tiene.

- Neutralidad. En el caso de la UPME se encuentra que esta es una de susfortalezas. Sin embargo, en el caso de las proyecciones de los agentes, dado quela información histórica es la de mayor peso, las posibilidades de desviaciones por fuera de rangos razonables queda atenuada, dado que se parte de las compras reales.

En el caso de Transparencia, Suficiencia y Simplicidad, son criterios a tener en cuenta en la metodología que se adopte.

4. Alternativas

Partiendo de los análisis complementarios y los realizados en el Documento CREG 018 de 2008 se propone que la metodología para la definición de la proyección de demanda a utilizar en el MOR se tenga en cuenta las proyecciones de demanda de los agentes comercializadores.

Teniendo en cuenta lo anterior, se plantean las siguientes alternativas.

4.1 Alternativa 1: Proyecciones mensuales.

Para esta alternativa se proponen el siguiente procedimiento para la declaración, agregación y verificación.

4.1.1 Presentación de las proyecciones

Para la presentación de las proyecciones se deberán tener en cuenta los siguientes parámetros:

26 El c rec im ien to pob lac iona l del qu inquen io 2000-2005 fue de 1.25% . D A N E "P royecc iones de pob lac ión 2006 -2 0 2 0 ” . S ep tiem bre de 2007.El crec im ien to de la dem anda regu lada en e l año 2008 fue de 1.9% . XM “D em anda de E lectric idad , P roducción e In te rcam b ios ” . D ic iem bre de 2008.


Sesión No.491

- Demanda base. Como demanda base se considerará la información de Demanda Comercial Regulada de cada agente comercializador del año calendario inmediatamente anterior al año en que se hace la proyección, año t-1. Se tomará la información mensual registrada por el Operador del Mercado.

- Crecimiento. Todos los agentes comercializadores reportarán los incrementos mensuales en kWh para un horizonte de cinco (5) años que comprende los años t a t+4, donde t es el año en el cual se presenta la proyección.

Se deben sustentar todos los cambios esperados de la tasa crecimiento anual con respecto a la última proyección.

En el caso que un comercializador no reporte crecimientos27, se tomará el incremento histórico y se aplicará para todo el período de proyección.

- Periodicidad Los agentes comercializadores deberán presentar los crecimiento de de demanda proyectados en los meses de febrero, junio y octubre.

Inf. Histórica P eriod ic idad Proyecciones V erificac ió n Proyecciones

i I______________________>_______ __i i i i

Feb. Jun. Oct. Feb. Jun. Oct.

Año t-1 A ño t+ 1A ñ o t

Base

Ilustración 2: Metodología Proyecciones de Demanda para el MOR

4.1.2 Proyección de demanda agregada

Para determinar la proyección de demanda agregada del mercado regulado, se sumaran las proyecciones de demanda de energía eléctrica para el mercado regulado de cada agente: demanda base más los incrementos proyectados para cada mes, aplicando las siguientes ecuaciones.

= £m=i T 1)

71

DPt = ££>P i(t¿ = i

DPi,t+s = T,m=i T T Si ^i,m,t+s (®c- 2)

27 En el A nexo 3.1 “M étodo de p royecc ión de la d e m anda regu lada de un agente po r de fecto " hace un aná lis is de d ife ren tes pos ib ilidades para p royecc ión por de fecto .


220

Sesión No.491

n

DPf+s = DPi,t+si= i

Donde:

DPu- Demanda proyectada del agente comercializador i para el año t o primer añode proyección.

DPt : Demanda proyectada agregada para el año t.DPí,t+s: Demanda proyectada del agente comercializador i para el año t+sDPi,t+s-- Demanda agregada para el año t+s.

Demanda histórica del agente comercializador i para mes m del año t-1.idi,m,t: Incremento de demanda del agente comercializador i para el mes m del año t.s : valor entre 1 a 4n: agentes comercializadores

La ec. 1 se aplica para el primer año de proyección y la ec. 2 para los año 2 a 5 de laproyección.

4.1.3 Verificación de las proyecciones

A cada agente comercializador se le verificará la proyección presentada en el período actual. Pf , aplicando el siguiente procedimiento:

i. Se debe contar con los incrementos de los sesenta (60) meses que comprende losaños t a t+4. Los valores de la demanda de los meses que hayan transcurrido del año t deben estar incluidos en la proyección del año t como dato histórico.

La falta de un dato hace que se considere como no válida la proyección y se ledará el mismo tratamiento de los que no presentan proyección.

ii. A Ja proyección ajustada (Pf_1)a) se le determinará la variación frente a los datos históricos, de la siguiente forma:

17 _ f £ n = 1 2 ÉPn.Pi-!,*

Donde:

yP¡_i a: Variación de la proyección de demanda ajustada (Pi-1¡a ) ip: Incremento proyectado de demandaih: Incremento históricon: Últimos doce (1 2 ) mesesl - 1: Proyección de demanda presentada en el período inmediatamente anterior l : Proyección de demanda presentada en el período actual

Si el valor absoluto de |Vpl_la | > 0.05 se ajustan las proyecciones de demanda presentadas en el período l, Ph con los incrementos mensuales del respectivo


221

Sesión No.491

mes del último año calendario. Esto se aplicará para todo el período de proyección.

Si el valor absoluto de < 0.05 no se ajustan las proyecciones que se estánpresentando en el período l, P[.

Con lo anterior se obtienen las proyecciones ajustadas,

4.2 Alternativa 2: Proyecciones anuales.

La alternativa 2 tendría el siguiente procedimiento para la declaración, agregación y verificación.

4.2.1 Presentación de las proyecciones

Para la presentación de las proyecciones se deberán tener en cuenta los siguientes parámetros:

- Proyección. Todos los agentes comercializadores reportarán ia proyección de demanda anual para el mercado regulado en MWh para un horizonte de cinco (5) años que comprende los años t a t+4, donde t es el año en cual se presenta la proyección.

Si un comercializador no reporta proyección, se tomará el dato histórico del último año calendario y se incrementará anualmente con el crecimiento de la demanda del mercado regulado del último año calendario.

La falta de un dato hace que se considere como no válida la proyección y se le dará el mismo tratamiento de los que no presentan proyección.

- Periodicidad. Los agentes comercializadores deberán presentar las proyecciones de demanda en el mes de febrero, junio y octubre.

4.2.2 Proyección de demanda agregada

Para determinar la proyección de demanda agregada del mercado regulado, se sumaran las proyecciones de demanda de energía eléctrica para el mercado regulado de cada agente, aplicando la siguiente ecuación:

n

í = l

Donde:DPi,t+s' Demanda proyectada del agente comercializador i para el año t + s.DPt+s-. Demanda proyectada agregada para el año t + s.


Sesión No.491

t: Primer año de proyeccións-, valor entre 0 a 4n: agentes comercializadores

4.2.3 Verificación de las proyecciones

Las proyecciones de demanda para el mercado regulado se verificarán en los meses de febrero, junio y octubre para establecer la proyección que se consideraría para el MOR. Para tal efecto se aplicará el siguiente procedimiento:

- Tasas de crecimiento históricas (tCh,™* „ min ) Se tomarán las tasas de crecimiento históricas para la demanda regulada de los últimos cinco (5) años. Para esto se tomará la información que se tiene en la base de datos del AS 1C.

- Tasas de crecimiento UPME (teupme,escenario) Se tomarán las tasas de crecimiento del mercado regulado de la última proyección realizada por la UPME para los años t a t+4 en los escenarios alto y bajo.

- Tasas de crecimiento proyección de los agentes (tca). Se calcula la tasa de crecimiento para la demanda agregada proyectada por los agentes para cada uno de los años t a t+4.

- Verificación. Para cada año de proyección se comparan las tasas de crecimiento de la siguiente forma:

• Si tCa > máx (tCupME.alto.tCh ,max) 56 tOma el máximo de tCupME.alto y fCh.max• Si tCa < min (tcUPME,baj0, tch,min) se toma el mínimo de íCurmemo V tch,min

En caso contrario no se modifican las tasas de crecimiento para la demanda agregada proyectadas por los agentes comercializadores.

- Proyecciones Verificadas. Las proyecciones agregadas verificadas se determinarán aplicando las tasas de crecimiento definidas en el punto anterior, tal como se tiene en la ecuación siguiente.

DPvtJrS = DPVc+s-! X (1 + £cv t+ s)

Donde:DPvt+s: Demanda proyectada verificada de la demanda regulada agregada

para el año t + s.D /V t+s-i: Demanda proyectada verificada de la demanda regulada agregada

para el año t+s-1. Cuando s=0 este valor es la demanda regulada agregada histórica del año t-1.

tcv t+s-. tasa de crecimiento verificada para el año t+s.t: Primer año de proyeccións: valor entre 0 a 4

Estas proyecciones serán las utilizadas para el MOR.

5. Evaluación de las Alternativas


Sesión No.491

Para la evaluación de las alternativas de proyección de la demanda del mercado regulado se tendrán en cuenta los siguientes criterios:

- Simplicidad. Debe ser de fácil comprensión y su aplicación y control no debe presentar dificultades.

- Transparencia. Esquema explícito, público que garantice la participación.

- Suficiencia Financiera. Debe buscar la recuperación de los costos eficientes.

- Verificabilidad del período proyectado. Debe permitir la verificación para todos los períodos del horizonte proyectado.

- Consistencia. Debe buscar la articulación entre los resultados y las proyecciones que se hacen por las entidades.

Aplicando los anteriores criterios se tiene los siguientes resultados:

Criterio Alternativa 1 Alternati\ra 2

Transparencia | + +IMicierrcSa'fv '■ ■■ ■ -X-:. ÉÉmm ¿ *Verificabilidad del período proyectado

+

~ EJ lí

Teniendo en cuenta lo anterior, se recomienda la alternativa 2.

Anexo 3.1. Método de Proyección de la Demanda Regulada de un Agente por Defecto

Dado que en la proyección de la demanda regulada que se utilice para realizar las compras en el MOR se incluirán las proyecciones individuales de cada comercializador, es necesario establecer la metodología para calcular una proyección por defecto que se utilizará en el caso en que algún agente comercializador no presente dichas proyecciones. Las alternativas evaluadas al respecto son las siguientes:

1. incremento porcentual propio:

V P k a + n = D H ^ a X ( l + j

2. Incremento real propio:

D P m .a + n ^ ^ m , a + H X ~


224

Sesión No.491

3. Incremento porcentual agregado:

/ DHma — DHma_1\DPm,a+n = DH^a X ^ J

Donde:

a Último año del cual se dispone de información histórica al momentode realizar la proyección.

DPm,a+n Demanda comercial regulada proyectada por defecto delcomercializador c en el mes m del año a + n.

D H ^a Demanda comercial regulada histórica del comercializador c en elmes m del año a.

DHma Demanda comercial regulada histórica del SIN en el mes m del añoa.

Para evaluar las alternativas descritas anteriormente se utilizó la información histórica de demanda comercial regulada de todos los comercializares en un periodo comprendido entre el año 2003 y e! año 2008. Los resultados obtenidos para 1 año de proyección de presentan en la siguiente gráfica:


225

Sesión No.491

Demanda comercial regulada del SIN5,000

g 2,500 15

3,500

4,500

4,000

3,000

2,000

1,500

1,000

500

0

D em anda H is tó rica ^ P r o y e c c ió n A lte rn a tiv a 1

P royecc ión A lte rn a tiv a 2 - - P r o y e c c ió n A lte rn a tiv a 3

Fuente. Cálculos propios.

Nótese de la anterior gráfica que el error de proyección de ia demanda agregada es muy grande para algunos meses en la alternativa número 1. La razón es que los comercializadores entrantes pueden tener en un año incrementos porcentuales muy grandes por efecto del aumento en el número de usuarios atendidos (en el caso del ejemplo se registró un incremento porcentual mayor del 1000%). Por lo que suponer que su crecimiento mantendrá dichas tasas de crecimiento en el futuro tiende a sobreestimar de tal forma su demanda que llega a afectar la proyección agregada de forma significativa. Por esta razón, se descartó la alternativa número 1.

En cuanto a las proyecciones para periodos superiores a 1 año, en las siguientes gráficas se presentan las proyecciones realizadas para 2, 3 y 4 años en el futuro.

D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DE LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009 226 oS

GW

h

Sesión No.491

3.500

3.000

2.500

2.000

D em anda co m e rc ia l regu lada p ro ye cc ió n 2 años v is ta

1,500

1,000

500

á5 ^ Jp # ^ ^ .cO' csO' cÜ' A ' «íP ¿5° rí5° ¿P oí5/ ^ & .<? f ¿ r ¿ rj? p j? jy ^ &r ^ ^ '■> bs ^ ^ v r N ^ ^ vK ^ s ^ v*0

Demanda Histories Proyección Alternativa 2 Proyección Alternativa 3

Fuente: Cálculos propios.


227

GWh

GW

h

Sesión No.491

Demanda comercial regulada proyección tres años vista

3,500

2,000

1,500

1,000

500

Demanda Histórica — Proyección Alternativa 1 Proyección Alternativa 2

Fuente: Cálculos propios.Demanda comercial regulada

proyección 4 años vista3,500

3,000

2,500

2,000

1,500

1,000

500

0

Demanda Histórica Proyeceron Alternativa 2 Proyección Alternativa 3

Fuente: Cálculos propios.


228

0 5

Sesión No.491

Como conclusión del ejercicio realizado anteriormente se concluye que tanto la alternativa 2 como la alternativa 3 son alternativas fáciles de ¡mplementar y no acarrean errores grandes. Obviamente no se pueden comparar con las proyecciones realizadas por cada agente, pero como método de proyección por defecto cumplen su cometido. Por lo tanto, se recomienda el uso de cualquiera de estas dos alternativas (2 o 3).


229

£ 5

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ANEXO IV - ANÁLISIS DEL MERCADO SECUNDARIO.

En este anexo se presentan los análisis realizados en relación con el mercado secundario del MOR.

Caracterización de las transacciones y precio de futuro

El mercado secundario propuesto en la resolución de consulta CREG 023 de 2009 establecía, entre otros, los siguientes requisitos para que se pudiera realizar una cesión de las obligaciones:

1. Las cesiones se realizaban por meses completos y solamente se podían ceder un número entero de Unidades Horarias de Energía, en el caso regulado, y de kW en el caso de no regulados.

2. Informar del precio de la cesión y la fecha de pago de dicha cesión.

En cuanto al primer ítem, se trata de restricciones para estandarizar las transacciones en este mercado y facilitar el manejo de la información correspondiente.

Por otro lado, el segundo ítem tiene el objetivo que se pueda formar un precio futuro de la energía. Para visualizar lo anterior considérese el siguiente ejemplo:

El agente A vende 1.000 productos para la demanda regulada en una subasta del MOR celebrada en el mes de noviembre del año 2012, y cuyo periodo de compromiso es el año 2014. El precio de cierre de dicha subasta para el producto regulado es de 100 $/kWh.

Posteriormente en el mes de mayo de 2013, el agente A decide disminuir la cantidad de energía vendida en el mes de junio del 2014, por lo que ofrece al agente B la cesión de 200 UHE para dicho mes.

En este caso, si la expectativa de A es que el valor de la energía en el mes de junio del 2014 será de 95 $/kWh, y la expectativa de B es que será de 87 $/kWh, el resultado de la negociación será que B tendrá que pagar a A en el mes de junio de 2014 entre 5 y 13 $/kWh. Para facilitar el ejemplo supóngase que el precio de la cesión pactado fue de 10 $/kWh.

La situación presentada anteriormente se ilustra en el siguiente gráfico, el cual representa el flujo de dinero correspondiente a cada kWh cedido en el mes de junio:


Sesión No.491

BOLSA

MOR M CORTO PLAZO

Del ejemplo anterior es importante resaltar lo siguiente:

• El hecho que A ceda parcialmente a B sus obligaciones, no significanecesariamente que A tenga que pagarle a B, sino que puede ser que B tenga quepagarle a A.

Lo anterior es consecuencia de que en realidad la cesión es un contrato por diferencias, en donde el cedente paga al cesionario por cada kWh la diferencia entre el precio por kWh esperado de la energía y el precio de la obligación; valor que puede ser negativo o positivo.

• La expectativa del riesgo de contraparte que B tenga de A es relevante a la horade la determinación de las garantías que B le exigirá a A y/o de! precio pactado de

• El precio futuro que se obtendría de las transacciones del mercado secundario del MOR seria el resultado de sumar el precio de la obligación más el monto por kWh que el cedente paga al cesionario (si el cesionario paga al cedente este monto es negativo). En el caso del ejemplo sería 100 $/kWh - 10 $/kWh = 90 $/kWh.

Diferencias con un contrato bilateral actual

Una alternativa a la cesión de las obligaciones en el MOR sería la firma de un contrato bilateral de los que actualmente se transan en el mercado. En este caso, la situación análoga al ejemplo presentado anteriormente sería que A le compra a B un contrato por una cantidad de energía igual en cada hora a 200 UHE y a un precio de 90 $/kWh para el mes de junio de 2014. Esta situación se ilustra en el siguiente gráfico, en donde se representa el flujo de dinero por cada kWh cedido:

cesión.


231

Sesión No.491

á i

$100 P balsa

> f

M OR M CORTO PLAZO

Nótese que al realizar el balance de los ingresos y egresos de A, B y la Bolsa, se obtienen resultados similares al caso de la cesión; dado que A recibe 10 $/kWh, B recibe 90 $/kWh - P_bolsa, y la Bolsa recibe P_bolsa - $100. Por lo que es correcto afirmar que son operaciones análogas.

Sin embargo, se diferencian en que en este caso los costos de transacción por efecto del GMF y de garantías son mayores, dado que se realizan un mayor volumen de transacciones. Por lo que es correcto afirmar que la cesión de obligaciones en el mercado secundario del MOR es un mecanismo más eficiente que la firma de los contratos bilaterales actuales, para efecto de que los agentes ajusten sus posiciones.

Adicionalmente, el mercado secundario del MOR tiene la ventaja que permite formar un precio futuro de la energía, lo cual no es viable actualmente con los contratos bilaterales.

Centralización del mercado secundario del MOR

De conformidad a la caracterización realizada de las operaciones en el mercado secundario presentada anteriormente, se destacan lo siguiente:

* Las cesiones en el mercado secundario son operaciones en donde una parte (cedente o cesionario) se compromete a pagar una suma fija28 por kWh a su contraparte, a cambio de la cesión de la obligación (precio de cesión).

Por lo que se trata de operaciones diferentes a las realizadas cuando se transan productos derivados (como los productos del MOR), en los cuales el monto que una de las partes debe dar a la otra depende del precio diario del subyacente (en el caso del MOR es el precio de bolsa). Esta característica hace que los riesgos por incumplimiento (y por consiguiente los montos a garantizar) sean menores.

23 En rea lidad a l se r conven ios b ila te ra les se puede pacta r un m onto variab le , pero en esteapartado so lo se ana liza rán las ope rac iones en las que se pacte una sum a fija.


Sesión No.491

• Existe un riesgo de contraparte, lo cual hace que para establecer un mercado anónimo se deba ¡mplementar un mecanismo de garantías que iguale el riesgo de crédito de los participantes.

Dado, lo anterior, se observa que existe la posibilidad de ¡mplementar un esquema de transacciones centralizadas y anónimas, el cual dependerá principalmente de la implementación de un esquema de garantías que iguale los riesgos de crédito de todos los participantes.

Sin embargo, la estructuración e implementación de dicho esquema requeriría de un proceso de análisis profundo, el cual puede ser realizado con posterioridad a la implementación del MOR. Adicionalmente, dicho esquema puede ser desarrollado por los mismos agentes o terceros interesados.

Por lo tanto, se recomienda que al respecto del mercado secundario, solamente se adicione a lo establecido en la resolución de consulta (resolución CREG 023 de 2009) la obligación del ASIC de poner a disposición de los agentes un portal web en donde los agentes puedan publicar sus ofertas con respecto al Mercado Secundario del MOR.


233

Sesión No.491

ANEXO V - ESQUEMA MIXTO: MOR Y CONTRATOS BILATERALES CON DESTINO AL MERCADO REGULADO.

Una de las propuestas planteadas por varios agentes al respecto de las compras con destino al mercado regulado, es que se deje un porcentaje de la demanda regulada sin comprar en el MOR para que los comercializadores decidan si comprarlo mediante contratos bilaterales o comprarlo en Bolsa.

De implementarse dicha medida se tendría que definir e! precio que se traslada al usuario por ese porcentaje de demanda regulada. Al respecto se analizaron 2 alternativas, trasladar el precio del MOR o el precio promedio de Bolsa. A continuación se presenta el análisis realizado para cada una de estas.

• Traslado del precio del MOR

En este caso todos los comercializadores estarían expuestos a un alto riesgo, dado que para no tener pérdidas económicas deberían comprar mediante contratos bilaterales a un preció igual o inferior al precio de las compras en el MOR.

Por otro lado, si decidieran dejar esta cantidad de energía expuesta a la Bolsa, el riesgo al que se vería expuesto el comercializador sería el equivalente a que si hubiera vendido dicha cantidad en el MOR; dado que su ganancia estaría dada por la diferencia entre el precio del MOR y el precio de Bolsa. Con la gran diferencia que en este caso no otorgaría ninguna garantía de cumplimiento a sus usuarios, lo cual generaría un incentivo perverso de declararse es quiebra ante aumentos en el precio de Bolsa.

• Traslado del precio de Bolsa

En realidad esta regla fue la que se estableció en la resolución CREG 119 de 2007 para los periodos posteriores a la transición, dado que todo lo que no se compre en el MOR será trasladado al usuario a precio de Bolsa. Por lo tanto, se tiene que los comercializadores que atienden demanda regulada tienen la potestad de firmar contratos bilaterales, sin embargo solo las ganancias producto de estas operaciones podrían ser trasladadas a los usuarios (la resolución CREG 119 de 2007 fija un precio máximo), mientras que las pérdidas tendrán que ser asumidas en su totalidad por estos.

Por lo anterior, se decidió mantener el esquema propuesto originalmente (traslado del precio de Bolsa).


234

0 5

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REFERENCIAS

• Wolak,Frank A. (2009), ‘‘Report on Market Performance and Market Monitoring in the Colombian Electricity Supply Industry”

• Ausubel, Lawrence M. and Peter Cramton (2004), “Auctioning Many Divisible Goods,”.

• Milgrom, Paul. (2004), “Putting Auction Theory to Work".

• Klemperer, Paul. (2002), “What Really Matters in Auction Design”.

• Harbord, David y Pagnozzi, Marco. (2008). “Review of Colombian Auctions for Firm Energy”.

D-072-11 RESPUESTA A LOS COMENTARIOS DÉ LAS RESOLUCIONESCREG 023 DE 2009 Y 069 DE 2009

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de energía y gas respuesta a los comentarios de las...

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