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Comisión de Regulación de Energía y Gas

ESTATUTO PARA SITUACIONES DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO Y

RACIONAMIENTO EN EL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA

Análisis de comentarios al documento detrabajo

DOCUMENTO CREG-11420 de octubre de 2011

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

Sesión No. 502

ESTATUTO PARA SITUACIONES DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO Y RACIONAMIENTO EN EL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA

I. ANTECEDENTES

Mediante la circular CREG N.80 de 2010 la Comisión publicó un documento de trabajo titulado “Estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento y racionamiento en el Mercado Mayorista”. Dicho documento contiene análisis del desempeño de sector eléctrico durante la sequía que afronto el país durante el segundo semestre del año 2009 y el primer semestre del año 2010 producto del fenómeno de “El Niño” y con base en este análisis propone una serie de medidas regulatorias que se aplicarían en situaciones similares que acontezcan en el futuro.

Las siguientes empresas enviaron comentarios al documento:

Termocandelaria SCA E.S.P. E-2011-000321XM S.A. E.S.P. E-2011-000366Aes Chivor S.A. E.S.P. E-2011-000452ISAGEN S.A. E.S.P. E-2011-000475ELECTRICARIBE S.A. E.S.P. E-2011-000477CNO E-2011-000488EMGESA S.A. E.S.P. E-2011-000510COLINVERSIONES E-2011-000513GECELCA S.A. E.S.P. E-2011-000514TERMOEMCALI S.A. E.S.P. E-2011-000515EPM S.A.E.S.P. E-2011-000516ANDEG E-2011-000534EPSA S.A. E.S.P. E-2011-000563ASOCODIS E-2011-000656

A continuación se presenta el análisis realizado por la Comisión de los comentarios enviados.

II. ANÁLISIS DE COMENTARIOS

1) Análisis del periodo de sequía

a) Gestión del recurso hídrico

Contratos bilaterales respaldados con plantas hidráulicas

D-114-11 ESTATUTO PARA SITUACIONES DE RIESGO 11

Sesión No. 502

TERMOCANDELARIA

• La generación hidráulica está íntimamente ligada a los contratos del agente, por lo que la conveniencia financiera y económica del agente al generar para cumplir sus contratos termina afectando la confiabilidad del sistema.

• Se propone estudiar la posibilidad de independizar la generación de los contratos, con el fin de eliminar el incentivo perverso de modular los precios de bolsa en seguimiento de los respectivos contratos de los agentes, para que de esta manera, los precios de bolsa reflejen exclusivamente las situaciones de abundancia o escasez de los recursos energéticos en el Sistema Eléctrico Colombiano.

ELECTRICARIBE

• Hay incentivos para que, aún ante la evidencia de que se va a iniciar un periodo de reducción de aportes hídricos, las plantas hidráulicas realicen ofertas de precio en bolsa bajas con el fin de mantener el precio de bolsa en niveles inferiores o cercanos a los precios de los contratos de venta de energía que tienen firmados y que se oferten precios que reflejen escasez por parte de estas plantas sólo hasta el último momento cuando los embalses ya han sufrido una declinación importante.

GECELCA

• Se debería modelar la posición en el mercado de contratos de largo plazo de cada uno de los generadores con el fin de observar si tendrían incentivos para tener comportamientos anticompetitivos o estratégicos en un evento seco. Lo anterior permitiría al gobierno tomar las decisiones regulatorias que evitarían un racionamiento.

Respuesta

En la propuesta de Estatuto para Situaciones de Riesgo que se presenta para comentarios se incluyen medidas que limitan el uso de la energía almacenada en los embalses cuando la planta está en riesgo de no poder cumplir su OEF y el sistema se encuentra en riesgo de desabastecimiento. Ver sección III de este documento.

Otros

TERMOCANDELARIA

• El Numeral I - Gestión del Recurso Hídrico del documento afirma que “el problema radica en que la capacidad de generación térmica, sumada a los aportes hídricos que recibe el sistema durante los meses secos es menor a la demanda". Lo anterior implica que las OEF's de las plantas hidráulicas estaría sobrevalorada, necesitándose incorporar más energía firme al sistema, o que con el objetivo de cumplir sus contratos los agentes hidráulicos desembalsan a niveles superiores de lo necesario para garantizar la atención de la demanda.

Respuesta

La afirmación citada solamente establece el hecho de que para poder atender la demanda, el sistema colombiano (y en general la mayoría de los sistemas con un alto componente hídrico)


Sesión No. 502

necesita almacenar una porción del recurso hídrico en los embalses durante en los meses de invierno para utilizarlo en los meses de verano, con el objeto de poder atender a la demanda. Este manejo del recurso es especialmente importante en épocas de sequía como el analizado en el documento.

Lo anterior no significa que la ENFICC de las plantas hidráulicas este sobrevalorada, sino que para poder cumplir con su ENFICC las plantas hidráulicas necesitan una gestión adecuada de los embalses. Por otro lado, la afirmación no califica el comportamiento de los agentes con plantas hidráulicas, solamente se limita a establecer el problema fundamental de cualquier sistema hidro-témnico.

TERMOCANDELARIA

* Si los agentes hidráulicos hubieran realizado ofertas acordes con el nivel hidrológico esperado la generación térmica hubiese reaccionado más temprano. Por lo anterior, es preocupante que el documento deja en cabeza exclusiva de los generadores térmicos toda la responsabilidad de lo que suceda en las pruebas de resistencia y otras medidas que eventualmente pueden atentar contra su viabilidad financiera mientras que los agentes responsables de llevar al sistema a ese estado quedarían indemnes.

Respuesta

En el apartado II del literal a) del numeral 2) del documento publicado mediante la Circular 80 de 2010 se analiza la relación entre el Precio de Bolsa y la generación térmica durante el fenómeno de El Niño 2009-2010. La conclusión de dicho análisis es que el aumento del precio de bolsa en septiembre de 2009 no produjo los niveles de generación térmica esperados, dado que un porcentaje de las plantas con costos de operación inferiores no generaron.

Por otro lado, la propuesta de Estatuto incluye medidas para verificar y garantizar el cumplimiento de las OEF tanto de plantas hidráulicas como térmicas.

EMGESA

• Se menciona que durante la presencia del fenómeno de El Niño, la energía disponible de las plantas hidráulicas estuvo cercana a su ENFICC. Es importante tener en cuenta que existió una reserva adicional del sistema y el nivel útil real de los embalses que en el peor de los casos alcanzó los 2160 GWh para el período Jun/2009 - May/2010.

Respuesta

El indicador que se utilizó tanto en la resolución CREG 136 de 2010 como en la Resolución CREG 010 de 2010 fue producto de los análisis energéticos realizados por el CND1.

Al respecto de este indicador, nos permitimos resaltar que la diferencia entre el nivel útil agregado del sistema y la curva de confiabilidad resultante fue inferior de 500 GWh desde finales de noviembre de 2009 hasta finales de marzo de 2010, y solamente a partir de ese momento la diferencia comenzó a aumentarse. Por lo tanto, se considera que las medidas aplicadas fueron acordes al indicador de confiabilidad utilizado.

1 Después de la expedición de la Resolución CREG 009 de 2010 solamente se utilizó el “Análisis Situación Energética Res 137 - Semana 49” publicado en noviembre de 28 de 2009 por XM.D-114-11 ESTATUTO PARA SITUACIONES DE RIESGO 13

Sesión No. 502

EMGESA

• Se sugiere incluir en el documento soporte un análisis del comportamiento del mercado antes y durante la aplicación del mecanismo de la EVE.

Respuesta

En el documento publicado mediante la Circular CREG 080 de 2010 se incluye un análisis de todo el período de sequía, incluido el período en el que se aplicó la Resolución CREG 010 de 2010. Adicionalmente en la sección III de este documento se analiza la implementación de un esquema con varias características similares. Por lo tanto, se considera suficiente el análisis sobre este punto.

ELECTRICARIBE

• Hay que analizar porque las plantas hidroeléctricas mantienen altos niveles de generación ante la inminencia de un periodo de sequía, y porque las plantas térmicas tienen incentivos a declararse indisponibles por precio.

• Por condiciones operativas y económicas las plantas térmicas tienen incentivos a incrementar sus precios de oferta en bolsa superando incluso el precio de escasez.

Respuesta

Un análisis de esta situación se presentó en el documento publicado mediante la Circular CREG 080 de 2010, el cual se complementa en el Anexo I de este documento. Adicionalmente la sección III propone un mecanismo para probar la disponibilidad de las plantas térmicas que no entran en mérito en el despacho.

b) Generación de las plantas térmicas

EMGESA

• Falta profundidad en el análisis sobre el sector gas, mencionando tan sólo el incremento de demanda, pero no los problemas estructurales de éste sector en el suministro y señales de abastecimiento en el largo plazo, que finalmente se vieron reflejados en el incumplimiento de los compromisos contractuales con los agentes del sector termoeléctrico

ELECTRICARIBE

• La causa del estrés de la red no fue la condición operativa de generación simultánea de varias plantas, sino el retraso estructural y contractual de la ampliación de la red de transporte de gas. Es relevante recalcar que no se generaron las señales apropiadas para la expansión del sistema, aun conociendo la situación con anterioridad a la ocurrencia del fenómeno del niño.

ELECTRICARIBE

• Con base en la experiencia pasada, es claro que los contratos de suministro de combustibles líquidos no representan una garantía de suministro físico en firme para el


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cumplimiento de las obligaciones de energía en firme por parte de los generadores térmicos.

CNO

• Para el caso de los combustibles líquidos las restricciones de transporte y suministro constituyen un factor exógeno de la operación de dichas plantas, cuya solución debe ser abordada de manera previa a la expedición de la regulación del Estatuto de Desabastecimiento.

TERMOEMCALI

• Consideramos que es mucho más productiva la toma de medidas preventivas para fortalecer la confiabilidad en el suministro de combustibles que de medidas sancionatorias por factores que no pueden ser atribuibles y de manejo directo por parte de generadores térmicos.

Respuesta

Cuando a una planta se le asigna OEF, esta recibe un pago como contraprestación de estar, durante la vigencia de la obligación, disponible para entregar su energía al sistema en cualquier momento. Por lo tanto, cada planta es responsable de asegurar las condiciones que requiere para cumplir las obligaciones que adquiere al participar en la asignación de OEF y es responsable de las fallas en el suministro de combustible de su proveedor.

Por lo tanto, el problema de fondo es que se presentaron problemas de suministro de combustibles en varias plantas, las cuales tenían el compromiso de garantizar su disponibilidad de generación durante la vigencia de sus OEF. Es decir, el problema es si los incentivos que otorga el mecanismo del CxC son suficientes para que, llegado el caso de que una planta no pueda garantizar la firmeza en el abastecimiento de su combustible, opte por no comprometerse con OEF. Este análisis se presenta en el anexo I.

EMGESA

• Es necesario precisar las causas de lo expuesto por la CREG acerca de que antes de la declaración de racionamiento programado de gas natural, la generación con plantas a carbón y gas solamente entregaron entre 42 y 55 GWh mientras que su capacidad era de 70 GWh.

Respuesta

En el documento publicado mediante la Circular CREG 080 de 2010 se realiza un análisis de los posibles causantes de la situación descrita. Por lo tanto, se considera suficiente el análisis sobre dicho tema y se remite a ese documento.

ELECTRICARIBE

• En el documento se afirma que en el periodo analizado habría habido retiro de oferta de plantas térmicas con costos variables bajos mediante declaraciones de mantenimiento o presentación de ofertas muy superiores a sus costos. Estas conductas deben ser prevenidas y corregidas oportunamente mediante las


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correspondientes medidas regulatorias y actuaciones de las demás entidades competentes.

Respuesta

El literal b) del numeral 1 de la sección III de este documento propone un tipo de pruebas específico para la situación descrita.

GECELCA

• Se debería plantear que si la asignación del Cargo por Confiabilidad de las plantas térmicas del interior se hubiera acotado a la realidad física del gasoducto del interior, a través de los índices establecidos en la regulación, se habrían dado las señales regulatorias oportunas que permitieran la expansión.

Respuesta

El Cargo por confiabilidad cuenta con una serie de verificaciones, cuyo objetivo es garantizar que las plantas cuenten con la Energía Firme que están comprometiendo. No obstante, la responsabilidad por tener dicha energía es enteramente de las plantas que se comprometen con OEF. Es decir, el hecho de que los controles que tiene el Cargo por Confiabilidad no reflejen en su totalidad la realidad física, no exime, de responsabilidad a los agentes cuando optan por adquirir OEF.

En ese orden de ideas, la reflexión que se hace en el documento es por qué plantas que tenían problemas de suministro de combustible solicitaron asignaciones de energía firme. O, visto de otro lado, porque algunas plantas con OEF no invirtieron para tener una infraestructura que les diera firmeza en el suministro de combustible.

c) Otros

ELECTRICARIBE

• La CREG concluye que el mecanismo de cargo por confiabilidad garantiza la capacidad de generación en períodos críticos. No compartimos esta conclusión, puesto que durante el período de sequía, tanto el Ministerio como la CREG tuvieron que expedir normatividad transitoria para la utilización de los recursos con el fin de garantizar el suministro de electricidad a los usuarios finales.

Respuesta

Durante la sequía en cuestión no se realizaron racionamientos, lo cual es la prueba de que se contaba con suficiente energía para atender la demanda2. Lo anterior no se desvirtúa con el hecho de que tanto la CREG como el MME hayan expedido medidas temporales durante el período.

No obstante, estas medidas temporales son el reflejo de que se necesitan normas adicionales a aplicar durante este tipo de períodos, en donde el abastecimiento de la demanda puede estar en riesgo.

2 Nótese que tanto La República Bolívariana de Venezuela como Ecuador atravesaron por racionamientos en período de sequía en cuestión.D-114-11 ESTATUTO PARA SITUACIONES DE RIESGO 16

Sesión No. 502

ELECTRICARIBE

• Es importante anotar los sobrecostos operativos que se generaron por efecto de las medidas adoptadas para la generación térmica de seguridad, EVNE, los cuales son adicionales al cargo por confiabilidad.

Respuesta

Los costos por efecto de la EVNE obedecen a que este mecanismo otorgo una mayor confiabilidad a la demanda que la contratada por el Cargo por Confiabilidad. Por esta razón sus pagos fueron independientes a los del Cargo por Confiabilidad.

ELECTRICARIBE

• Es necesario una discusión conceptual calificada acerca de los indicadores que empleó XM para monitorear y para alertar de los riesgos de desabastecimiento durante el pasado fenómeno de sequía, dado que estos mecanismos se basan en metodologías heurísticas que no están orientadas a minimizar costos, sino a minimizar el riesgo de racionamiento y su consecuente costo económico y político.

Respuesta

En el documento publicado mediante la Circular CREG 080 de 2010 se destaca la necesidad de crear un indicador unificado que refleje el riesgo de desabastecimiento en el sistema. Por lo anterior, el periodo de consulta de dicho documento y el de esta nueva propuesta, son precisamente el escenario ideal en donde los agentes pueden plantear alternativas concretas para el diseño de dicho indicador.

CNO

• Se debe considerar en el análisis cronológico realizado el impacto de las medidas de confidencialidad de la información en el Sistema Interconectado Nacional, ya que las medidas de confidencialidad sobre la información no permitió que el CND cumpliera con su obligación legal de “Informar periódicamente al Consejo Nacional de Operación acerca de la operación real y esperada de los recursos del sistema...” y que el Consejo contara con los elementos necesarios para la toma de decisiones técnicas, las recomendaciones y alertas tempranas que es su obligación producir por Ley.

COLINVERSIONES

• El análisis planteado es incompleto, dado que no tiene en cuenta la restricción de información del mercado ni los efectos que ésta pudo causar en las expectativas sobre disponibilidad de agua y sobre las ofertas de los agentes, así como tampoco incluye el análisis del impacto de las restricciones de oferta de gas para plantas térmicas del interior del país.

COLINVERSIONES

• Se debe profundizar más en las condiciones que condujeron a la crisis como la limitación de oferta de gas y la restricción de información del mercado antes de concluir sobre presuntos comportamientos anticompetitivos y sobre la incapacidad de

D-114-11 ESTATUTO PARA SITUACIONES DE RIESGO

Sesión No. 502

las señales de precio para identificar y prevenir adecuadamente situaciones de escasez.

Respuesta

La resolución CREG 009 de 2009 y la modificación que se realizó en la Resolución CREG 015 de 2009 solamente dieron el carácter confidencial a los precios de oferta en la bolsa, al despacho ideal, a la generación real y a las nominaciones diarias de gas natural para uso de plantas termoeléctricas.

Lo anterior implica que variables como los reportes del IDEAM. las proyecciones de demanda, el precio de bolsa, los aportes hídricos v la evolución de los niveles de los embalses, entre otros, siempre fueron públicos. Por esta razón no compartimos la afirmación dada sin ningún tipo de estudio o análisis serio que la soporte, de que las variables de carácter diario, a las que se les dio carácter de confidencial, no permitieron que el CNO cumpliera con sus funciones de ley.

Es decir, se considera bastante claro que en un sistema hidrotérmico como el colombiano, en donde los períodos de regulación de los principales embalses son superiores a 1 día (oscila entre 6 meses y 1 año), las principales variables para conocer el riesgo de desabastecimiento en el sistema son el nivel de embalse agregado, la proyección de demanda, la capacidad de generación térmica y el nivel de aportes hídricos. Las cuales, como se mencionó anteriormente, siempre fueron públicas.

Adicionalmente se resalta que la confidencialidad de la información se suspendió con la resolución CREG 127 de 20093, que entró en vigencia el 5 de octubre de 2009, es decir, 2 meses antes de la entrada del verano y menos de 1 semana después de la declaración de racionamiento de gas natural realizada por el MME.

GECELCA

• En el documento se resalta que durante la pasada sequía otros países de la región se vieron abocados a un racionamiento mientras que Colombia presentó excedentes de energía, lo cual se debió a la participación y el respaldo de la generación térmica, que entregó durante la mayor parte del evento, energía firme por encima de su obligación del cargo por Confiabilidad; aspecto que también debería ser analizado en el documento.

Respuesta

En la imagen 4 del documento publicado mediante la Circular 80 de 2010 se observa que la generación térmica agregada solamente fue similar a la OEF durante enero y parte de febrero del 2010. Por lo tanto se desvirtúa la afirmación de que la generación térmica fue superior a la OEF durante la mayor parte del período.

2) Estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento y racionamiento

3 Esta resolución fue modificada por la resolución 159 de 2009. D-114-11 ESTATUTO PARA SITUACIONES DE RIESGO 18

Sesión No. 502

a) Principios

Costos adicionales por efecto de los incumplimientos

TERMOCANDELARIA

• El anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006 establece completamente el alcance y la magnitud de la compensación que el agente que no cumpla debe pagar, cuando no entregue sus obligaciones de energía en firme, si v solo si el Precio de bolsa supera el Precio de Escasez. Cualquier inclusión de penalización distinta es un cambio de la contraprestación incrementando el riesgo asumido por el agente cuando aceptó esas obligaciones, sin que la CREG considere o esté considerando incrementar la remuneración del mismo.

COLINVERSIONES

• La intervención de medidas adicionales de confiabilidad modifica los supuestos sobre los que se diseñó el funcionamiento del cargo por confiabilidad, y con los cuales se evaluaron los proyectos sometidos a los nuevos mecanismos del cargo por confiabilidad durante el año 2008.

COLINVERSIONES

• La introducción de medidas adicionales que restringen el uso del embalse modifica las condiciones de riesgo y rentabilidad de la generación, con lo que se constituye en un costo adicional, por lo que los niveles actuales de prima y precio de escasez del cargo por confiabilidad no resultarían consistente financieramente con las nuevas exigencias planteadas.

Respuesta

La propuesta contenida en este documento contiene tanto normas de aplicación inmediata, como otras que solamente aplican para obligaciones adquiridas en un futuro. Las de aplicación inmediata no acarrean modificaciones a las obligaciones de energía firme, mientras que las que aplican para asignaciones futuras si.

De esta forma se garantiza estabilidad de las condiciones en las asignaciones ya realizadas, y la posibilidad de las plantas de no optar por nuevas asignaciones si no están en capacidad de cumplir con los nuevos cambios en la normatividad.

XM• El literal a) del numeral 3 establece que “... /os agentes que no puedan cumplir su

OEF deben pagar el costo de las medidas para conservar la confiabilidad y/o racionamiento que produzca el incumplimiento” Al respecto es importante mencionar que todos los agentes generadores pueden estar cumpliendo con sus OEF y, al mismo tiempo, estarse tomando medidas para preservar la confiabilidad del SIN. Por lo tanto, el sobrecosto asociado a dichas medidas no se asignaría en estos casos a los agentes generadores y terminaría siendo asumido por la demanda, no obstante haber estado cubierta por el Cargo por Confiabilidad.

Entendemos que para lograr lo que se anuncia será necesario diseñar una relación más directa y clara entre lo que la demanda paga por el Cargo por Confiabilidad y la atención confiable de la misma durante la operación real.


Sesión No. 502

EPSA

• El esquema de Cargo por Confiabilidad establece ciertas responsabilidades al agente para cumplir su OEF. Entre ellas están las garantías del CxC, y la pérdida de la OEF asignada. La propuesta plantea además la devolución de los valores recibidos por concepto de CxC durante el período asignado.

Adicionalmente se le traslada a los agentes generadores, el riesgo que ante un incumplimiento en pruebas, tenga que asumir los costos del resultado de la compraventa de la energía almacenada, aspecto que involucra un alto nivel de incertidumbre si se tiene en cuenta los costos que resultaron de la aplicación de la Resolución CREG 010 de 2010 (superior a los $80 mil millones).

Respuesta

En la propuesta se distinguen dos situaciones en las cuales se aplican medidas para garantizar la confiabilidad: 1) Cuando al menos un agente no está en capacidad de cumplir con su OEF, y 2) Cuando la demanda es superior a las asignaciones de OEF.

En el primer caso es claro que los costos de las medidas deben ser pagados por el agente que no está en capacidad de cumplir sus OEF, mientras que en el segundo caso dichos costos deben ser pagados por la demanda. Los detalles de lo anterior se presentan en la sección III de este documento.

b) Declaración del periodo de riesgo de desabastecimiento

TERMOCANDELARIA

• Se propone establecer reglas en términos de la profundidad del evento, magnitud o estimación de las consecuencias del evento, etc. que sean las que disparen la declaración del Período de Riesgo de Desabastecimiento.

COLINVERSIONES

• El proceso de declaración estaría expuesto a una alta discrecionalidad y a la aplicación de criterios no objetivos, en virtud de la aversión al riesgo de racionamiento propia del gobierno.

ANDEG

• Se propone definir en detalle para cada caso las posibles situaciones que ameritarían declarar un periodo de riesgo de desabastecimiento así como su duración, con lo cual se limita la discrecionalidad del gobierno.

Respuesta

Dada las muy diversas situaciones que podrían llevar a que se presente riesgo en el abastecimiento de energía eléctrica, no se considera prudente establecer una serie de condiciones que restrinjan la posibilidad de declarar un período de riesgo de desabastecimiento, dado que dichas restricciones pueden demorar o entorpecer la aplicación de las medidas necesarias para garantizar el abastecimiento en el futuro.


Sesión No. 502

EPM

• La declaración del periodo de riesgo de desabastecimiento por parte del Ministerio de Minas y energía no debe hacerse con base en “expectativas” sino en indicadores, datos y variables verificables por los agentes, en estrecha colaboración con el CNO.

Respuesta

Entendemos que corresponde al Ministerio de Minas y Energía como determinador de la política del sector, conforme a las funciones asignadas por la ley 489 de 1998, el decreto 70 de enero 17 de 2001 y las leyes 142 y 143 de 1994 establecer cuando se declara el período de riesgo de desabastecimiento y los criterios que considera para ello.

XM

• Se propone que la declaración de riesgo de desabastecimiento lo efectúe el MME previo concepto del Consejo Nacional de Operación.

ASOCODIS

• Se debe estructurar en detalle el protocolo previo a la declaración de "Periodo de Riesgo de Desabastecimiento” de tal forma que quede definida la institucionalidad del sector.

CNO

• Se propone que el CNO sea el organismo encargado de emitir un concepto previo a la declaratoria formal del período de riesgo de desabastecimiento por parte del Ministerio de Minas.

EPSA

• El análisis y posible declaración de riesgo de desabastecimiento está dentro de las funciones establecidas por la Ley 143 al CNO.

CNO

• Se recomienda que se definan de manera clara las responsabilidades de las autoridades, organismos y agentes involucrados en el Estatuto de Desabastecimiento. En el caso de la finalización se recomienda que éste se dé previo concepto del CNO eléctrico.

Respuesta

En la propuesta se establece que la declaración del inicio y la finalización del período de riesgo de desabastecimiento la Ministerio de Minas y Energía. No obstante, el CNO está en la obligación de aconsejar el inicio o finalización de estos períodos cuando lo considere pertinente o cuando el ministerio le solicite un concepto sobre el particular.

c) Período de calentamiento

Cálculo de la ENFICC de las plantas térmicas


Sesión No. 502

TERMOCANDELARIA

• El compromiso adquirido por los agentes fue el de entregar su energía firme, si y sólo si, el Precio de Bolsa supera el Precio de Escasez. Por lo tanto no es procedente que se nos ejerza la opción si no se activa la condición de escasez, como pasó en el Niño 2009-2010, donde durante todo el evento se nos ejerció la opción sin que cumpliera la condición solamente en unos muy pocos períodos, con una remuneración a PR en muchos días, y a precios inferiores al Precio de Escasez, lo cual fue una reasignación de rentas entre agentes térmicos e hidráulicos.

Consideramos más conveniente que se lleve un ranking de confiabilidad con base en la información histórica para realizar una estimación de la ENFICC más ajustada a la realidad, y a su vez realizar la prueba ante la inminencia de un evento crítico.

Respuesta

En la propuesta se establece que el período de calentamiento se realizará al inicio de un período de riesgo de desabastecimiento. Adicionalmente, la metodología para calcular el IMF actual se mantiene.

XM

• El índice de Disponibilidad de Suministro de Combustibles (IDS) y de Disponibilidad de Transporte de Combustible (IDT) deben reflejar la capacidad de generación de las plantas térmicas, lo cual es el objetivo del período de calentamiento.

Respuesta

Los índices señalados son valores calculados teóricamente para tener un estimativo de la ENFICC de las plantas térmicas y se considera necesario seguir utilizándolos. No obstante, una prueba física siempre reflejará mejor la realidad que un cálculo teórico, y tiene la ventaja adicional que modifica los incentivos de los agentes. En el anexo I se presentan más detalles del análisis que se realizó de los incentivos de los agentes que participan en el Cargo por Confiabilidad.

ELECTRICARIBE

• Adicionalmente al periodo de calentamiento, se requiere que hayan otros incentivos como un techo para las ofertas térmicas que no le permita a las plantas declararse indisponible mediante el incremento de ofertas de precio.

Respuesta

En esta propuesta se incluye un mecanismo de pruebas aleatorias para evitar que alguna planta esconda su verdadera disponibilidad. En la sección III de este documento se presentan más detalles de este tema.

CNO

• La coexistencia de las pruebas del cargo por confiabilidad con las del periodo de calentamiento podrían degradar anticipadamente la vida útil de las plantas térmicas, impactando su disponibilidad en el momento en que se requieran, y no resuelve las


Sesión No. 502

dificultades estructurales de la logística del transporte y suministro de combustibles. Por lo tanto se propone la revisión de las pruebas de disponibilidad y se resuelva en un único mecanismo. Lo anterior siempre y cuando se realicen simulaciones de forma permanente de los sistemas de suministro y transporte de combustibles y gas natural.

Respuesta

El período de calentamiento, conforme a la propuesta, tiene una duración de 6 días y se declara solamente en períodos de riesgo de desabastecimiento. Por lo tanto, no se considera que dicho período pueda afectar significativamente la vida útil de ninguna planta, sobre todo si se tienen en cuenta que en las OEF las plantas se comprometen a estar disponibles durante períodos de 1 año. Es decir, una planta que se deteriora significativamente por efecto de generar durante un período de 6 días no debe comprometerse con OEF de 1 año de duración.

ANDEG

• Se propone que para medir la respuesta de la infraestructura de combustibles ante situación de estrés se utilicen mecanismos de modelación de los sistemas de transporte y suministro, como por ejemplo un balance de gas natural simulando la demanda total de las plantas térmicas, los cuales fueron utilizados por XM y Ecopetrol durante la ocurrencia del fenómeno de “EL Niño”.

GECELCA

• Desde un punto de vista económico, la tecnología térmica en un mercado como el colombiano recupera una parte significativa de la inversión en estos periodos de sequía, por tanto, no tendría incentivos para no generar en una situación crítica. Se propone en lugar de la prueba se modele la operación del parque generador ante un evento seco, donde se incluyan las restricciones físicas de cada uno de los sectores que intervienen en la cadena de electricidad.

Respuesta

Se concuerda con el hecho de que una planta que está en capacidad de generar tiene fuertes incentivos a hacerlo durante una época de precios altos de bolsa. El problema radica en si dicha planta no está disponible en esos momentos. Por lo tanto, esta racionalidad económica no desvirtúa el hecho de que, a las plantas que adquieren compromisos mediante el cargo por confiabilidad, se les debe verificar su disponibilidad real de generación.

En cuanto a la propuesta de reemplazar el período de calentamiento con simulaciones, se considera que un cálculo teórico nunca reflejará la realidad como una prueba física. Lo anterior se confirma con la diversidad de problemas que presentaron algunas plantas para generar en el período de el Niño 2009-2010, como fueron la asignación del combustible a otros sectores, las restricciones para el paso de carro tanques, la imposibilidad de transportar combustible por el descenso en el nivel de los ríos, los tiempos de anticipación necesarios para solicitar el combustible, etc.

Estos problemas son imposibles de detectar en una simulación, sobre todo si los agentes dueños de las plantas, que son la fuente de la mayoría de la información utilizada, tienen un incentivo económico a que los resultados arrojen que disponen de la energía independientemente de la realidad física4.

4 Ver análisis de incentivos realizado en el anexo I de este documento.


Sesión No. 502

Costo

ISAGEN

• El costo de operar simultáneamente el sistema es muy alto.

EPM

• Las pruebas de calentamiento tienen un alto costo que debe ser asumido por la demanda, por tanto, es necesario buscar alternativas menos costosas para cumplir con el objetivo planteado por el regulador.

Respuesta

No se concuerda con la afirmación, dado que el costo de no conocer la disponibilidad real del parque de generación durante una época crítica es mucho más elevado, ya que produce un uso ineficiente de los recursos y puede conducir a un racionamiento.

Otros

XM

• Es necesario definir las reglas de detalle sobre las pruebas de generación al parque térmico, tales como, la duración y frecuencia de este tipo de pruebas, las circunstancias particulares que requieran suspensión de las mismas, etc.

• Es necesario definir los criterios para establecer el cumplimiento de las pruebas, los cuales deben ser claros teniendo en cuenta las causales propias y externas que le impidan dicho cumplimiento.

Respuesta

La propuesta contiene todos los detalles acerca del período de calentamiento. La información detallada se presenta en la sección III de este documento.

ISAGEN

• El periodo de calentamiento tiene el inconveniente que muchos contratos de suministro están atados al evento que el precio de bolsa sea superior al precio de escasez.

ANDEG

• Algunos agentes utilizan las opciones de compra de gas natural y los contratos de firmeza condicionada para el respaldo de sus obligaciones del Cargo por Confiabilidad. Por lo tanto se propone que las pruebas para este tipo de plantas estén supeditadas a la disponibilidad de gas en el mercado diario y que esta situación sea verificable por el CND con los productores de gas.


Sesión No. 502

GECELCA

• La regulación actual permite el respaldo de las obligaciones con contratos de gas OCG o CFG, por lo que bajo la existencia de esta nueva prueba no existiría obligación contractual para el proveedor de combustible de honrar la obligación si no hay presencia de la condición crítica.

Respuesta

El mecanismo del cargo por confiabilidad establece claramente que las plantas con asignaciones estarán sujetas a pruebas para verificar su disponibilidad, las cuales se pueden realizar en cualquier momento y con independencia del precio de bolsa. Por lo tanto, firmar contratos de firmeza condicionada atados al precio de bolsa no exime a las plantas de estar disponibles en las pruebas que se le realicen.

ELECTRICARIBE

• La propuesta de la Comisión para implementar un mecanismo para probar la capacidad de generación simultánea del parque de generación térmico resulta incipiente mientras no se garantice el gas y el abastecimiento de combustibles líquidos para la generación.

EPSA

• Antes de introducir medidas como las propuestas se debe propender porque en el mercado se solucionen los problemas estructurales tales como el del suministro y transporte de combustible identificados durante el pasado período de “El Niño”.

Respuesta

La responsabilidad de garantizar el combustible para la operación de una planta con OEF es enteramente de la planta. Por lo tanto, el objetivo de la propuesta no es garantizar el combustible a las plantas con OEF, sino que haya señales claras para que las plantas que no puedan garantizar su combustible no participen en las asignaciones de OEF y sean remplazadas por plantas que si estén en capacidad de generar.

COLINVERSIONES

• Las pruebas de calentamiento deben ser informadas con anticipación suficiente de manera que pueda cumplirse con la logística requerida.

Respuesta

Se propone un período entre la programación de la prueba y su realización de mínimo 4 semanas, el cual se considera tiempo suficiente para adelantar todas las labores logísticas respectivas para diversas fuentes de combustible, incluido el gas natural importado.

GECELCA

• La prueba de calentamiento es inadecuada y discriminatoria debido a que no garantizaría que todas las plantas van a operar de esa misma forma durante la presencia de la condición crítica en el MEM y tiene efecto sobre la vida útil de las plantas térmicas, así como un impacto económico sobre la demanda de energía.


Sesión No. $02

Respuesta

No se entiende la afirmación de que una prueba que se realiza igual para todas las plantas térmicas es discriminatoria. En cuanto a la vida útil y el impacto del costo en la demanda, en respuestas anteriores se abordaron dichos temas.

GECELCA

• La incorporación de esta nueva prueba del cargo por confiabilidad para las plantas térmicas denominada periodo de calentamiento incrementa las obligaciones que el recurso térmico debe cumplir para acceder a la remuneración del Cargo por Confiabilidad, así como representa un cambio de reglas que podría limitar la inversión en esta tecnología.

Respuesta

Las obligaciones de energía firme siempre han estado condicionadas a que las plantas deben superar pruebas realizadas para verificar su disponibilidad. Adicionalmente, no se considera explicable que un nuevo proyecto que adquiere compromisos para tener energía firme durante períodos de hasta 20 años, vea como un gran problema el hecho de que ocasionalmente tenga que generar durante seis días seguidos.

GECELCA

• La pérdida total de la remuneración del Cargo por Confiabilidad para la planta térmica que no supere una prueba de calentamiento ignora la proporcionalidad del incumplimiento.

TERMOEMCALI

• La consecuencia de que la Planta no pueda generar al menos su ENFICC por cualquier razón técnica fortuita debería tener en consideración unas condiciones similares a la resolución CREG 085, donde se permita hacer la prueba de nuevo.

ANDEG

• El hecho de que se pierda la totalidad de las OEF al no superar la prueba de calentamiento hace que la asignación de riesgos establecida en el mecanismo del Cargo por confiabilidad comience a modificarse, lo cual podría llevar a hacer no atractivo las nuevas inversiones en proyectos de generación térmica.

Respuesta

La propuesta no contempla una pérdida de las obligaciones del cargo por confiabilidad ante incumplimiento en la prueba. En la sección III de este documento se explica con mayor detalle estos aspectos.

TERMOEMCALI

• Que las medidas de calentamiento no fueron condiciones de las asignaciones de OEF que hoy están hasta el 2014, motivo por el cual sugerimos tenerlas en cuenta para las nuevas asignaciones del Cargo por Confiabilidad.


Sesión No. 502

Respuesta

Se propone que las pruebas de calentamiento se podrán hacer desde la entrada en vigencia de la resolución definitiva. No obstante, los resultados tendrán consecuencias específicas para la planta únicamente para las nuevas asignaciones de Cargo por Confiabilidad, como se describe en la sección III de este documento.

EPM

• Cuando una planta es requerida para pruebas de estrés puede fallar por muchascausas, ya sea por razones de tipo eléctrico o mecánico y no necesariamente porfallas en la infraestructura de combustibles. Por tal razón consideramos tener en cuenta las causas de un posible incumplimiento y que no afecten las OEF cuando la causa de la falla sea alguna de las descritas anteriormente.

Respuesta

La prueba no solamente tiene el objetivo de probar la infraestructura de combustible, sino la capacidad real de generación de la planta. Por lo tanto no se considera conveniente incluir las excepciones propuestas.

ANDEG

• Se propone que en lugar de implementar las pruebas de calentamiento de manerageneral, se utilicen las pruebas discrecionales vigentes para evaluar la realdisponibilidad de las plantas que durante el pasado fenómeno de El Niño presentaron un factor de utilización bajo o que no contribuyeron con sus OEF a la atención de la demanda. Otra alternativa es la implementación de interventorías de empresas altamente calificadas para revisar y certificar el estado de las plantas térmicas periódicamente.

Respuesta

Las alternativas planteadas no cumplen uno de los objetivos del período de calentamiento, que es probar la infraestructura de combustibles en una situación de estrés.

d) Evaluación energética

Otros

XM

• Respecto a la evaluación energética propuesta, es necesario se defina de manera explícita:

o Horizonte y resolución del estudioo La información de entrada.o El modelo a utilizar y sus parámetros.o Los escenarios y variables estocásticas a considerar.o La forma de construir la curva del nivel de embalse agregado.o La forma de construir la curva para activar el racionamiento programado.o El costo de oportunidad del recurso hídrico.


Sesión No. 502

o La estructura de costos de las térmicas, o Disponibilidad de combustibles y recursos de generación, o El tratamiento de interconexiones internacionales.

• No resulta clara la forma en que calcularán las curvas “isocostes” del nivel del embalse agregado, considerando que el valor del agua, en principio, es diferente para cada embalse, varía con el nivel y los aportes en cada etapa de cada serie hidrológica simulada. Adicionalmente, deberá definirse e incorporarse de manera explícita en la regulación, la forma de incorporar el nivel de aversión al riesgo al que hace referencia el Documento.

• La componente de incertidumbre planteada en el literal f) del numeral 3 debe ser definida claramente en la regulación.

• Es importante hacer coherente la evaluación energética mencionada en la propuesta con las reglas y criterios establecidos para el planeamiento energético indicativo.

ISAGEN

• Las plantas de generación hidroeléctrica deben responder por sus NEP en condiciones de criticidad, por lo que habría que definir una metodología para poder coordinar el proceso de seguimiento del embalse agregado contra la gestión individual del NEP.

EPM

• Es necesario precisar los supuestos que se usarán en el análisis energético.

Respuesta

En el proyecto de resolución se define en detalle la propuesta.

EMGESA

• En cuanto al balance energético, la definición de los costos de oportunidad en condiciones críticas por parte de un solo organismo, podría llegar a ser ineficiente para el merado.

COLINVERSIONES

• El regreso á la valoración centralizada del agua para efectos de evaluar la confiabilidad plantea preocupaciones sobre la consistencia con el diseño de un mercado descentralizado.

EPM

• No es válido aplicar un criterio de valor del agua agregado para intervenir plantas si se tiene en cuenta que el costo de oportunidad del agua depende en gran medida de la capacidad de regulación del embalse asociado.


Sesión No. 502

Respuesta

En la nueva propuesta se elimina la necesidad de calcular costos de oportunidad como parte del estatuto.

ASOCODIS

• Se sugiere que la metodología que se adopte sea sencilla y precisa, ya que la utilización de varios criterios e indicadores de forma simultánea puede generar ineficiencias o sobrecostos que se trasladarían a los usuarios finales.

Respuesta

Se comparte el hecho de que el estatuto debe ser simple y utilizar pocos indicadores. La propuesta planteada utiliza 3 indicadores: uno para determinar la energía firme de cada planta durante el período, uno para el nivel de riesgo de desabastecímiento del sistema y el último que indica la necesidad de iniciar un racionamiento.

EPM

• Aunque el documento menciona que los supuestos del mecanismo tendrán implícito los mismos supuestos del cálculo de la OEF, la metodología que se propone para establecer el Nivel de Referencia no corresponde con la metodología de cálculo de la ENFICC. Para el caso de las plantas hidráulicas con embalses de regulación a las cuales se les calculó la ENFICC con niveles de embalse muy bajos de acuerdo con la metodología HIDENFICC, el análisis eneiigético mediante una simulación integrada centralizada en condiciones críticas les exigiría almacenamientos muy superiores.

Respuesta

En la propuesta el Nivel de Seguridad es la suma de los NEP de todas las plantas con OEF más un delta, por lo tanto no se presenta la situación presentada.

EPM

• Usar el escenario de demanda alto de la UPME para el análisis energético no es adecuado para el corto plazo; para este horizonte es posible tener una proyección más ajustada de demanda, la cual puede ser incluso realizada por la UPME.

Respuesta

Se solicita se aclaren las razones por las cuales se plantea que las proyecciones actuales de la UPME son inconvenientes para ser utilizadas en el estatuto, el cual necesita proyecciones de entre 6 meses y 2 años en el futuro aproximadamente (período de regulación de los mayores embalses del sistema).

e) Mecanismos para conservar la confiabilidad

Propuestas alternativas


Sesión No. 502

TERMOCANDELARIA

• Se propone que se restrinja la capacidad de generación de los agentes cuyos niveles de embalse sean inferiores al nivel requerido para atender la demanda conforme a los análisis de largo, mediano y corto plazo realizados por el CND.

• Si el nivel de los embalses es monitoreado y controlado permanentemente, aun en períodos húmedos o normales, no se requerirá implementar ningún mecanismo adicional para mantener la confiabilidad en periodos críticos.

• Se considera que se pueden lograr los mismos o mejores resultados haciendo control diario y permanente a los embalses sin modificar las reglas del mercado.

GECELCA

• Se propone como mecanismo para conservar la confiabilidad la administración del recurso a través de la restricción de la capacidad de generación de las plantas hidráulicas que no cumplan con la referencia que se les establezca para lograr el manejo adecuado del agua de acuerdo con un escenario de planeamiento energético con el que se controle el riesgo de desabastecimiento.

ISAGEN

• Si se asegura que la Energía Firme de cada planta termoeléctrica es realmente aquella producción que la planta puede entregar en las épocas críticas, entonces no se presentará necesidad de modificar las reglas de despachabilidad de las plantas, más allá de las que defina el mismo mercado.

ANDEG

• La propuesta hace exigencias asimétricas entre la generación térmica y la hidráulica, siendo la mayor exigencia para el recurso térmico con elementos como la incorporación de pruebas de calentamiento adicionales a las ya establecidas y no fijar medidas adicionales a la generación hidráulica, que aseguren el uso de manera óptima el recurso escaso en una condición crítica.

Por lo tanto se propone que en este estatuto se establezca la definición de un planeamiento operativo de corto, mediano y largo plazo para cada una de las plantas hidráulicas, con el propósito de determinar si en el día de oferta el nivel de embalse del agente generador es mayor o igual a un nivel de referencia pre-establecido, que debería garantizar el abastecimiento de la demanda en el mediano plazo. En caso de que sea inferior se restringe la capacidad de la planta o unidad correspondiente.

Respuesta

Cada planta es responsable por el cumplimiento de su OEF, por lo tanto la propuesta incluyemedidas para garantizar el cumplimiento de las obligaciones, tanto de las plantas hidráulicascomo las plantas térmicas.


Sesión No. 502

CHIVOR

• Se propone un mecanismo para mantener la confiabilidad cuyas principales características son:

o Objetivo: Mantener el nivel de confiabilidad para abastecer la demanda.

o Se declara cuando un organismo como el CNO o el CACSSE con base en un análisis técnico así lo determinen. Los eventos que activen el mecanismo pueden ser: atraso en el plan de expansión de generación, incumplimiento por parte de algún recurso de sus OEF y/o aumento inesperado de la demanda.

o Las deficiencias de OEF las deben suplir las plantas existentes aportando una energía adicional a su NEP o aumentando su compromiso para las plantas térmicas con una OEF menor a su ENFICC.

o Para asignar las plantas que suplen el déficit se realizaría una subasta, en la cual los agentes aceptarían un aumento de su NEP a un nivel suficiente para cubrir su OEF más su nuevo compromiso, aceptando que su precio de oferta sea intervenido cuando el nivel del embalse este por debajo de su nuevo NEP.

o El pago por el embalsamiento voluntario estaría a cargo del agente que incumpla su OEF y no se vería afectada la demanda teniendo que pagar más que lo que ya está pagando con el Cargo por Confiabilidad. En el caso de que el déficit sea originado por un aumento en la demanda, el costo sería asumido por los usuarios.

o Se sugiere una revisión al NEP calculado por la Comisión para que este nivel cumpla en la realidad con las exigencias técnicas y/o el nivel de confiabilidad requerido para evitar un riesgo de desabastecimiento de la demanda.

Respuesta

Se aceptan varias de las características del mecanismo propuesto para garantizar laconfiabilidad. La propuesta final se detalla en la sección III de este documento.

ISAGEN

• La gestión de embalses se hará más eficiente si los agentes pueden valorar en forma diferenciada aquella disponibilidad que les permita dar cumplimiento de las OEF de la disponibilidad adicional que podrían entregar al Sistema Interconectado Nacional.

EPSA

• Se propone que en periodos de sequía se permita ofertar precios diferentes para franjas horizontales de disponibilidad con lo que se permite que en un primer bloque se atienda la OEF y gestionar el embalse con dos o tres bloques adicionales de disponibilidad con precios crecientes. Lo anterior tiene el objetivo de tener una mejor gestión del embalse.


Sesión No. 502

Respuesta

No se considera necesario modificar la oferta en la bolsa por efecto de mejorar la gestión del embalse, dado que la posibilidad de modificar de un día para el otro su oferta permite gestionar el nivel de los embalses.

ANDEG

• La Nación como dueña del recurso hídrico tiene la potestad de regular su uso, y en términos sencillos lo que se añadiría al modelamiento del Despacho Económico, es una restricción adicional, consistente en asegurar que para cada embalse en el día de Oferta su capacidad se mantenga igual o superior a la establecida en el Planeamiento Operativo. Si es menor se restringiría la capacidad de generación hasta los límites permitidos.

Respuesta

La propuesta contiene la restricción del uso del recurso hídrico cuando el sistema se encuentra en riesgo de racionamiento y el nivel del embalse asociado a la planta es inferior al necesario para cumplir la OEF. No obstante, se considera que si las dos situaciones anteriores no se cumplen es inconveniente intervenir el uso del recurso, sino que es más eficiente que el agente lo gestione conforme a las señales del mercado.

Otros

TERMOCANDELARIA

• No se comparte el criterio de que estrategias comerciales de corto plazo de algunos agentes, que pongan al sistema en condiciones críticas, deba ser asumido por el sector térmico, y mucho menos bajo la condición de generaciones de seguridad, las cuales únicamente deben operar para atender las limitaciones eléctricas del sistema, pero de ninguna manera para atender las necesidades energéticas del mismo. Asimismo se le estaría ejerciendo la opción a la generación térmica sin que se cumpla la condición que el precio de bolsa supere el precio de escasez.

Respuesta

La propuesta es clara en asignar las responsabilidades individuales de cada planta con relación a su OEF. Adicionalmente no contempla el uso de generaciones de seguridad para suplir deficiencias energéticas.

EMGESA

• Con éste tipo de propuestas de intervención al mercado, se puede estar afectando no sólo el modelo de despacho y ofertas del mismo; sino la verificación y el cumplimiento de las obligaciones de energía firme.

ISAGEN

• Los mecanismos para conservar la confiabilidad del sistema son riesgos para el agente, máxime que está de por medio el cumplimiento de la OEF.


Sesión No. 502

COLINVERSIONES

• Con respecto a los mecanismos propuestos para garantizar la confiabilidad a y b, cambiar la remuneración de las ofertas de precio marginal a un “pague lo ofertado” ocasionaría que las ofertas se situaran cerca del costo marginal esperado, lo que produciría una alta probabilidad de sobreestimación del verdadero costo marginal.

COLINVERSIONES

• El mecanismo de generación máxima obligada para las plantas térmicas cuyo precio de oferta sea inferior a la valoración centralizada del agua conduciría a distorsionar las ofertas de las plantas hidráulicas y el precio de bolsa.

ANDEG

• Los tres mecanismos propuestos para conservar la confiabilidad tienen comoproblema fundamental el hecho que impactarían el mercado de generación, con elagravante que puede terminar redistribuyendo rentas de unos agentes a otros, tal como sucedió durante el fenómeno de “El Niño” anterior.

EPSA

• Los mecanismos propuestos para garantizar la confiabilidad generan distorsiones a las variables con las que se activa la ejecución de las OEF dado que distorsionan la formación del precio. Adicionalmente el almacenamiento de las plantas se activaría por la comparación de un valor centralizado del recurso contra la condición de cada embalse, el cual puede tener condiciones de hidrología opuestos al del embalse agregado, llevando a vertimientos indeseados.

ANDEG

• Los tres mecanismos propuestos para conservar la confiabilidad tienen comoproblema fundamental el hecho que impactarían el mercado de generación, con elagravante que puede terminar redistribuyendo rentas de unos agentes a otros, tal como sucedió durante el fenómeno de “El Niño” anterior.

Respuesta

La nueva propuesta no modifica las reglas actuales para el cálculo del despacho ideal. Por lotanto no se considera que el mecanismo tenga las fallas mencionadas.

EMGESA

• Se sugiere para el caso de la cadena del río Bogotá, tener en cuenta únicamente el Nivel de Probabilidad de Vertimiento con relación al nivel del embalse del Muña y no del embalse agregado para la aplicación de los mecanismos para conservar la confiabilidad.

Respuesta

La observación será analizada al momento de expedir la normatividad definitiva.


ELECTRICARIBE

• Solicitamos se haga una aproximación de la relación de costos y beneficios de medidas como el mecanismo de energía vendida y embalsada antes de implementaiias definitivamente.

ASOCODIS

• Las alternativas de mecanismos para garantizar la confiabilidad deben ser evaluados en términos de su relación costo-beneficio. Adicionalmente se deben implementar mecanismos que permitan mitigar la volatilidad en el traslado al usuario final de los costos resultantes.

CNO

• La regulación actual del Cargo por Confiabilidad contiene los mecanismos para afrontar los eventos críticos, por lo cual la propuesta estaría generando un sobre seguro para la demanda que finalmente incluye costos adicionales.

EPM

• Se establecen exigencias adicionales a las definidas en la metodología mediante la cual se calcula la ENFICC. De ser estas exigencias mayores a la confiabilidad remunerada en el Cargo por confiabilidad, se debe indicar claramente los mecanismos para remunerar a quienes la soporten y trasladar sus costos a la demanda.

Respuesta

Como se ya se destacó, los costos de los incumplimientos de las OEF de una planta son pagados por el agente respectivo. Por lo tanto, para este caso el análisis costo-beneficio lo debe hacer el agente antes de comprometerse con obligaciones de energía firme, teniendo en cuenta su probabilidad de incumplir dichas obligaciones.

En cuanto al caso de que se genere un déficit por un incremento superior al pronosticado de la demanda, es claro que la demanda está dispuesta a pagar por tener la energía hasta el costo de racionamiento.

EPSA

• Aspectos tales como la indisponibilidad de una central o en la red de transmisión, deben ser cubiertos por los mecanismos actuales definidos en el cargo por confiabilidad (anillos de seguridad), el cual debe dar holgura requerida para estos casos, y evitar esquemas paralelos que no permitan operar adecuadamente al esquema del Cargo por Confiabilidad.

Respuesta

El estatuto está concebido como un esquema complementario al Cargo por Confiabilidad, dado los diferentes problemas que se observaron durante el período de El Niño 2009-2010. Por lo anterior, no se considera que las medidas del estatuto “no permitan operar adecuadamente el esquema del Cargo por Confiabilidad”, sino que por el contrario lo mejoran y lo hacen más eficiente.


Sesión No. 502

f) Racionamiento

XM

• Respecto a lo indicado en el literal g) del numeral 3, racionamiento, relacionado con la conciliación de compensaciones asociadas al cumplimiento de las OEF y a la demanda racionada, entendemos que deberá ser incorporado como una modificación del actual Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006.

Respuesta

Se acepta la propuesta.

g) Otros

EMGESA

• Sugerimos que se incorpore la figura del CNO dentro del estatuto.

Respuesta

Se acepta la propuesta.

EMGESA

• Sería conveniente que se establecieran metodologías que permitan coordinar de manera previa los mantenimientos preventivos en periodos de crisis y dando prioridad a los mantenimientos correctivos.

Respuesta

Las medidas propuestas se consideran suficientes para garantizar la confiabilidad, por lo queno se acepta la implementación del mecanismo sugerido.

EMGESA

• Se sugiere revisar si sería conveniente que las medidas de identificación de la condición de escasez, vinculada al precio de escasez deberían revisarse, por ejemplo en el sentido de que la condición crítica aparece cuando el precio de bolsa promedio día durante tres días consecutivos (por ejemplo) supera al precio de escasez.

Respuesta

En la propuesta se crea un indicador del estado físico del sistema, por lo tanto no se consideranecesaria la sugerencia.

ANDEG

• Puede ser necesario revisar el mecanismo de activación de las OEF o en su defecto definir si la metodología para establecer el precio de escasez merece una revisión a fondo, que garantice la entrega de las OEF durante las situaciones de crisis o en momentos previos.


Sesión No. 502

Respuesta

No se considera necesario revisar el precio de escasez, dado que los problemas detectados no obedecen a su nivel actual (precio de escasez), sino a la ausencia de otros mecanismos que modifiquen los incentivos de los agentes. Al respecto, ver el anexo I de este documento.

ISAGEN

• En lugar de la propuesta, se podrían hacer algunos ajustes a detalles del Cargo por Confiabilidad, como el tema de la determinación de la Energía Firme de las plantas termoeléctricas, las señales económicas en la liquidación que desincentiven el incumplimiento en la entrega de las OEF y la flexibilidad en la oferta en Bolsa de Energía para las plantas de gran porte, cuyo factor de capacidad medido entre la Capacidad Instalada y la OEF es bajo.

ASOCODIS

• Se debe revisar el actual Estatuto de Racionamiento que define medidas operativas de desconexión de cargas a cargo de los distribuidores, así como penalidades en caso de no ejecutar las consignas de apertura de circuitos.

Respuesta

No está en el alcance de la propuesta revisar esta clase de aspectos operativos.

ASOCODIS

• Se recomienda la armonización del Estatuto de Racionamiento con otras medidas como el MOR, Medidas de Promoción a la Competencia, Reglamento de Comercialización y garantías.

EPM

• La propuesta tiene implicaciones relevantes en la contratación de los agentes, por lo que debe revisarse la coherencia de la misma con otras inidativas regulatorias como lo son las medidas para la promoción de competencia y el MOR.

Respuesta

Cualquier relación que tenga la propuesta con los proyectos regúlatenos mencionados se analizarán, y de llegado el caso, se harán los ajustes respectivos para armonizar los esquemas.

CNO

• Es prioritario que el estatuto de desabastecimiento contemple los mecanismos de coordinación del sector eléctrico con el sector gas y de combustibles líquidos.

D-114-11 ESTATUTO PARA SrrUACIONES DE RIESGO 36

Sesión No. 502

TERMOEMCAU

• El documento debería incluir también medidas dirigidas a toda la cadena de la infraestructura de combustibles.

El estatuto no incluye los análisis descritos, dado que es responsabilidad de los agentes con OEF garantizar la firmeza de suministro de combustible.

COLINVERSIONES

• Se debe acelerar las medidas para la solución al problema de abastecimiento de gas natural. El respaldo de la generación con líquidos y la alternativa dual fue importante para el país en la crisis, pero no están claras las condiciones para su remuneración y su operación en el futuro.

La Comisión se encuentra analizando la posibilidad de definir más alternativas para que las plantas aseguren su suministro de combustible, pero este tema no es parte del alcance de la propuesta.

TERMOEMCAU

• El estatuto debe prever las condiciones normales de los contratos en los cuales está contemplado fuerza mayor y es aceptada comercialmente.

El estatuto establece que ante la imposibilidad de generar, la planta puede respaldarse mediante contratos de respaldo y/o asignaciones centralizadas de EFICO. Por lo tanto, se considera que se están dando herramientas suficientes para que los generadores gestionen el riesgo de no poder generar independientemente de su origen.

III. ESTATUTO PARA SITUACIONES DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO

En el siguiente apartado se describe los diferentes componentes de la propuesta de Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento y el análisis que se realizó para su diseño.

1) Pruebas

Estas pruebas tienen el objetivo conocer cuál será la capacidad de generación de las plantas cuando se les exija la entrega de su Energía Firme en el corto plazo y los resultados obtenidos se incorporarán en los indicadores que se exponen más adelante. Están destinadas a las plantas térmicas, ya que, en el caso de las plantas hidráulicas, la capacidad de cumplimiento de las OEF depende en mayor medida del nivel de los embalses asociados.

Respuesta

Respuesta

Respuesta

D-114-11 ESTATUTO PARA SrTUACIONES DE RIESGO

Sesión No. 502

a) Calentamiento

El objetivo de esta prueba es conocer la capacidad de generación simultánea y constante del parque de generación térmico. Es decir, la prueba replica lo que sería la entrega de las OEF de las plantas térmicas durante un período crítico, en donde se necesita que todo el parque térmico entregue su Energía Firme ininterrumpida y simultáneamente durante varios días o meses. Para cumplir este objetivo, se propone que la prueba tenga las siguientes características:

• Simultánea por tipo de combustible:

La prueba de calentamiento se realizará simultáneamente para las plantas que operan con el mismo tipo de combustible. La razón de lo anterior es que se considera suficiente el probar simultáneamente aquellos combustibles que dependen de un mismo sistema de suministro, y para afectar lo menos posible la formación de precios en la bolsa6.

• Seis (6) días de duración:

La prueba tiene el objetivo de evaluar la capacidad de generación ininterrumpida de las plantas, por lo cual entre mayor sea su duración mejor será la efectividad de la prueba. La prueba debe tener en cuenta las restricciones de tiempos de arranque, parada y mínimo tiempo en línea. No obstante, el costo de la prueba se incrementa proporcionalmente al número de días de duración. Por lo tanto, la selección del número de días de duración debe tener en consideración estos factores.

Al respecto, se decidió que 6 días de duración son el mínimo de tiempo necesario para evaluar los principales factores que afectan la disponibilidad ininterrumpida de una planta, como son la cadena de suministro de combustibles, y el estado de la maquinaria, entre otros.

• Obligación de operar con el combustible declarado para el Cargo por Confiabilidad.

Al igual que las otras pruebas utilizadas en el mecanismo de Cargo por Confiabilidad, para esta prueba será obligatorio utilizar el combustible declarado para respaldar las OEF vigentes. La razón es que este es el combustible para el cual la planta entregó contratos que respaldan su firmeza, por lo que es el único combustible del cual se tienen comprobantes de la firmeza en el suministro durante una futura situación crítica.

• Período de aviso de cuatro (4) semanas

Dada la importancia de la prueba y de que algunas plantas podrían necesitar algún tiempo para coordinar el suministro del combustible necesario para operar ininterrumpidamente durante varios días6, se considera que la prueba tendrá un período de aviso mínimo de 4 semanas.

Ver numeral IV del literal a) del numeral 2) del documento publicado mediante la Circular CREG 080 de 2010.6 Como por ejemplo las plantas que respaldan su obligación de Cargo por Confiabilidad con combustible importado.D-114-11 ESTATUTO PARA SITUACIONES DE RIESGO 38

Sesión No. 502

• Oportunidad

Las pruebas serán programadas por el CND al inicio de la declaración de un período de riesgo de desabastecimiento, dado que cuanto antes se conozcan los posibles problemas en la capacidad de generación del parque térmico será mejor para poder aplicar oportunamente los mecanismos que permítan garantizar (a confiabilidad de suministro.

b) Dianas

El objetivo de esta prueba es verificar la verdadera disponibilidad de las plantas que durante el período de riesgo de racionamiento tienen poca generación real. Estas pruebas son asignadas aleatoriamente entre las plantas térmicas que se declararon disponibles y que no entren en el despacho ideal. Su duración será de doce (12) horas, y la probabilidad de que la planta sea llamada a prueba aumenta dependiendo del número de días en que no ha tenido generación real superior al mínimo técnico. En el siguiente gráfico se presenta la función de probabilidad de que la planta sea llamada a prueba.

15 días síh

generación Generación

JDCDJDOV_CL

Pmax = 2/30

P m in - 1/60

Nótese que existen dos probabilidades límite: el mínimo, que es igual a 1/60, y el máximo, que es igual a 2/30. Todas las plantas inician con la probabilidad mínima, que se va incrementando con cada día que la planta no genera hasta llegar, en 15 días, a la probabilidad máxima. Una vez la planta genera, en mérito o fuera de mérito, la probabilidad vuelve a ser la mínima.

2) Indicadores

Se propone el uso de tres indicadores durante el período de riesgo de desabastecimiento que permiten activar las diferentes medidas tendientes a garantizar la confiabilidad de suministro. Se utilizan, entre otras variables, los resultados de las pruebas descritas anteriormente, y se describen a continuación.

a) Energía Firme de Corto Plazo - EFICO

Este indicador se calcula para cada planta y tiene el objetivo de medir la Energía Firme proyectada durante el periodo de crisis; ya sea mediante la generación de la planta durante el período, en el caso de las plantas térmicas, o conforme al nivel del embalse, en caso de las plantas hidráulicas. La metodología para calcular este indicador se presenta a continuación:


Sesión No. 502

• Plantas hidráulicas

La EFICO de las plantas hidráulicas es la máxima energía que puede generar constantemente una planta durante un año, considerando todas las hidrologías históricas, y tomando un nivel inicial del embalse igual al nivel real declarado por el agente en el día. El cálculo lo realizará el CND utilizando el modelo publicado por la Comisión para tal fin y el manual adjunto incluye los detalles sobre su utilización y funcionamiento. No obstante, el proceso se ilustra en el siguiente ejemplo:

El primero de abril el nivel del embalse asociado a la planta A se encuentra en un nivel NE. La planta tiene un historial de aportes mensuales de 30 años, comenzando en enero del año x y finalizando en diciembre del año x+29.

Se procede a calcular, para el período comprendido entre el mes de abril del año x y el mes de marzo del año x+1, la generación máxima que es capaz de realizar constantemente. Se utilizan los aportes históricos del período, con un nivel inicial igual a NE, y se considera la restricción de almacenamiento por efecto de la capacidad máxima del embalse.

El proceso se repite sucesivamente para todos los años en los que se tenga un año completo, comenzando en el mes de abril. Es decir, se repite hasta el año x+28. Una vez finalizado, la EFICO de la planta A para el primero de abril es igual al menor valor de los 29 valores calculados en el proceso anterior.

• Plantas térmicas

La EFICO de las plantas térmicas será el promedio ponderado acumulado de la generación de la planta durante los siguientes períodos excluyentes:

a. Prueba de calentamiento

b. Pruebas diarias

c. Horas en las que el precio de Bolsa supere el Precio de Escasez

d. Horas en las que la planta se declare indisponible.

e. Horas durante el período de riesgo en donde la planta tenga una generación real superior al promedio ponderado de la generación en los períodos de los anteriores literales.

De la función expuesta anteriormente, se resaltan las siguientes características:

o Los literales a, b y c son períodos en los que se exige que la planta genere; dado que, o son pruebas (a y b) o se está ejerciendo la opción de energía firme (c). Por lo anterior, resulta lógico tener en cuenta la generación de la planta en dichos periodos para el cálculo de la EFICO.

o El período de tiempo en que la planta se declara indisponible reduce el valor de la EFICO (literal d), lo cual establece un ajuste por efecto de la indísponíbílídad de la planta durante un periodo de riesgo de desabastecimiento.


Sesión Wo. 502

o El literal e implica que toda la generación real que realice la planta en períodos diferentes a los literales a al d, solamente puede aumentar el valor de la EFICO. Es decir, la generación real de la planta en otros períodos solamente se incluye en el cálculo de la EFICO, si contribuye a aumentar su valor.

Lo anterior tiene el efecto que entre mayor sea la generación real de la planta durante el período de riesgo de desabastecimiento, menor será el riesgo de la planta por efecto de que presente una falla en alguna de las pruebas o en el momento en que se hace efectiva la obligación de entrega de la energía del Cargo por Confiabilidad.

Para ilustrar lo anterior, considérese el siguiente ejemplo:

• La planta térmica T realiza una generación promedio de 1000 MWh-día durante los seis días de duración de la prueba de calentamiento. Por lo tanto, su EFICO en el día posterior a la prueba es igual a 1000 MWh-día.

• En los siguientes ocho días la planta se declara disponible, pero no realiza generación real. Adicionalmente, se supone que durante dicho período el precio de bolsa no supera el precio de escasez y que la planta no fue llamada a pruebas diarias. Por lo tanto, la EFICO permanece constante e igual a 1000 MWh-día durante la semana.

• En el siguiente día la planta es llamada a pruebas diarias, y su generación promedio fue igual a 1200 MWh-día durante un período de 12 horas. Por lo tanto, en este caso la EFICO cambia a 1015.38 MWh-día.

• Durante los próximos cinco días, la planta realiza una generación real constante e igual a 1300 MWh-día. La EFICO es igual, al finalizar los cinco días, a un valor igual a 1139.13 MWh-día.

• El siguiente día la planta se declara indisponible, por lo que su EFICO cam toa a 1048 MWh-día.

• En el próximo día el precio de bolsa supera el precio de escasez en 16 horas, en las cuales la planta presenta una generación real promedio de 950 MWh- día. En este caso, la EFICO cambiaría a 1043 MWh-día.

b) Nivel de Seguridad del Sistema

El Nivel de Seguridad del Sistema es un nivel del embalse agregado que permite atender la demanda durante el período de riesgo de desabastecimiento, con un nivel de confiabilidad igual al establecido en el Cargo por Confiabilidad. Su valor cambia dependiendo cada día y mes del ano.

Se calcula agregando todos los niveles de embalses requeridos7 para que la EFICO de las plantas hidráulicas sea igual a su OEF, más un valor de ajuste. Dicho ajuste se realiza para compensar incrementos de demanda superiores a los proyectados al momento de hacer la asignación de las OEF, y/o diferencias negativas entre la OEF y la EFICO de las plantas térmicas.

7 La agregación se realiza ponderada por la energía que puede ser almacenada en el embalse.


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El valor del ajuste se calcula multiplicando por 365 el número de GWh-día que hagan falta en el balance. Es decir, se tiene que almacenar en los embalses el faltante por un año, lo cual es coherente con el período utilizado para calcular la EFICO de las plantas hidráulicas y el Nivel ENFICC Probabilístico.

c) Nivel de Racionamiento

El Nivel de Racionamiento, al igual que el Nivel de Seguridad del Sistema, es un nivel del embalse agregado del sistema que se calcula para cada día y mes del año. No obstante, este nivel no indica un riesgo de desatención de demanda, sino que implica la necesidad de comenzar a aplicar un racionamiento programado por la inminencia de poder atender la demanda en un futuro próximo.

Este nivel será calculado por el CNO, con sujeción a unas características generales determinadas por regulación, las cuales son básicamente:

• La generación térmica se supondrá igual a la suma de la EFICO de dichas plantas.

• Se utilizará el escenario medio de la última proyección de demanda de la UPME.

• Se utilizará la racha de aportes más crítica de la que se tenga información completa del conjunto de plantas hidráulicas del SIN.

Las características anteriores de la metodología para calcular el nivel de racionamiento buscan garantizar que la decisión de racionar, la cual implica un alto costo social, se realice con base en estimaciones objetivas de las condiciones del sistema en un futuro próximo. En la siguiente gráfica se ilustra el Nivel de Seguridad del Sistema y el Nivel de Racionamiento.

Nivel de Seguridad

Nivel de racionamiento

3) Mecanismos para garantizar la confiabilidad

Estos mecanismos buscan implementar las acciones necesarias para garantizar, en la medida de lo posible, el suministro futuro de la demanda. Su aplicación está condicionada a los indicadores descritos anteriormente. A continuación se describe cada uno de ellos.


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a) Contratos de cobertura de EFICO

Cuando la EFICO de una planta es inferior a su OEF, se genera un faltante en el balance de energía del sistema. Por lo tanto, es necesario que sea cubierto dicho déficit con otras plantas en las cuales la situación sea inversa. Se propone que el mecanismo para cubrir esos faltantes sea mediante contratos bilaterales de EFICO entre agentes, dada la exitosa experiencia que se ha tenido con los contratos bilaterales de venta de energía y los del mercado secundario del Cargo por Confiabilidad.

b) Asignaciones de respaldo de EFICO

El mecanismo de contratos de cobertura de EFICO, como se mencionó anteriormente, se considera el mecanismo idóneo para la asignación óptima de las coberturas. No obstante, dicho mecanismo por sí solo no incentiva a los agentes con déficit de EFICO a realizar las compras de cobertura. Por lo tanto, es necesario establecer un mecanismo que aplique cuando una planta deficitaria (en EFICO) no se cubre mediante contratos.

El mecanismo elegido para tal fin consiste en implementar un esquema en el que el déficit se cubre realizando asignaciones de respaldo de EFÍCO a las plantas hidráulicas que tengan excedentes, lo que consecuentemente produce un aumento en el Nivel de Seguridad del embalse. El funcionamiento y la remuneración de este mecanismo se presentan en el Anexo II.

c) Ajuste del precio de oferta

La EFICO de una planta, como se presentó anteriormente, es una estimación de la capacidad de generación durante el período de riesgo de desabastecimiento. En el caso de las plantas hidráulicas esta depende del nivel del embalse. Por to tanto, existe un nivel de embalse por debajo del cual la planta entra en riesgo de no poder cumplir su OEF. A este nivel se le denomina Nivel de Seguridad del Embalse8.

Se considera necesario que durante un período de riesgo de desabastecimiento, si el nivel del embalse agregado es inferior al Nivel de Seguridad del Sistema, se proceda a establecer un precio mínimo de oferta para el recurso hídrico como medida para garantizar el cumplimiento de las OEF de las plantas hidráulicas. Este límite solamente aplica cuando el nivel del embalse es inferior a su correspondiente Nivel de Seguridad (del Embalse). La gráfica siguiente muestra el mínimo precio de oferta del recurso hídrico:

8 Este nivel también depende de los respaldos de EFICO que realice la planta, ya sea mediante contratos bilaterales o asignaciones.


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Nótese que el mecanismo descrito anteriormente tiene dos características importantes:

i. Solamente aplica cuando el sistema está en riesgo de desabastecimiento, es decir,cuando et nivel del embalse agregado es inferior al Nivel de Seguridad del Sistema.Esto es importante dado que de no cumplirse esta condición, no se realiza ningún tipo de intervención al funcionamiento normal del mercado, aun cuando se declaró un período de riesgo de desabastecimiento.

ii. El límite aplica solamente a las plantas que tienen riesgo de incumplir su OEF. Es decir, no se aplica a las plantas que tienen un nivel suficiente para cumplir su OEF.

Al respecto, también es importante resaltar que el Nivel de Seguridad del Embalse varíadependiendo de las compras o ventas de respaldo de EFICO que realice la planta. Es decir, las plantas pueden reducir o aumentar este nivel mediante transacciones de cobertura de EFICO en contratos de energía firme bilaterales. Esto permite optimizar el almacenamiento de energía entre embalses.

d) Reducción de la OEF futura

Durante un período de riesgo de abastecimiento, el hecho de que la EFICO de una planta sea menor a su OEF implica un riesgo de desatención de la demanda, y adícionalmente es señal de que la ENFICC declarada está sobrevaluada. Por lo tanto, se recomienda que la ENFICC utilizada para realizar las nuevas asignaciones, sea el mínimo entre el valor declarado por el agente y la EFICO de la planta durante el último Período de Riesgo de Desabastecimiento.

Adicionalmente, esta medida tiene la característica de que aumenta el costo para las plantas que no inviertan en mantener una disponibilidad para generar, sino que en su lugar opten por pagar la pérdida relacionada a la opción de energía firme. Al respecto, ver el análisis del anexo


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Anexo I - Análisis de los incentivos del Cargo por Confiabilidad.

En el siguiente apartado se presenta el análisis de los incentivos que otorga el esquema de Cargo por Confiabilidad a las plantas. La razón de dicho análisis es que el estudio publicado mediante el documento CREG 080 de 2010 refleja la necesidad de complementar el esquema por efecto de los problemas observados durante fenómeno de El Niño 2009-2010, que propiciaron la necesidad de expedir normas transitorias para garantizar la confiabilidad.

Incentivos a las inversiones en disponibilidad de generación

Las plantas con OEF9 adquieren el compromiso de estar disponibles para generar cuando el sistema lo requiera y como contraprestación reciben una remuneración. La obligación de entregar la energía se genera cuando el precio de bolsa supera el precio de escasez y en el caso de que la planta no (a entregue, ésta debe pagar la diferencia entre el precio de bolsa y el precio de escasez (opción de venta a precio de escasez).

Bajo ese escenario, la planta tiene tres alternativas:

a) Recibir la remuneración del Cargo por Confiabilidad e incurrir en los costos necesarios para mantener su disponibilidad de generación.

b) Recibir la remuneración del Cargo por Confiabilidad y no incurrir en los costos asociados a mantener su disponibilidad de generación.

c) Optar por no participar en el mecanismo de Cargo por Confiabilidad, con lo que no necesitaría mantenerse disponible para generar.

Nótese que tanto la alternativa a) como la c) son deseables desde el punto de vista de la demanda, dado que a esta solamente le interesa asignar OEF a plantas que tienen disponibilidad para generar. Por otro lado, la alternativa b) resulta inconveniente ya que los pagos que realiza la demanda a estas plantas no se van a reflejar en energía firme, lo cual le genera un riesgo de racionamiento al retrasar la expansión oportuna del parque de generación.

La decisión de la planta en el escenario anterior estará dada por la relación entre el ingreso del Cargo por Confiabilidad, la pérdida esperada por concepto de la opción de venta a precio de escasez, y el costo de mantenerse disponible10, conforme a lo siguiente:

■ a) se elegirá si el costo de mantenerse disponible es menor a la pérdida esperada por concepto de la opción y al ingreso del Cargo por Confiabilidad.

■ b) será seleccionado si la pérdida esperada es menor al costo de mantenerse disponible y al ingreso del Cargo por Confiabilidad.

■ c) se elegirá si el ingreso por concepto del Cargo por Confiabilidad es menor que el pago esperado por concepto de la opción y al costo de la disponibilidad.

9 Ver resolución CREG 071 de 2006.10 Incluye tanto el costo de mantener operativa la planta como de asegurar una adecuada infraestructura de suministro de combustibles, entre otros. Las plantas con alta despachabilidad recuperan gran parte de estos costos mediante las ventas de energía en la bolsa.

D-114-11 ESTATUTO PAFA SITUACIONES DE RIESGO 45

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Los incentivos analizados anteriormente demuestran que si la pérdida esperada por concepto de la opción es baja, las plantas con altos costos de disponibilidad11, incluso mayores al ingreso del Cargo por Confiabilidad, optarán por no incurrirlos y solicitar asignaciones. Lo cual es contrario al objetivo del mecanismo.

El razonamiento anterior explica la posible presencia de plantas con OEF que no están en capacidad de cumplir con sus compromisos, por efecto de que prefieren pagar la pérdida asociada a la opción que incurrir en los costos asociados a la disponibilidad de generar. O en su defecto, si estos costos son muy altos, a optar por no solicitar OEF. Al respecto, analizando la experiencia durante el fenómeno de El Niño 2009-2010, se observa que solamente una (1) planta hidráulica de diecinueve (19) generó menos del 70% de su ENFICC, mientras que en el caso de las plantas térmicas fueron trece (13) de treinta (30), como se presenta en las siguientes gráficas:

Plantas térmicas, GEN/ENFICC sept/2009 a abr/2010

200%

180% •

1 6 0 % —

140%

120% ----------------------------

100%

Fuente: Neon, Cálculos propios.

11 Los altos costos de disponibilidad están asociados primordialmente a plantas térmicas con costos variables altos, dado que estas plantas generalmente no recuperan estos costos mediante ventas de energía en la bolsa.


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Plantas hidráulicas, GEN/ENFICC sept/2009 a abr/2010

200%180%160%

12 0/o

100%

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Fuente: Neón, Cálculos propios.

Por lo anterior, se considera necesario implementar nuevos mecanismos que aumenten significativamente la pérdida esperada a las plantas indisponibles con OEF, ya que la pérdida asociada a la opción no es suficiente para incentivar a algunas plantas con costos de disponibilidad altos, a que, o incurran en todos los costos necesarios para garantizar su disponibilidad, u opten por no solicitar OEF. La propuesta contenida en este documento contiene varios mecanismos diseñados específicamente con este objetivo.

Anexo II - Asignaciones de respaldo de EFICO

Las asignaciones de respaldo de EFICO consisten en incrementar el Nivel de Seguridad de los embalses asociados a las plantas hidráulicas del sistema, para que cubran no solamente sus obligaciones (OEF y neto de ventas cobertura de EFICO mediante contratos bilaterales), sino también el déficit de EFICO que se presente en otras plantas.

Estas se realizan cuando el balance entre la EFICO de cualquier planta más el neto de sus compras en coberturas de EFICO mediante contratos es inferior a su OEF. El déficit se asigna a prorrata del excedente de EFICO que tengan las plantas hidráulicas; es decir, entre mayor sea la diferencia positiva entre el nivel del embalse de una planta y su nivel de seguridad, se recibirá una mayor cantidad de asignaciones de respaldo (de EFICO).

El incremento en el Nivel de Seguridad del embalse puede tener efectos sobre las operaciones de venta de energía de la planta asociada, dado que podría obligar a almacenar una mayor cantidad de energía en ciertos momentos del período. Por lo tanto, se plantea utilizar un mecanismo que calcula dichos efectos, con el objetivo de trasladar los posibles costos a las plantas que están siendo respaldadas por la asignación de respaldo de EFICO. A continuación se ilustra dicho procedimiento:

• Variables utilizadas: Para el cálculo se utilizaran las siguientes variables del embalse, en unidades de energía:


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o NS: Nivel de Seguridad del Embalse para el día. Es decir, el nivel requeridopara respaldar la OEF, más el neto de neto de compras y ventas en contratos de respaldo de EFICO, más las asignaciones de EFICO.

o NE: Nivel del embalse en el día.

o NC: Nivel requerido por la planta para poder respaldar su OEF más el neto decompras y ventas en contratos de respaldo de EFICO. Es decir, es el Nivel de Seguridad que tendría la planta si no tuviera asignaciones de respaldo de EFICO.

o NSA: Nivel del embalse, NE, menos la cantidad de energía almacenadaexclusivamente por la asignación de respaldo de EFICO.

Diferencia nivel por la asignación de EFICO

Energía almacenada por efecto de la asignación de EFICO

• Almacenamiento de energía: Cuando en un día se cumplan las siguientes condiciones se considerará que se almacenó energía exclusivamente por efecto de la asignación de EFICO:

a. El nivel del embalse agregado del sistema es inferior al Nivel de Seguridad del Sistema.

b. NE es inferior a NS; es decir, el nivel real del embalse es inferior a su Nivel de Seguridad. Esta condición, junto con la del literal a, implica que se ajuste el precio de oferta de la planta.

c. NSA es superior a NC. En otras palabras, la energía almacenada en el embalse, sin contar la que se almacenó por efecto de la asignación de EFICO, es suficiente para que la planta respalde su OEF más sus contratos de respaldo de EFICO.


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Energía almacenada en el día

NEIMS

NSA

NC

Energía almacenada por efecto de la asignación de EFICO

En este caso, el almacenamiento de energía en el día se considera igual a la diferencia entre la generación máxima de la planta, y la generación real durante el día Es decir, se supone que la generación de la planta hubiera sido su generación máxima si no se hubiera ajustado su precio de oferta.

En cuanto a su remuneración, toda la energía almacenada se pagará al respectivo agente al precio de bolsa promedio del día. Dicho pago será realizado por la planta que esté siendo cubierta por la asignación de EFICO.

• Entrega de energía almacenada: La entrega de la energía almacenada previamente por efecto de la asignación de EFICO se producirá cuando se cumpla alguna de las dos siguientes condiciones:

a. El nivel del embalse agregado es superior al Nivel de Seguridad del Sistema o ya finalizó el período de riesgo de desabastecimiento.

b. i) NE > NS. El nivel del embalse es superior al nivel de seguridad, por lo que el precio de la planta no es ajustado.

íí) NSA s NC. La energía almacenada en el embalse, sin incluir la energía almacenada por la asignación de EFICO, es inferior a lo que el agente necesita para cumplir su OEF más sus ventas en contratos de respaldo.


Sesión No. 502

Energía entregada en el día - NS

Energía almacenada por efecto de la asignación de EFiCO

En cualquiera de estos casos, la energía entregada será igual al mínimo entre la generación real de la planta en el día y la diferencia entre NE y NSA. Por otro lado, el monto resultante de la venta en bolsa de esta energía será transferido al agente que está siendo respaldado por la asignación de EFICO.

A continuación se presenta un ejemplo para ilustrar el procedimiento anterior:

• Día t: La EFICO de la planta X más el neto de sus compras en contratos de coberturade EFICO es menor a su OEF. La diferencia se asigna entre las plantas hidráulicas a prorrata de su excedente de EFICO12, A la planta Y se le asignó una cantidad determinada de respaldo de EFICO, la cual incrementó su Nivel de Seguridad de NC a NS.

NE

NS

Increm ento para cubrir asignación de EFICO

1 ^ . v C ubrir OEF + Ventas contratosrespaldo de EFICO

• Día t+1: El nivel del embalse de la planta Y, NE, es superior a su nivel de seguridad NS, por lo tanto su precio de oferta en bolsa no se ajusta. Adicionalmente, se supone que el precio ofertado permite a la planta Y generar.

12 Diferencia entre la EFICO de la planta en el día y su OEF.


Sesión No. 502

• Día t+2: NE es inferior a NS pero superior al nivel NC Suponiendo que el nivel agregado de los embalses del sistema es inferior al Nivel de Seguridad del Sistema, el precio de oferta de la planta Y se ajusta.

En este caso, se considera que la planta Y almacenó energía por efecto de la asignación de respaldo de EPICO. El monto de la cantidad asignada se supone igual a la máxima capacidad de generación en el día menos la generación real de la planta; es decir, se supone que sin el ajuste de precio, la planta Y habría generado a su máxima capacidad.

En cuanto a la remuneración de la energía almacenada por la planta Y, esta recibe un monto igual al producto de la cantidad almacenada por el precio de bolsa promedio del día. Este monto es pagado por la planta que está siendo respaldada, es decir la planta X.

Dado que existe una cantidad de energía almacenada en el embalse por efecto de la asignación de EFICO, se procede a calcular un nivel denominado NSA, el cual es el nivel de embalse menos la energía almacenada por efecto de la asignación.

• Día t+3: En este día se supone que el nivel del embalse NE sigue siendo inferior al nivel de seguridad NS. Por lo tanto, al igual que en el día t+2, el nivel de oferta del embalse también se ajusta.

No obstante, en este día suponemos que el nivel NSA es inferior al nivel NC; es decir, el nivel del embalse menos la cantidad almacenada por efecto de la EPICO es inferior al nivel que necesita la planta Y para respaldar sus obligaciones (sin incluir la asignación de respaldo de EPICO).

Lo anterior implica que, a pesar de que el precio de la planta está siendo intervenido, no se considera que se esté realizando almacenamiento por efecto de la asignación. La razón es que, si no se tiene en cuenta la cantidad de energía almacenada previamente (por efecto de la asignación), el nivel del embalse es inferior al necesario para cumplir su OEF más sus contratos de cobertura.

• Día t+4: En este día se supone que el nivel NE es superior a NS; es decir, el precio de la planta no se ajusta, y por lo tanto se supone que la planta genera una determinada cantidad de energía.

No obstante, se supone que el nivel NSA es inferior al nivel NC; lo que implica que, sin contar con el agua almacenada por efecto de la opción, la planta no tiene energía propia para cumplir sus compromisos. Por lo tanto, en este caso la generación que realiza la planta se considera como una entrega de la energía almacenada previamente por efecto de la asignación de EPICO.

La cantidad de esta entrega será el menor entre la generación real de la planta en el día y el acumulado por efecto de la asígnadón de EPICO. En cuanto al valor pagado en la bolsa por esta energía, este es transferido a la planta X.


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t

NS

NC

NE

t+ 1

NE

t+ 2

* Por último, el resto de la energía almacenada por efecto de la asignación de EFICO es entregado mediante la generación de la planta al finalizar el período de riesgo de desabastecimiento, o cuando el nivel del embalse agregado del sistema supere al Nivel de Seguridad del Sistema.

Nótese que el pago neto de la planta respaldada (planta X) es el diferencial de precios de bolsa en el momento de embalsar la energía y el período de entrega de la misma.

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estatuto para situaciones de riesgo de ...apolo.creg.gov.co/publicac.nsf...mediante la circular creg...

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