reunión técnica 009 bogotá, 2 de mayode 2011

Reunión Técnica 009

Bogotá, 2 de Mayode 2011

Temario

1 JD Extraordinaria (Vinculación de Colinverisones) 1:00-1:20 pm2 Revisión del anexo 7 de la Res 071 de 2006 1:20-2:00 pm

3 Res 056 Creg - Subasta Cargo por Confiabilidad 2:00-3:00 pm

4 Presentación Derivex (Alejandro Lucio) 3:00-4:00 pm5 Temas Ambientales 4:00-5:00 PM5.1 Avance estudio vertimientos5.2 Presentaciones de temas ambientales que

pueden afectar el desempeño de las empresas generadoras

6 Discusión de los formatos de preguntas CREG para estudios de gas natural

5:00-6:00 pm

7 Resoluciones CREG 140 y 168 - Situaciones de Técnicas en el Despacho

6:00–6:30 pm

JD Extraordinaria

• Revisión y verificación de quórum.• Elección Secretario para la sesión.• Análisis Solicitud de Vinculación de Colinversiones:

– Coinversiones solicitó formalmente su vinculación a ANDEG mediante comunicación radicada en ANDEG el 25 de abril

– La empresa representaría en ANDEG 779 MW de capacidad instalada:

• Flores 1 y IV 610 MW• Merieléctrica 169 MW

JD Extraordinaria

• Algunos indicadores financieros de la empresa muestran su solidez:

• Si se autoriza la entrada de Colinversiones, ANDEG pasaría de representar el 16% con 2180 MW a 22% con 2959 MW. consolidando su posición sectorial.

• Colinversiones ingresaría como asociado activo y estaría ubicado en el Nivel V, dada su capacidad instalada representada.

NOMBRE COMERCIAL

INGRESOS OPERACIONALES

(millones)ACTIVO

(millones)UTILIDAD NETA

(millones)ENDEUDAMIENTO

(%)ROA

(%)ROE

(%)

COLINVERSIONES 238.669 3.744.157 258.492 28,3% 6,9% 9,6%TERMOFLORES 381.400 1.169.311 73.712 34,4% 6,3% 9,6%

JD Extraordinaria

• Pasos A Seguir:

– Remisión de los Estatutos, Documento de Compromiso.– Recibo del Documento de Compromiso Firmado por el Representante

legal. – Remisión de la factura de aporte inicial y la solicitud de

nombramiento de representantes a la JD– Recibo del comprobante de pago y del nombramiento de

representantes a JD.– Certificación del Aporte por parte de Revisor Fiscal.

Temario






5:00-6:00 pm


6:00–6:30 pm

Anexo 8 Res CREG 071 2011

• Problemática:

– La remuneración de las plantas por el CxC de acuerdo con la liquidación del ASIC, al pasar la OEF anual al ajuste mensual y luego diario, esta generando acotamientos entre:

OEF KWH-DIA vs CEN

– Lo anterior genera unos diferenciales en los momentos en los cuales la OEFD > DCC de la planta pues siempre se liquida con la regla:

min (OEFD, DCC)

Anexo 8 Res CREG 071 2011• Efectos:En los días de mayor consumo la OEFD > ENFICC > CEN

Cálculos


• Efectos Económicos para el primer trimestre de 2011:

• El efecto se presenta en las plantas con IHF bajos

Diferenica TYP TSJ Gecelca PRG Gensa TCD ANDEG MercadoEnero - 12.222.851 - - 26.972.720 1.553.221 40.748.792 620.441.945 Febrero - 16.063.202 - - 11.886.617 10.262.565 38.212.384 1.052.842.372 Marzo - 14.072.346 - - 19.130.987 10.661.300 43.864.633 1.158.018.760

TSJ1 TCD1 TCD2 PPA1 PPA2 PPA3 PPA4IHF 0,8731 2,7413 18,2596 - 5,0376 5,6740 1,0958Delta Enero 12.222.851 1.553.221 - - - - 26.972.720 Delta FebreroDelta Marzo 14.072.346 10.661.300 - 83.680 - - 19.047.306


• A futuro esos diferenciales pueden afectar el IHF de las plantas. La Res 148 de 2010 tiene el ajuste en la capacidad disponible equivalente >> HI y HD

Propuesta:

• Aumentar la OEFD en los valles en la misma proporción del acotamiento.

Temario






5:00-6:00 pm


6:00–6:30 pm

Subasta CxC

• CREG expidió la Resolución 056 de 2011, definiendo fecha para realizar Subasta del CxC

• La Propuesta de Andeg a la CREG era:

– Realizar Subasta de CxC, para poder determinar la remuneración a las plantas térmicas que se acogieran a la Opción de GNI y de Movimiento de Plantas.

– Subasta para las plantas térmicas existentes y nuevas.

• La CREG no ha realizado ajustes en el mecanismo de subasta que eviten situaciones complejas durante el proceso. – La posible presencia de colusión implícita en las subastas GPPS.

(Harbord y Pagnozzi (2008))– Posibles Comportamientos Pivotales– Dos subastas separadas? (DCA y GPPS)– Igualación en las condiciones de los participantes.

Subasta CxC

• Incertidumbre en diferentes aspectos para participación de agentes térmicos.

– Indefinición del la Opción del GNI – Se consideran como casos especiales o plantas en

desarrollo las que utilicen las opciones de GNI y Movimiento de plantas?

– Con la homologación de capacidad las plantas panameñas pueden participar.

– Pueden participar las GPPS existentes?? – Al momento de la subasta son plantas en construcción?. – Deberían catalogarse como plantas ya asignadas y no

participar.» Efectos: Deprimir el precio y la señal de expansión

del sistema.

Subasta CxC

• El siguiente gráfico muestra el Balance O vs D para el año a asignar:

• El tamaño de la Subasta es de 1.968 Gwh/año

Oferta Demanda 50,000

55,000

60,000

65,000

70,000

75,000

80,000

85,000

61,965

73,526

10,933

3,223 1,883

78.673

3,892

76.749

Balance Oferta Vs Demanda 2015/2016

Exitentes Nuevas y especialesGpps Asig GPPS Sin Asig

GW

h/añ

o

Subasta CxC

• Propuesta:

– Permitir que las plantas que se acojan a la OGNI, puedan hacer parte de la subasta de asignación, considerándose como plantas especiales. Esto siempre y cuando el CxC actual no remunere los activos de importación.

– No permitir la participación de plantas en construcción al momento de realizar la subasta. Deprimen el precio del CxC y podrían hacer que el parque existente salga desplazado.

Temario






5:00-6:00 pm


6:00–6:30 pm

Formatos CREG Gas Natural

• La CREG esta utilizando 3 formatos de preguntas con los cuales quiere tener un mejor insumo para los consultores de los estudios que esta desarrollando en temas de contratos, mercado secundario y subastas.

Documentos Soporte:• Tipo de Subastas• Modelo Contractual• Mercado Secundario y de Corto Plazo


Visión ANDEG:1. Mercado Primario

Comercializacón Gas

Subastas

Tipo de Subasta:Subastas Simultaneas por campoMecanismo para Coordinar T y PSubasta Descendente o de sobre Realizable cada vez que haya producto (Flexible)Remitiendo Curva de oferta, asiganación dependiendo de precio.Precio de reverva?

Tipo de Producto:No diferenciados dependiendo de fuenteSolo firme (Take or pay, que % take)Precio Relacionadoa Firme Vs InterrumpibleDe 10 MBTU

Mezcla de Subasta + Bilateral (Dependiendo Tamaño de Campo)

Bilateralidad

Estandarización de varibales del contrato:• Los tipos de contratos que se permiten negociar• La definición de los eventos de fuerza mayor• Los mantenimientos preventivos y correctivos• Los eventos eximentes• Las penalidades por incumplimiento• Las garantías

Hub VasconiaRemitentes responsable del TransporteSeñal de Distancia o Exit/Entry PointsIntegración entre los sistemas de costa e interior

Productos físicos (No financieros)Operador del Mercado


Visión ANDEG:1. Mercado Secundario

Hub VasconiaRemitentes responsable del TransporteSeñal de Distancia o Exit/Entry PointsIntegración entre los sistemas de costa e interior

Productos físicos (No financieros)Operador del Mercado

Mercado Secundario

Mercado Estandarizado

Secundario

Corto Plazo e intradiarioSubastas vs Exchages No participación de ProductoresAnónimos?Producto + TransporteDay ahed – Mes Tipo de Productos ( Solo Interrumpibles + OCG)Solo contratos físicos

Mercadod e Desvíos y DesbalancesNo (Mejorar coordinación)Penalidad sobre desbalances (Desde que nivel)Balance por sisitem no nacional

Mecanismo de Comercialziar

OTC Duraciones Superiores a un mes vía OTC

Temario






5:00-6:00 pm


6:00–6:30 pm

• Documentos Soporte:• D-072 de 2009

• Situaciones de indisponibilidad:I. El generador declara disponible la planta, sale despachado, pero se

declara indisponible por indisponibilidad del gas causado por eventos atribuibles al productor o al transportador.

II. El agente la declara disponible y en el despacho el CND no la tiene en cuenta, entonces el agente le hace mantenimientos y cuando el CND la redespacha la planta es declarada indisponible.

III. El generador declara disponible la planta, no sale en el despacho, pero si es redespachado, cuando, cuando hace la renominación el gas no es aprobado.

IV. El agente vende el gas en el mercado secundario y cuando lo redespachan prefiere mantener el compromiso del mercado secundario y declararse indisponible.

V. El agente tiene el gas del mercadosecundario pero la renominación no es aceptada por el transportador

VI. El generador declara disponible la planta pero no tiene el gas y espera hasta el final de los 6 periodos

Resoluciones 140 y 161

• Documentos Soporte:• Res Creg 125

• Propuesta de la CREG:I. Las plantas que después de enviar la oferta con la disponibilidad

real de la planta, disminuyan la disponibilidad declarada, se les considerará la nueva disponibilidad durante las 24 horas del respectivo Día de Operación, y

II. Las plantas que en el Día de Operación disminuyan la disponibilidad declarada, se les considerará la nueva disponibilidad durante las 24 horas del día operación y se les aplicará el valor correspondiente a la desviación. Si la planta venía generando continuamente desde el día anterior al Día de Operación, se tenía en cuenta la nueva disponibilidad durante las horas restantes del Día de Operación.

Los mayores incentivo de dicha regulación eran: eficiencia, continuidad, eficacia, simplicidad, reciprocidad y transparencia . Adicionalmente establece que el CND deberá reportar a la SSPD la información de las plantas que disminuyan su disponibilidad en el Día de Operación.



• Luego de este proyecto de resolución, salió el D-110 de 2009 con los comentarios que habían realizado los agentes y se agruparon principalmente en los siguientes temas: – Continuidad en la generación,– Funciones Incentivos IHF– Compensación Arranque Firmeza

La CREG tomó algunos de los comentarios sobre los aspectos técnicos y realizó ajustes de redacción a la propuesta, pero la respuesta se enfocó en que querían que “los generadores declaren la mejor estimación de su disponibilidad”. Traslado a la SSPD para que si lo considera ejerza sus funciones de vigilancia y el control, e inicie investigaciones de ser necesario. Según la CREG, no hay afectación del IHF.



• Como resultado se obtiene la Res. CREG 140 de 2009 que establece lo siguiente:

I. Se mantiene la Situación 1 del proyecto y II. Las plantas que en el Día de Operación no logren arrancar o

incrementar la generación dentro de las dos primeras horas de generación que se les asignó en el Despacho, se les considerará una disponibilidad de cero (0) MW o derrateada, según el caso, durante las 24 horas del día operación, y se les aplicará el valor correspondiente a la desviación al Programa No Cumplido.


• Documentos Soporte:• D-132 de 2009 y Res 161 de 2009

• Flexibilizó un poco la Situación 2 y permite a los agentes la indisponibilidad hasta el momento en el que se cumplan (2) condiciones: 1) que haya sido declarada disponible y 2) que el CND la requiera según los criterios de redespacho.


• Comentarios para discusión:

1. Doble afectación ya que en el caso de situación 2, se toman acciones retroactivas.

2. Si el CND no necesita el recurso, no le aprueban el hecho de haber superado la indisponibilidad técnica.

3. Evaluación expost de la medida, para ver si los objetivos se cumplieron.

4. De la información que entrego el CND, se pudo obtener que durante el 2010, solo se ejecutó dicha media en 17 casos, de los cuales, 16 fueron por problemas técnicos y solo uno por problemas de gas, motivo por el cual se tomaron estas medidas.

5. Dar traslado a la SSPD.6. Llevar este tema al CNO y buscar los fundamentos técnicos

necesarios para demostrarle a la CREG que esta medida no tiene sentido.


reunión técnica 009 bogotá, 2 de mayode 2011

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