Source: http://legal.legis.com.co/document.legis/resolucion-109-de-julio-30-de-2015?documento=legcol&contexto=legcol_8aae053efac043b4a5f6f98b01e5a943&vista=STD-PC
Timestamp: 2018-10-15 17:41:10
Document Index: 49712709

Matched Legal Cases: ['artículo 1', 'artículo 23', 'artículo 365', 'artículo 25', 'artículo 5', 'artículo 20', 'artículo 25', 'artículo 25', 'artículo 1', 'artículo 12', 'artículo 3', 'artículo 1', 'artículo 3', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 7', 'artículo 2', 'artículo 18', 'artículo 18', 'artículo 25', 'artículo 25', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 7', 'artículo 2']

RESOLUCIÓN 109 DE 30 DE JULIO DE 2015
CONTENIDO:ORDENA HACER PÚBLICOS UN DOCUMENTO DE ANÁLISIS Y TRES PROYECTOS DE RESOLUCIÓN, RELACIONADOS CON LAS PROPUESTAS PARA LA ENTRADA DE NUEVAS PLANTAS DE GENERACIÓN Y LA ASIGNACIÓN DEL CARGO POR CONFIABILIDAD PARA PLANTAS EXISTENTES.
RESOLUCIÓN 109 DE 2015
“Por la cual se ordena hacer públicos un documento de análisis y tres proyectos de resolución”.
Mediante la Circular 89 de 2014 la Comisión de Regulación de Energía y Gas publicó para comentarios el documento CREG 77 de 2014 “Expansión en generación de energía eléctrica y cargo por confiabilidad”;
En el documento se hizo un diagnóstico de los resultados alcanzados con la aplicación de la Resolución CREG 71 de 2006, esquema del cargo por confiabilidad (CXC) y se presentaron propuestas para la modificación de las reglas del cargo por confiabilidad en lo referente a las asignaciones administradas y las asignaciones por subasta;
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 668 del 30 de julio de 2015, acordó expedir la presente resolución,
ART. 1º—Hágase público los siguientes documentos:
1. Documento CREG 70 de 2015 “Propuestas para la entrada de nuevas plantas de generación y la asignación del cargo de confiabilidad para plantas existentes”.
ART. 2º—Se invita a los agentes, a los usuarios, a las autoridades competentes, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Superintendencia de Industria y Comercio, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre el documento de análisis y los proyectos de resolución propuestos, dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes a la publicación de la presente resolución en la página web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
(Nota: Prorrogado el término establecido en el presenten artículo por la Resolución 142 de 2015 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
Propuestas para la entrada de nuevas plantas de generación y la asignación del cargo de confiabilidad para plantas existentes
Documento CREG-70
2. Análisis de comentarios al documento 077 con respecto a las asignaciones del CxC
2.1. Comentarios acerca de la asignación administrada
2.2. Análisis de comentarios a asignaciones por subastas
3. Análisis de la situación actual del mercado mayorista de energía: Oferta disponible para contratos y relación con el mercado de confiabilidad
4. Esquemas regulatorios propuestos
4.1. Subasta adicional mediante el cargo por confiabilidad
4.2. Alternativas propuestas para la asignación administrada
4.2.1. Asignaciones de OEF con precios ofertados
4.2.2. Asignaciones de OEF con subastas anuales
Matriz de comentarios al documento CREG 77 de 2014. Tema: Asignaciones administradas
Matriz de comentarios al documento CREG 77 de 2014. Tema: Asignaciones por subastas
Propuestas para la entrada de nuevas plantas de generación y la asignación del cargo por confiabilidad a plantas existentes
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) mediante la Circular 89 de 2014 publicó para comentarios el documento CREG 77 de 2014, titulado: “Expansión en generación de energía eléctrica y cargo por confiabilidad”. En este documento se realiza un diagnóstico de los resultados alcanzados con la aplicación de la Resolución CREG 71 de 2006, que contiene las reglas que configuran el funcionamiento del esquema del cargo por confiabilidad (CxC).
Como fruto del diagnóstico realizado, en ese mismo documento se presentan propuestas conceptuales de modificación de las reglas del CxC, en aras de que el mercado de confiabilidad, acorde con lo contemplado en la Ley 143 de 1994, cumpla con los siguientes principios:
i) Tener las plantas de generación para asegurar el cubrimiento de la demanda con energía firme;
ii) Contar con las plantas de generación más eficientes para el sistema, de acuerdo con la dotación de recursos con que se cuente.
Estos principios también se alinean con lo consignado en el documento de “Bases del Plan Nacional de Desarrollo 2014-2018”, en el que se reconoce que si bien con el esquema del CxC se ha logrado que el país cuente con suficiente energía para atender a la totalidad de la demanda, un porcentaje de la Enficc se concentra en plantas de generación, cuyos altos costos variables les impiden ofertar energía para contratos de suministro en el mediano plazo o en el corto plazo.
Adicionalmente, en las bases del plan nacional de desarrollo se considera como pertinente promover la entrada de nuevos proyectos que permita un reemplazo progresivo de estas plantas con costos elevados, por unas que puedan subsanar esta situación de oferta a altos precios y puedan ofrecer energía en el mediano y corto plazo a la demanda.
Con el fin de alcanzar los dos objetivos previamente mencionados, en el documento CREG 77 de 2014 se plantearon propuestas regulatorias en los siguientes temas: i) asignaciones administradas, ii) asignaciones por subasta, iii) participación de la demanda, iv) plantas menores y v) necesidades de potencia localizada.
Dado que las plantas que participan en el CxC, tanto en la subasta como en las asignaciones administradas, son las mismas que participan en el mercado de energía de corto plazo y de contratación bilateral, la señal de expansión que se dé mediante el CxC tendrá impacto en los precios resultantes en esos dos mercados. Por lo anterior, las propuestas concernientes a la asignación administrada y asignaciones por subasta tienen como propósito la creación de mecanismos regulatorios a través del esquema del CxC, que por un lado, permitan la entrada de nuevos generadores para el reemplazo progresivo de las plantas con altos costos variables y que por el otro, la asignación de obligaciones para las plantas existentes refleje adecuadamente las señales de abundancia o escasez de energía firme en el mercado de confiabilidad.
En este documento se analiza con mayor detalle el tema de asignaciones por subasta y asignaciones administradas a los generadores existentes, teniendo en cuenta los comentarios recibidos por parte de los agentes a las propuestas del documento CREG 77 de 2014. Adicionalmente se presentan modificaciones a la asignación por subasta a partir del diagnóstico realizado por David Harbor, Marco Pagnozi(1) y Peter Cramton(2). Finalmente, se pone a consideración de los agentes una propuesta regulatoria que se ha diseñado para la consecución de los dos objetivos mencionados anteriormente.
Este documento está organizado en cinco (5) secciones, incluida esta introducción. En la siguiente sección, se presentan y se da respuesta a los comentarios recibidos al documento CREG 77 de 2014 en lo referente a la asignación administrada y asignación por subasta y se presentan los ajustes adoptados en la asignación por subasta. En la tercera parte, se expone el análisis realizado por la CREG que sustenta las propuestas regulatorias que se ponen a consulta con este documento. En la cuarta sección se exponen los esquemas regulatorios que se diseñaron para promover la entrada de nuevos proyectos de generación y los ajustes al procedimiento de asignación administrada. Finalmente, se presenta la lista de la bibliografía utilizada.
2. Análisis de comentarios al documento 77 con respecto a las asignaciones del CxC.
2.1. Comentarios acerca de la asignación administrada.
En esta sección se presentan los comentarios recibidos al documento CREG 77 de 2014, en lo referente a las propuestas de la asignación administrada y la asignación por subasta del CxC. En la tabla 1 se presentan los números de radicado entregados a las comunicaciones recibidas durante el periodo de consulta.
Comentarios recibidos al documento CREG 77 de 2014 en los temas de asignación del CxC
SCL Energía Activa S.A. E-2014-012299
E-2014-012953
Andesco E-2014-012910
Gecelca E-2014-012937
Emgesa E-2014-012939
Celsia/EPSA E-2014-012940
E-2014-012981
Comité asesor comercialización E-2014-012955
Acolgen E-2014-012965
E-2014-012989
Asocodis E-2014-012986
Asoenergía: Crystal, Groupe SEB, Corona, Carvajal, Familia, Seatech, Papelsa, Ingredion, Aluminio Emma, Alumina, Sigra, CerroMatoso, Alfagres, Landers, Cementos Tequendama, Peldar, Iberplast, Postobón, Linde, Corpacero, Alpina. E-2014-013018: E-2014-012994, E-2014-012996, E-2014-012997, E-2014-013007, E-2014-013008, E-2014-013009, E-2014-013013, E-2014-013015, E-2014-013016, E-2014-013017, E-2014-013031, E-2014-013019, E-2014-013021, E-2014-013022, E-2014-013024, E-2014-013027, E-2014-013029, E-2014-013030.
Termobarranquilla E-2014-013025
Termotasajero E-2014-013046
Termoemcali E-2014-013050
Isagén E-2014-013072
Consejo Nacional de Operación E-2014-013106
UPME E-2014-013286
EPM E-2014-013288
Para facilitar la exposición y el análisis de los comentarios, estos se agruparon por grupos temáticos. La descripción completa de los comentarios remitidos por las empresas se puede consultar en el anexo 1: Asignaciones administradas.
Los comentarios a las propuestas planteadas en el documento CREG 77 de 2014, numeral 3.2, son:
a) Asigna un costo de oportunidad cero al agua, cuando en condiciones de escasez su costo de oportunidad es el mismo precio de escasez. Lo mismo aplica para los combustibles líquidos, ya que su costo de participación sería el mismo precio de escasez, máximo que recibirían en condiciones críticas.
La comparación debe ser cuando el sistema es más vulnerable, momento en el cual el costo de oportunidad de los recursos renovables tienden a infinito.
Las asignaciones administradas del CxC previstas en la Resolución CREG 71 de 2006 se adelantan cuando la oferta de energía firme es mayor que la demanda esperada del período a asignar.
En ese sentido y para ese período, la cantidad de energía firme está en exceso y se presenta una condición crítica el precio en bolsa podría llegar a ser el precio de escasez. Situación que nos llevaría a una asignación como la propuesta en el documento CREG 77 de 2014.
b) Durante el 2012 fue el propio MME quien citó a los agentes térmicos y les pidió que incrementaran la confiabilidad de sus respaldos con líquidos, llevando a cuantiosas inversiones.
La reunión que se realizó en el Ministerio de Minas y Energía, en la cual participó la CREG, fue para conocer la logística de combustibles líquidos que tenían prevista las plantas térmicas para atender las obligaciones de energía firme a que se comprometieron cubrir con dicho combustible y las cuales estaban siendo remuneradas por la demanda a través del cargo por confiabilidad. En ningún momento se requirió más allá de lo que las plantas deberían tener conforme a las obligaciones adquiridas voluntariamente por ellas y por lo que la demanda venía pagando.
c) Lo que requiere el sector es una solución de política energética de abastecimiento de gas natural de largo plazo para las plantas térmicas, a través de las cuales las plantas a líquidos puedan migrar a GNI.
La política energética del sector gas natural fue definida con el Decreto 2100 del 2011, “por el cual se establecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones”.
d) La propuesta es la resurrección del cargo por capacidad, de un producto no homogéneo, cuyo único efecto, sería el transferir renta desde los agentes térmicos respaldados con líquidos al sector hidráulico. Uno de los problemas del cargo por capacidad era que en su aplicación resultaba era un cargo por energía y no un por energía firme.
La propuesta definida en el documento CREG 77 de 2014 define una metodología para asignar las obligaciones de energía firme a plantas que tienen energía firme con el objetivo de cubrir la demanda esperada con los recursos más eficientes con que cuenta en el sistema.
Por lo tanto, no identificamos que exista un cambio del producto: energía firme que se entrega cuando el precio de bolsa supera al precio de escasez. Ahora a lo que lleva la metodología es a asignar obligaciones a las plantas con energía firme y con los costos más eficientes, lo cual no permite concluir que se está cambiando a un cargo por energía. El ajuste que se propone en la resolución atiende al cumplimiento del principio de eficiencia establecido en la Ley 142 de 1994.
e) El cargo por confiabilidad ha sido acertado para aminorar el riesgo para el generador de recuperar sus costos fijos y pueda operar bajo un escenario financiero positivo, estimulando la inversión necesaria en el sector.
De acuerdo, el cargo por confiabilidad ha permitido incentivar las inversiones para la construcción de plantas nuevas a las cuales se les aseguran ingresos hasta por veinte (20) años. Este plazo se consideró suficiente para recuperar las inversiones y situación sobre el cual no se propone cambio alguno.
La propuesta es para plantas existentes que en su gran mayoría tienen varios años de operación en el sector(3) y a las cuales las asignaciones se les hacen por un año, de acuerdo con el cubrimiento del servicio de energía firme que requiera la demanda.
Algunas de las plantas existentes han realizado inversiones en los sistemas de combustibles para adecuarlas para operar con el combustible alterno. Lo que les ha permitido recibir asignaciones OEF y remuneración del cargo por confiabilidad durante varios años(4).
f) La homogeneidad del producto, la transparencia en la asignación y la ausencia del sesgo tecnológico han sido una virtud del producto.
La propuesta no cambia las anteriores características, lo que hace es definir un criterio para la asignación en donde entran todas las plantas y se seleccionan para asignar las más eficientes para cubrir la demanda.
Sin embargo, la regla anterior podría tener afectación para aquellas plantas que hagan mejoras de eficiencia para futuras asignaciones, razón por la cual en la sección 4 de este documento, se analizan diferentes propuestas para la asignación.
g) La CREG con esta propuesta, ocasionaría, a través del traslado de rentas en los agentes del parque de generación, estatizar y justificar la puesta en riesgo y eventual expropiación de los activos de generación que usan recursos no-renovables. Lo anterior bajo el argumento de incluir la competitividad como principio regulatorio, no consagrado legalmente como tal, reinterpretando las funciones que a ella le fueron asignadas.
En la Constitución Nacional y desde la expedición de las leyes 142 y 143 de 1994, el criterio de eficiencia es un principio fundamental en la regulación para buscar un aprovechamiento eficiente de los recursos energéticos, en beneficio de los usuarios en términos de calidad, continuidad, oportunidad y costos de los servicios como lo señalan los artículos 20 y 23 de la citada ley.
En ese sentido para contar con un respaldo eficiente como lo ordena el artículo 23 de la Ley 143 de 1994, se debe contar con plantas que aseguran el respaldo a los precios más eficientes de acuerdo con la dotación de recursos con que se cuente.
h) Priorizar el menor costo sin garantizar la prestación del servicio como funciones de la CREG es peligroso y podría llevar a que la regulación termine por incurrir en ilegalidades.
La tarea regulatoria la adelanta la CREG con apego a los principios que le señalan la ley de servicios públicos (142/94) y la Ley Eléctrica (142/94), tal como se expuso en la respuesta dada en el literal g).
i) Es la confiabilidad y no la competitividad lo que se protege como uno de los principios fundamentales de la regulación eléctrica.
El principio fundamental de la regulación eléctrica es el criterio de eficiencia de acuerdo con la ley eléctrica. Se reitera la respuesta dada en el literal g).
j) La competitividad no puede ser un principio que termine por hacer inocua la confiabilidad, que se garantiza al tener un parque de generación diversificado.
En el cargo por confiabilidad el producto transado es energía firme lo que garantiza que cualquier tecnología puede asegurar la confiabilidad energética. Por lo tanto, el concepto de competitividad no está en contraposición de la confiabilidad, dado que lo que se busca es contar con la energía firme más eficiente en beneficio de los usuarios. La propuesta permite que se garantice la misma o más confiabilidad pero con un mayor criterio de eficiencia.
k) La asignación por costos variables tiene múltiples inconvenientes de cara a la necesidad de mantener una neutralidad en su regulación.
En la Sección 4 se presenta la nueva propuesta de asignación de OEF para plantas existentes, la cual introduce ajustes a la propuesta preliminar incluida en el documento CREG 77 de 2014 en lo relacionado con los costos variables.
l) El criterio de la asignación administrada debe ser el de asignar las OEF como lo haría un mercado competitivo. Y, además, debe ser un mercado competitivo en equilibrio; es decir, en una situación en la cual se equilibre la oferta y demanda de OEF.
Sí hoy en día sobra energía firme en Colombia no es porque los inversionistas hayan sobredimensionado las plantas sino porque el regulador se ha equivocado en sus previsiones de demanda.
El cargo por confiabilidad es el instrumento con el que cuenta el sistema eléctrico colombiano para incentivar el desarrollo de plantas de generación que aseguren el cubrimiento de la demanda.
Para dar el tiempo suficiente para la construcción de las plantas es necesario asignar las obligaciones de forma anticipada, lo cual se ha venido haciendo con cuatro (4) hasta diez (10) años de antelación.
Para establecer la demanda esperada a cubrir y asegurar su cubrimiento, la CREG toma como base las proyecciones de la UPME como entidad especializada del Estado que adelanta esta tarea, asignada por ley, tomándose el escenario de menor riesgo para la demanda, escenario alto, lo que permite cubrir la incertidumbre en el crecimiento de la demanda y atraso de proyectos. Además que en la asignación se debe tener en cuenta que los proyectos no son divisibles, es decir, no se les pueden hacer asignaciones parciales.
Adicionalmente, la selección del escenario alto permite al sistema tener un margen de reserva, lo que tiene un impacto en el precio de bolsa tal como lo señalan los estudios de Fedesarrollo 2009 “El mercado de la energía eléctrica en Colombia” y mercados energéticos consultores 2011 “Estudio del impacto regulatorio del sector de energía eléctrica, incluida la regulación de los intercambios de energía”, en donde se identificó la existencia de una alta correlación de signo negativo entre el margen de reserva y los precios de bolsa. Es decir, a menor margen de reserva mayor precio de bolsa.
Por lo tanto, pensar en un sistema que se mantenga constantemente en equilibrio (oferta-demanda) es llevar a una condición en donde todos los recursos de generación serán pivotales, lo que dará poder de mercado a dichos recursos.
Dado estos elementos, no puede ser objetivo del regulador el mantener una cobertura de generación de tal magnitud que no cubra los riesgos antes señalados. Por lo tanto, no se encuentra que sea una equivocación hacer una cobertura para la estimación de la demanda alta proyectada por la UPME que ha sido la regla aplicada desde el inicio del cargo por confiabilidad, año 2006, y que ha sido conocida por todos los agentes que participan voluntariamente en dicho mecanismo.
En la sección 4 se hace un análisis de diferentes alternativas para la asignación entre las cuales una es mediante un esquema de mercado en donde refleja la condición de falta o exceso de energía firme para cubrir la demanda.
m) Vulneración constitucional: principio de buena fe - confianza legítima. Relevante que los derechos adquiridos por los agentes sean preservados.
Se debe precisar en primer lugar que la propuesta no modifica los derechos adquiridos de quienes a la fecha han recibido asignaciones de obligaciones de energía firme por el mecanismo de subasta o de asignaciones administrada.
La función de regulación de la CREG es de carácter permanente y debe atender el cumplimiento de los fines señalados en la ley como lo es el de la eficiencia económica en la prestación del servicio. Como ya se dijo este principio legal, que tiene origen en el mandato constitucional del artículo 365, es el que se persigue con la propuesta de modificación de las subastas administradas.
La confianza legítima busca mantener señales estables para quienes son destinatarios de las normas pero esta no puede ser entendida en un sentido tal que conlleve la petrificación de la regulación.
Las señales regulatorias cuya modificación se analiza fueron adoptadas en el año 2006 con lo cual se ha mantenido su aplicación por un período de casi 10 años. Adicionalmente, las nuevas propuestas presentadas en la sección 4 contemplan mecanismos para que los generadores sigan participando en la asignación.
n) La protección de las inversiones, los tratados de libre comercio, el caso de Colombia y Chile. Aplicación del principio del trato justo y equitativo.
La propuesta presentada no introduce tratamientos diferenciales según el origen de las inversiones en la actividad de generación. Los cambios propuestos están destinados a aplicar en forma homogénea a quienes realizando la actividad de generación deseen participar en el cargo por confiabilidad.
En cuanto a la aplicación del principio del trato justo y equitativo que se cita en alguno de los comentarios, se observa que en los términos del Acuerdo de Libre Comercio entre la República de Colombia y la República de Chile, dicho principio implica “la obligación de no denegar justicia en procedimientos criminales, civiles, o contencioso administrativos, de acuerdo con el principio del debido proceso incorporado en los principales sistemas legales del mundo”. Claramente ni la propuesta del documento CREG 77 de 2014 ni la que se presenta en el proyecto de resolución que acompaña este documento contienen disposición alguna referente a la aplicación o acceso de los inversionistas a la justicia y a la aplicación del debido proceso.
o) Al incentivar los recursos renovables, priorizando su asignación, no se valora la energía firme que es capaz de entregar otros recursos como el carbón de manera permanente, constante y comprobada, existiendo el riesgo de llegar a un parque generador vulnerable a los eventos climatológicos.
La energía firme de cualquiera de los recursos que participan en el cargo por confiabilidad es estimada para la peor condición hidrológica histórica. Por lo tanto, el riesgo señalado muy difícilmente se materializaría, a menos que se presentara un evento peor al que se ha presentado en la historia.
p) La energía firme a considerar en los balances debe ser la Enficc que depende de los parámetros para su cálculo. La propuesta cortaría de raíz la oportunidad de crecimiento y mejoras tecnológicas de las plantas existentes.
La nueva propuesta considera la Enfoca que depende de los parámetros para su cálculo.
q) La alternativa propuesta elimina la alternativa de cambio de combustible.
La nueva propuesta mantiene la alternativa de cambio de combustibles.
r) El mecanismo del cargo por confiabilidad se definió bajo la estructura de mercado, por lo que si lo que desea es que los combustibles líquidos salgan de la matriz energética como respaldo de confiabilidad, debe ser el mismo mercado quien lo resuelva con la entrada de nuevos proyectos de menor costo.
La asignación para cuando no se requiere subasta “asignación administrada” fue definida por una regla del regulador: asignar a prorrata la demanda remanente a los recursos existentes.
En la sección 4 presentan dos alternativas para la asignación, entre las cuales una es mediante un esquema de mercado en donde refleja la condición de falta o exceso de energía firme para cubrir la demanda.
s) Ante un eventual respaldo de NI de las plantas térmicas del interior, las plantas que quedarían sin asignaciones serían las hidráulicas y las térmicas a carbón. Como consecuencia de que la Resolución 139 de 2011 establece asignaciones por Opacan de 10 años.
La nueva propuesta da misma oportunidad a los diferentes recursos.
En lo que respecta a la Resolución 139 de 2011 dicha norma estableció asignaciones de Opacan por 10 años para las obligaciones que inician en diciembre de 2015 y no es una regla general.
t) En las plantas existentes con que cuenta actualmente el mercado reside la génesis de los problemas de confiabilidad, de formación de precios y de poder de mercado que existen en el mercado eléctrico colombiano. Es imposible pensar que con la existencia de plantas a líquidos y a gas ineficientes exista un sistema confiable donde se garantice una formación de precios.
Las plantas existentes dan una garantía de confiabilidad, dado que se hace una verificación de la energía firme. Sin embargo, en algunos casos pueden ser a precios altos.
u) La regla de participación en la asignación administrada de las plantas GPS va en contravía de las expectativas razonables en materia de asignación del C/c de las plantas existentes, siendo que el modelo original de las plantas GPS no preveía su participación.
Las funciones de la CREO, según la ley, es lograr esquemas eficientes, luego en la medida que se requieran ajustes para lograrlo esta debe adelantarlos, sin afectar compromisos ya adquiridos.
2.2. Análisis de comentarios a asignaciones por subastas.
Para tener un mejor entendimiento de los comentarios estos se agruparon de acuerdo con los temas de que tratan.
La descripción completa de los comentarios remitidos por las empresas se puede consultar en el anexo 2: Asignaciones por subastas.
Los comentarios a las propuestas planteadas en el documento CREG 77 de 2014, numeral 3.3, son:
• Se coincide en que no se deben fusionar las subastas de reloj descendente y la subasta de plantas GPS.
Fusión subasta de reloj descendente y GPS, de acuerdo que no se fusione en la medida que las plantas GPS sean de gran magnitud con oferta competitiva.
Tal como se señaló en el documento CREG 77 de 2014 no se considera conveniente fusionar la subasta principal con la subasta a plantas GPS.
• Participación en la subasta de plantas existentes con la última asignación afecta las reglas de juego existentes y carece del principio de eficiencia económica.
La asignación se haga anualmente y por costos variables.
La Enfoca disponible debe primar para la asignación. Pasa por alto que la Enfoca(sic) puede estar sujeta a variaciones. Puede afectar la eficiencia del mercado al convocar a subasta aun contando con Enfoca disponible por parte de plantas existentes.
En las propuestas que se presentan en la Sección 4 para las asignaciones se considera al Enfoca de la planta.
• Subasta de sobre cerrado es una alternativa si los análisis identifican probabilidad de pivotalidad.
El mecanismo de sobre cerrado puede ser una mejor alternativa para que los participantes revelen mejor su información privada y la misma se refleje en la oferta de precio. Evaluar la posibilidad de que la asignación se haga a precio discriminatorio con el objetivo de inducir una mejor revelación de la información y por tanto de precios más competitivos.
Tal como se señaló en el documento CREG 77 de 2014, la CREG adelantó la contratación de un experto internacional en subastas, Profesor Peter Cramton que evalúo la conveniencia de migrar a una subasta de sobre cerrado “Colombia Firm Energy Auction: Descending Clock or Sealed-Bid?”. Los resultados se presentaron en taller del 3 de junio de 2015 a todos los interesados que respondieron a la convocatoria pública que hizo la CREG mediante la Circular 58 de 2015.
Dicho estudio recomendó migrar a una subasta de sobre cerrado, dado que los problemas de ejercicio de poder de mercado en una subasta del tamaño de la colombiana pueden ser considerables. Por otra parte dicho estudio ratificó que es conveniente que se siga con una subasta de precio único.
• Inadecuado eliminar la prioridad que tiene la energía remanente de plantas GPPS, pues son recursos ya viabilizados y en construcción. Mantener el precio del último periodo asignado.
Los ajustes a las reglas en las subastas GPPS se consideran adecuados y contribuye a eliminar las ventajas que se estaban presentando para plantas GPPS con asignaciones previas.
En el proyecto de resolución que se publica se incorpora la eliminación de la prioridad para las planta GPPS que se asignen en nueva subastas. Sin embargo, se conserva la regla para la planta GPPS que entraron con dicha prioridad.
• Participación de energía remanente de plantas GPPS es la asignación administrada, podría generar un incentivo a la restricción de la oferta en la subasta inicial, dado que se reduce el riesgo de perder el ingreso.
La asignación a plantas GPPS en procesos de asignación administrada va en contravía de las expectativas razonables en materia de asignación de OEF de las plantas existentes.
Participación plantas GPPS en asignación administrada se considera apropiado. Es una medida de eficiencia.
En el proyecto de resolución que se publica se incorpora la participación de la energía no asignada de plantas GPPS con las mismas reglas de las plantas existentes, dado que dichas plantas ya habían adquirido el compromiso de construcción.
• Aquellos inversionistas que ya tienen proyectos de plantas GPPS se le debe respetar las condiciones de inversión y garantizar la estabilidad regulatoria.
Reiteramos la respuesta dada en el literal d).
• Las plantas puedan hacer uso de una flexibilidad en el sentido de cumplir sus obligaciones con la entrada en operación de las unidades necesarias para cumplir la OEF.
Los compromisos del cargo por confiabilidad, adquiridos voluntariamente, para plantas nuevas son: entrada en operación del activo de generación prometido con la energía firme suficiente para cumplir con las obligaciones asignadas.
3. Análisis de la situación actual del mercado mayorista de energía: Oferta disponible para contratos y relación con el mercado de confiabilidad.
En esta sección del documento se hace un balance inicial de la oferta de energía disponible con el parque generador actual y los proyectos que se espera se instalen en un futuro cercano, frente a las proyecciones de demanda de la UPME de marzo de 2015. Lo anterior, con el fin de identificar qué tan necesario resulta aumentar la oferta de energía, mediante la entrada de generadores de bajos costos variables, que puedan ofrecer contratos bilaterales en el mercado de mediano plazo, así como en la bolsa de energía en el corto plazo.
Esta revisión de oferta de energía disponible para el mercado de mediano plazo es motivada por un lado, por lo consignado en las bases del plan nacional de desarrollo, en las que se recomienda promover una sustitución de la generación con combustibles líquidos, por plantas de generación con costos más bajos. Como se señala en las bases, una participación relativamente importante de generadores con altos costos variables conlleva a un aumento en el precio del mercado de contratos y en el mercado de corto plazo (i.e. bolsa de energía).
De otro lado, esta revisión también es motivada por las diversas comunicaciones enviadas a la CREG por parte de los gremios representantes de la demanda, en las que manifiestan su preocupación por la escasez de energía para contratos y el aumento progresivo en los precios de los mismos. En una primera comunicación remitida por Asocodis(5), plantean su preocupación “(…) por la disminución en los niveles de oferta de energía eléctrica (…)”. En esta comunicación, se señala que para el periodo 2016-2019 las convocatorias de compra de energía apenas logran cubrir el 50% de la demanda, lo que en consecuencia, deja a las empresas y a sus usuarios frente a una alta exposición al precio de bolsa, así como a los riesgos de cartera y de caja resultantes.
En una segunda comunicación enviada por Asoenergía(6) se manifiesta la imposibilidad que tienen sus asociados de encontrar un portafolio de ofertas de energía con el que se puedan firmar contratos de suministro a un precio competitivo.
Ante lo dispuesto en las bases del plan nacional de desarrollo, las solicitudes de los agentes y el diagnóstico realizado en el documento CREG 77 de 2014 en donde se plantea la necesidad de que con las señales de expansión que se den con el CxC se debe garantizar confiabilidad en el suministro de energía e incentivar la instalación de plantas eficientes que puedan ofertar energía en los mercados de mediano y corto plazo, se comparó el nivel de la demanda esperada (escenario medio UPME) con la energía media por tecnologías, tal y como se presenta en la figura 1.
Figura 1. Balance entre oferta disponible y demanda esperada en el mediano plazo
Fuente: XM, UPME (2015), cálculos propios.
La oferta de energía disponible se ordenó de forma esquemática según sus precios ofertados. En la base se encuentran las plantas menores porque son tomadoras de precio, en segundo lugar se encuentra la energía firme de las plantas hidráulicas (Enficc_H), enseguida se adiciona la energía media de las plantas a carbón (EM_CM). La suma de estos dos últimos bloques de energía podría ser considerada como la energía disponible para contratos a un precio bajo. Como se puede ver en la figura 1, existe una brecha entre la demanda esperada y estos dos bloques de energía.
A continuación, se adiciona la diferencia entre energía media y firme de las plantas hidráulicas (EM_H), se ordenó en tercer en lugar puesto que cada vez que el generador hidráulico decide contratarse por niveles superiores a su Enficc corre más riesgo, en la medida que en periodos de hidrología crítica deberá recurrir a generadores más costosos para cumplir con sus contratos. Por lo anterior, se supone que la energía que se encuentra entre la energía media y firme de las plantas hidráulicas es más costosa.
Finalmente, en los últimos escalones de la figura 1 se presenta la energía media de los generadores con costos variables más altos, es decir, las plantas de gas natural, gas natural importado, gas natural con un contrato de opción y finalmente las que operan con combustibles líquidos.
De la anterior figura se puede concluir que si bien en caso de un evento crítico, es decir, cuando no se pueda contar con la energía media de las plantas hidráulicas (EM_H), la oferta de energía es suficiente para cubrir a la demanda; el costo marginal que permitiría satisfacer el nivel de demanda actual, así como el esperado, sería cercano al costo de los siguientes recursos más costosos como se ve en la figura.
El balance presentado anteriormente permite concluir que ante el escenario de relativa escasez de gas natural a un precio bajo, una buena parte de la oferta existente no podría ofrecer energía para contratos o en bolsa a precios inferiores o iguales a los registrados en los últimos 5 años. En consecuencia, es preciso incentivar la oferta de energía de precios bajos, para promover la disponibilidad de energía para contratos con precios marginales inferiores.
Teniendo en cuenta que el mecanismo de CxC es el vehículo regulatorio con el que se han dado las señales de expansión del parque generador nacional en la última década, pero que en la actualidad no se presentan las condiciones bajo las que se convocaría una nueva subasta, es preciso crear un nuevo esquema que permita la entrada de nuevos proyectos de generación con costos variables bajos, así como introducir nuevas reglas para la asignación administrada del CxC que permitan mejorar la eficiencia en la asignación de la energía firme existente.
4. Esquemas regulatorios propuestos.
Partiendo del diagnóstico presentado en la sección anterior, así como los análisis y las alternativas presentadas en el documento CREG 77 de 2014, en esta parte del documento se pone a consideración de los agentes las alternativas diseñadas por la CREG, para lograr incentivar la entrada de nuevos generadores de costos variables bajos y lograr una asignación eficiente del cargo entre los generadores existentes, sin afectar la confiabilidad del sistema.
En términos generales, la propuesta contempla dos estrategias:
• La realización de una subasta adicional del CxC para incentivar la entrada de nuevos generadores de costos variables bajos, que amplíe la base de energía disponible para contratos en el mediano plazo.
• Complementariamente se plantean ajustes a la regla de asignación a prorrata del CxC, con el fin de dar señales de eficiencia en la asignación de OEF entre los recursos existentes, para lo cual se ponen en consideración dos alternativas.
Es preciso recordar que adicionalmente a la propuesta que se presentará en esta sección, se adoptarán los ajustes a la subasta del cargo que fueron resultado de las recomendaciones de los consultores. Dichos ajustes son los mismos que se presentaron en el documento CREG 77 de 2014 y que fueron discutidos en la primera sección de este documento.
El primer elemento de la propuesta para alcanzar los objetivos mencionados anteriormente consiste en la realización de una subasta adicional del CxC. Esta subasta estaría dirigida a proyectos de generación de bajos costos variables que ya estén listos para iniciar la construcción de forma tal que puedan estar disponibles en el mediano plazo.
Concretamente, la subasta adicional se caracterizaría por los siguientes elementos:
i) Subasta de sobre cerrado y precio máximo;
ii) Costo variable de operación debe ser menor o igual al 80% del precio de escasez para poder participar;
iii) Precio máximo de oferta igual al valor del cargo actual;
iv) Inicio del periodo de obligación será definido por la CREG;
v) La cantidad de energía firme a comprar será determinada por la CREG;
vi) Los generadores que salgan seleccionados de esta subasta tendrán OEF y el ingreso del CxC hasta 20 años.
En el anexo 3 de este documento se presenta el proyecto de resolución que contiene los detalles normativos de esta propuesta.
4.2. Alternativas propuestas para la asignación administrada.
Las asignaciones administradas se llevan a cabo cuando la oferta de energía firme, en la que se contemplan las OEF de las plantas nuevas y energía firme de las plantas existentes, es suficiente para cubrir la demanda esperada para el período de análisis.
El procedimiento establecido en el artículo 25 de la Resolución CREG 71 de 2006 señala que la demanda remanente, es decir, la demanda que no está cubierta con asignaciones previas de OEF a plantas nuevas, se asigna a las plantas existentes a prorrata de su energía firme.
En el documento CREG 77 de 2014 se propuso que las asignaciones administradas por la demanda remanente a las plantas existentes se hiciera por sus costos de operación, es decir, iniciando con aquellas que tienen recursos renovables y continuando con las plantas de combustibles fósiles de menores costos variables.
Teniendo en cuenta los comentarios recibidos por parte de los agentes, así como los objetivos enumerados anteriormente, se presentan a continuación dos alternativas para las asignaciones de OEF a plantas existentes.
En primera instancia, se tiene una alternativa similar a la presentada en el documento CREG 77 de 2014, pero en lugar de utilizar los costos de operación como criterio de ordenación para la asignación, se utilizan los precios ofertados. La segunda alternativa consiste en una asignación con la reglas de la subasta actual, propuesta presentada por el profesor Peter Cramton en el marco del estudio “Colombia Firm Energy Auction: Descending Clock or Saled-bid?”.
4.2.1. Asignaciones de OEF con precios ofertados.
En términos generales, esta primera alternativa propone que la regla de asignación de OEF a la demanda remanente tenga como criterio el promedio de precios ofertados en bolsa durante el año anterior a la asignación.
i) Se asigna la demanda remanente a prorrata entre las plantas de generación, que tengan un promedio de precios ofertados menor o igual al promedio del precio de escasez;
ii) La demanda remanente que falte por asignar, después de haber aplicado el paso i., se asignará a prorrata entre las plantas de generación que tengan un promedio de precios ofertados superior al promedio del precio de escasez.
El promedio de precios ofertados no es más que el promedio aritmético de los precios de oferta diarios que la planta declaró durante los doce meses calendario, anteriores a la fecha de asignación.
El promedio del precio de escasez corresponde al promedio aritmético de los precios de escasez mensuales correspondientes a los doce meses calendario anteriores a la fecha de asignación.
En la figura 2 se presenta gráficamente la propuesta, siendo las plantas E1 a E6 del grupo i, precios ofertados por debajo del precio de escasez, y las plantas E7 a E9 las del grupo ii., precios ofertados por encima del precio de escasez.
Figura 2. Asignación de OEF por precios ofertados
Ahora, las plantas del grupo ii pueden tener oportunidad de clasificarse en el grupo i para lo cual se propone que el procedimiento de asignación tenga el siguiente orden:
a) Se asignan las OEF con el procedimiento señalado anteriormente pero considerando en el grupo i a las plantas del grupo ii que manifiesten el compromiso de hacer las actualizaciones para pertenecer a dicho grupo;
b) Faltando dos (2) meses, para el inicio del período de vigencia de las obligaciones se verifica que la planta que se comprometió a hacer las actualizaciones(7) las haya hecho, momento en cual se confirma las asignaciones previstas en a. en caso contrario se hacen nuevamente considerando la planta en el grupo ii;
c) En el anexo 4 de este documento se presenta el proyecto de resolución que contiene los detalles de esta alternativa, así como los ajustes recomendados a la subasta.
El profesor Cramton en el marco del estudio que adelantó para la CREG propuso(8) que como en todos los mercados de confiablidad que han adoptado esquemas similares al colombiano(9), se convoquen subastas anuales en donde siempre participen plantas nuevas y existentes. En caso que cuando se convoque la subasta, no participen plantas nuevas, el precio del CxC se formaría únicamente con la participación de las plantas existentes.
Figura 3. Propuesta de asignación de OEF por subasta anual
Fuente: Cramton P.
Dicha subastas tienen las siguientes características:
• Tienen las mismas reglas de las subastas del cargo por confiabilidad que se tienen en la actualidad, Resolución CREG 71 de 2006, en donde la plantas existentes son activas a partir del 80% del CE.
• Las subastas anuales dan la oportunidad constante de entrada y salida.
• Envían la señal de precio basado en las necesidades: i) precio alto cuando se requiere la entrada de nuevas plantas, ii) precio bajo cuando hay exceso, iii) plantas nuevas y existentes compiten todos los años.
En cuanto a cambio de combustibles se aplicarían las mismas reglas vigentes.
En el anexo 5 de este documento se presenta el proyecto de resolución que contiene los detalles de esta alternativa, así como los ajustes recomendados a la subasta.
En la medida que cualquiera de las dos alternativas propuestas para la asignación del CxC a las plantas existentes corresponde a un cambio frente a las reglas actuales, la CREG llevará a cabo una evaluación de las alternativas propuestas aplicando los criterios:
a) Simplicidad. La aplicación de las reglas que se adopten son de fácil implementación;
b) Neutralidad. Se da el mismo tratamiento a todas las plantas y/o unidades de generación;
c) Formación de precios. El precio del cargo por confiabilidad se define de la interacción de la oferta y la demanda para el período a asignar;
d) Ajuste con la demanda. Las cantidades que se asignan son iguales a la demanda que se quiere cubrir;
e) Oportunidad nueva generación. El mecanismo permite la participación de nuevas plantas de generación;
f) Asigna a costos variables bajos. La metodología permite asignar las OEF a las plantas de generación de menores costos variables.
4.3. Procedimiento de aplicación de la propuesta.
La puesta en marcha de la propuesta presentada en los literales anteriores contempla dos etapas y se esquematiza en la figura 4. Como se mencionó anteriormente, la primera parte de la propuesta corresponde a la realización de una subasta adicional del CxC (propuesta presentada en el literal 4.1), con el fin de incentivar mediante el mecanismo del CxC, la entrada de generadores de costos bajos en el mediano plazo.
Las plantas nuevas que resulten seleccionadas en ese proceso quedarán en la base de la energía firme a asignar (i.e En la figura 4 corresponde a los bloques morados) y deberán estar en la capacidad de ofrecer su energía en el mercado de contratos en el mediano plazo.
La segunda etapa consiste en aplicar un nuevo esquema de asignación del CxC a las plantas existentes, que como se presentó anteriormente, podría ser una asignación por precios ofertados (presentada en el literal 4.2.1), o mediante una subasta anual de sobre cerrado (presentada en el literal 4.2.2). En la figura 4, corresponde al bloque naranja.
Figura 4. Estrategia regulatoria para el logro de los objetivos planteados
Finalmente, vale la pena reiterar que la propuesta planteada busca por un lado, incentivar la entrada de generadores con costos bajos que aumenten la oferta de energía para contratos en el mediano plazo, lo que resultará en menores precios para la demanda, sin que ello signifique aumentar la cantidad de energía firme a asignar. De otro lado, se busca que la asignación del CxC entre los agentes existentes de la energía firme remanente provea señales de eficiencia.
[1] Castro L., Oren S., Riascos A., “An Evaluation of CREG 51 - 2009 Regulatory Intervention in Colombian Electricity Market”, diciembre 2013.
[2] Comisión de Regulación de Energía Gas, Resolución CREG 71 de 2006 “Por la cual se adopta la metodología para la remuneración del cargo por confiabilidad en el mercado mayorista”, octubre 2006.
[3] Comisión de Regulación de Energía Gas, documento CREG 77 de 2014 “Expansión en generación de energía eléctrica y cargo por confiabilidad”, octubre 2014.
[4] Cramton P., “Colombia Firm Energy Auction: Descending Clock or Saled-Bid?”, junio 2015.
[5] Fabra N., Montero J.P., Reguant M., “La Competencia en el Mercado Eléctrico Mayorista en Chile”, enero 2014.
[6] Fedesarrollo, “El Mercado de la Energía Eléctrica en Colombia: Características, Evolución e Impacto sobre otros Sectores”, 2009.
[7] Harbord D., Pagnozzi M., “Second Review of Firm Energy Auctions in Colombia”, diciembre 2012.
[8] Mercados Energéticos Consultores, “Estudio del Impacto del Marco Regulatorio del Sector de Energía Eléctrica, Incluida la Regulación de los Intercambios de Energía”, 2011.
(1) “Second Review of Firm Energy Auction in Colombia”. Documento publicado mediante Circular CREG 15 de 2013.
(2) “Colombia Firm Energy Auction: Descending Clock or Saled-Bid?”. Presentación disponible en: http://www.creg.gov.co/phocadownload/presentaciones/cramton-colombia-firm-energy-auction-format%20v0.pdf
(3) La última planta en entrar a operar, antes del inicio del mecanismo del cargo por confiabilidad, fue en el año 1998.
(4) Cerca de 10 años teniendo en cuenta que se tienen asignaciones de OEF hasta noviembre de 2016.
(5) Radicado CREG E-2014-012627.
(6) Radicado CREG E-2014-013018.
(7) Las actualizaciones corresponden a contar con toda la infraestructura y contratos necesarios para operar con el combustible que les va a permitir reclasificarse en el grupo i.
(8) “Colombia Firm Energy Auction: Descending Clock or Sealed-Bid?” junio 2015.
(9) New England y PJM entre otros.
Matriz de comentarios al documento CREG 77 de 2014.
Tema: Asignaciones administradas
Comentarios documento CREG 77 de 2014 “Expansión en generación de energía eléctrica y cargo por confiabilidad”
Empresa Radicado Asignaciones administradas
SCL Energía Activa S.A. E-2014-012299E-2014-012953 — Asigna un costo de oportunidad cero al agua, cuando en realidad en condiciones de escasez su costo de oportunidad es el mismo precio de escasez. Lo mismo aplica para los combustibles líquidos, ya que su costo de participación sería el mismo precio de escasez, máximo que recibirían en condición crítica.
— Durante el 2012 fue el propio MME quién cito a los agestes térmicos y les pidió que incrementaran la confiabilidad de sus respaldos con líquidos, llevando a cuantiosas inversiones.
— La propuesta es la resurrección del cargo por capacidad, de un producto no homogéneo, cuyo único efecto, sería el transferir renta desde los agentes térmicos respaldados con líquidos al sector hidráulico.
— Consideramos que es el MME quién debe establecer una política de largo plazo, que incentive el desarrollo de una canasta energética de generación de mínimo costo.
— Lo que hace falta es el desarrollo de políticas de oferta de combustible para garantizar una expansión confiable por tecnología de mínimo costo.
— El CxC ha sido acertado para aminorar el riesgo para un generador de recuperar sus costos fijos y pueda operar bajo un escenario financiero positivo, estimulando la inversión necesaria en el sector.
— La homogeneidad del producto, la transparencia en la asignación y la ausencia de sesgo tecnológico han sido una virtud del producto, la cual ha sido muchas veces defendida por la CREG.
— La CREG con esta propuesta, ocasionaría, a través del traslado de rentas en los agentes del parque de generación eléctrico, estatizar y justificar la puesta en riesgo y eventual expropiación (sujeta a indemnización) de los activos de generación que usan recursos no-renovables. Lo anterior bajo el argumento de incluir la “competitividad” como principio regulatorio, no consagrado legalmente como tal, reinterpretando las funciones que a ella le fueron asignadas.
— Lo único que logrará es generar un oligopolio de generación eléctrica de agentes que usan insumos de difícil control y proyección, sujetos a la variabilidad propia de los fenómenos climáticos y cíclicos.
— Priorizar el menor costo sin garantizar la prestación del servicio como funciones de la CREG es peligroso y podría llevar a que la regulación termine por incurrir en ilegalidades.
— Es la confiabilidad y no la competitividad lo que se protege como uno de los principios fundamentales de la regulación eléctrica.
— En un eventual juicio de igualdad se podría concluir que la misma no cumple con los requisitos establecidos por la Corte Constitucional.
— La competitividad no puede ser un principio que termine por hacer inocua la confiabilidad, que se garantiza al tener un parque de generación diversificado.
— La asignación por costos variables tiene múltiples inconvenientes de cara a la necesidad de mantener una neutralidad en su regulación.
— La CREG ha decidido que sean los generadores existentes de combustibles líquidos los que no puedan recuperar sus costos de inversión, lo que las llevaría a ser expulsadas de la asignación administrada de OEFs, cerrar sus instalaciones por decisión regulatoria o continuar en el mercado sin OEFs. La propuesta está estableciendo obstáculos o restricciones irrazonables o desproporcionados en relación con los demás participantes.
— Vulneración constitucional: principio de buena fe - confianza legítima.
— La protección de las inversiones, los tratados de libre comercio, el caso de Colombia y Chile.
E-2014-012299E-2014-012953 — El criterio de la asignación administrada debe ser el de asignar las OEFs como lo haría un mercado competitivo. Y, además, debe ser un mercado competitivo en equilibrio; es decir, en una situación en la cual se equilibre la oferta y demanda de OEFs.
— Si hoy en día sobra energía firme en Colombia no es porque los inversionistas hayan sobredimensionado las plantas sino porque el regulador se ha equivocado en sus previsiones de demanda.
— La CREG habla de remunerar energía firme pero al introducir el concepto de competitividad en costos variables introduce el precio de la energía que no es el precio de la confiabilidad.
— La CREG está buscando soluciones al problema de los combustibles líquidos pero lo hace por medio de una discriminación negativa a los líquidos. La política regulatoria de la CREG frente a los líquidos solo puede considerarse como incoherente.
— Uno de los problemas del cargo por capacidad era que en su aplicación resultaba era un cargo por energía y no por energía firme algo similar a lo que propone el regulador.
— Un buen producto para la confiabilidad es aquel que simula lo que ocurre en un mercado competitivo. El producto de la Resolución 116 de 1996 no lo era porque a pesar de simular al mercado en una
Andesco E-2014-012910 La propuesta desconoce que en principio, el CxC remunera los costos fijos de inversión en los ingresos del generador a cambio de un producto (energía firme) que es homogéneo y que asegura neutralidad tecnológica.
— Lo que requiere el sector es una solución de política energética de abastecimiento de gas natural de largo plazo para las plantas térmicas, a través de las cual las plantas a líquidos puedan migrar a GNI.
Gecelca E-2014-012937 — Al incentivar los recursos renovables, priorizando su asignación, no se valora la energía firme que es capaz de entregar otros recursos como el carbón de manera permanente, constante y comprobada, existiendo el riesgo de llegar a un parque generador vulnerable a los eventos climatológicos.
— La comparación debe ser cuando el sistema en más vulnerable, momento en el cual el costo de oportunidad de los recursos renovables tiende a infinito.
— La eficiencia económica va más allá de comparar los costos variables de las diferentes tecnologías, sino que se hace necesario precisar la temporalidad y si se asume el hecho que se requiere la energía de respaldo, consideramos que la tecnología que cumple tales atributos es la generación a carbón por lo que debería estar en la base de la asignación.
— La energía firme a considerar en los balances debe ser la Enficc que depende de los parámetros para su cálculo. La propuesta cortaría de raíz la oportunidad de crecimiento y mejoras tecnológicas de las plantas existentes.
Emgesa E-2014-012939 — Este tipo de planteamientos debe estar acompañado de una política de abastecimiento de gas flexible o alternativas de regasificación con acceso para todos los recursos térmicos así como de soluciones para las restricciones en el transporte de gas.
— No es claro cómo se incluirán las plantas que reportan dos tipos de combustibles. La asignación por costos variables puede desoptimizar el aprovechamiento de recursos más económicos.
— La alternativa propuesta elimina la alternativa de cambio de combustible.
Epsa / Celsia E-2014-012940E-2014-012981 — Implicarían el hundimiento de grandes inversiones realizadas en función de los incentivos brindados.
— El abastecimiento de combustibles en el país, en especial el gas natural, debe ser un objetivo de política energética del gobierno, y no una responsabilidad de los generadores térmicos.
— El mecanismo del CxC se definió bajo la estructura de mercado, por lo que si lo que desea es que los combustibles líquidos salgan de la matriz energética como respaldo de confiabilidad, debe ser el mismo mercado quien lo resuelva con la entrada de nuevos proyectos de menor costo.
— La operación dual de las plantas térmicas es fundamental para contar con un recurso de alta flexibilidad, como son los combustibles líquidos, en condiciones de contengencia(sic), y en ese sentido el sistema no debe tener como objetivo su eliminación.
Comité asesor comercialización E-2014-012955 — Se podría cambiar la decisión política de garantizar la confiabilidad en energía y no en potencia.
— Relevante que los derechos adquiridos por los agentes sean preservados.
Acolgen E-2014-012965E-2014-012989 — Incentivar el retiro de plantas existentes, dejaría al país con el inconveniente de requerir nuevos proyectos a gas pero con un doble problema: i) enfrentarse a la situación del país para la construcción de proyectos de infraestructura y; ii) con un desabastecimiento de gas natural.
— Ante un eventual respaldo con GNI de las plantas térmicas del interior, las plantas que quedarían sin asignaciones serían las hidráulicas y las térmicas a carbón. Como consecuencia de que la Resolución 139 de 2011 establece asignaciones por OPACGNI de 10 años.
— El gobierno debe solucionar los dos problemas estructurales que impiden tener un sistema eléctrico más competitivo como es definir una política de abastecimiento confiable de GN para toda la demanda y una política de implementación de mecanismos efectivos que agilicen y garanticen la finalización de los proyectos.
— Mantener la asignación a prorrata.
Asocodis E-2014-012986 — Establecer transición, una vez se cuente con una política integral de largo plazo que resuelva las dificultades para el suministro y transporte de gas.
Asoenergía: Crystal, Groupe SEB, Corona, Carvajal, Familia, Seatech, Papelsa, Ingredion, Aluminio Emma, Alumina, Sigra, CerroMatoso, Alfagres, Landers, Cementos Tequendama, Peldar, Iberplast, Postobón, Linde, Corpacero, Alpina. E-2014-013018: 012994, 012996, 012997, 013007, 013008, 013009, 013013, 013015, 013016, 013017, 013031, 013019, 013021, 013022, 013024, 013027, 013029, 013030, 013053, 013058, 013059, 013275 — En las plantas existentes con que cuenta actualmente el mercado reside la génesis de los problemas de confiabilidad, de formación de precios y de poder de mercado que existen en el mercado eléctrico Colombiano. Es imposible pensar que con la existencia de plantas a líquidos y a gas ineficientes exista un sistema confiable donde se garantice una eficiente formación de precios. En el primero de los casos actualmente está descubierta más del 15% de la demanda, la cual paga por una confiabilidad inexistente cerca de USD 160,0 millones de dólares. En el segundo de los casos esta descubierta más del 30% de la demanda, lo cual permite a la oferta el abuso tanto en los contratos bilaterales como en el precio de bolsa antes mencionado.
Termobarranquilla E-2014-013025 — Desincentiva las inversiones por parte de los agentes, puesto que los flujos de caja proyectados no son cumplidos a cabalidad y el riesgo financiero, que es completamente del agente inversor, puede ocasionar perdidas no deseadas a la firma que ofrece respaldo.
— La propuesta desconoce: la principios de las política energética, desconoce el origen del respaldo con combustibles líquidos, el aporte dicha generación, el costo de oportunidad, la neutralidad de las fuentes, la función del mercado, la cual debe permitir que los precios reflejen la realidad económica.
Termotasajero E-2014-013046 — La regla de participación en la asignación administrada de las plantas GPPS va en contravía de las expectativas razonables en materia de asignación del CxC de las plantas existentes, siendo que el modelo original de las plantas GPPS no preveía su participación.
Termoemcali E-2014-013050 — Al efectuar una reducción de ingresos tan relevantes al sector termoeléctrico para que los mismos sean trasladados a “plantas más eficientes”, lo que se está implementando es una barrera de entrada en perjuicio de la tecnología de generación usando combustibles líquidos, ignorando la necesidad de que estas tecnologías de generación “menos eficientes” deben subsistir para garantizar la confiabilidad en el suministro de energía.
— ¿Qué deberían hacer éstas empresas de cara a los compromisos adquiridos y las inversiones realizadas con base a la idea que la CREG no discriminaría entre las distintas tecnologías y socavaría la posibilidad de las mismas de resultar asignadas con OEF cuando no mediara subasta?— Los costos de transición (costos hundidos) deberían asumirlos los nuevos o cargarlos a los usuarios o que los asuma el gobierno.
— Es contradictorio que la CREG asigne por costos variables, siendo que el mercado se asigna con base en precios que son los costos variables más los costos de oportunidad.
Isagen E-2014-013072 — Es conveniente dar señales de eficiencia, pero a la vez es prudente también otorgar salidas o alternativas a los agentes para hacer oportunamente sus conversiones.
— A futuro los posibles incentivos a plantas que instalen GNI podrían derivar en menores asignaciones a plantas hidráulicas eficientes y a las de carbón.
— Para la energía ser asignada en subastas se debe descontar la totalidad de la Enficc de las plantas existentes.
Consejo Nacional de Operación E-2014-013106 — La motivación de esta alternativa es dar el incentivo a las plantas de generación para que respalden con combustibles más competitivos. Sin embargo recomendamos a la comisión se evalúe los impactos que este cambio puede tener para la operación del sistema.
UPME E-2014-013286 — Privilegian las tecnologías renovables, convencionales y no convencionales, y castigan aquellas que utilicen los recursos fósiles, lo cual desde el punto de vista de la demanda representa un beneficio. Implementar mecanismos similares en la subasta, podría constituirse en un instrumento para diversificar la matriz eléctrica.
EPM E-2014-013288 — Consideramos que el costo variable como mecanismo de asignación no es coherente con el principio básico de neutralidad y deja de lado los costos de inversión.
— Sobre el desabastecimiento de gas en donde se debe enfocar la CREG. Impulsar esquema similar al utilizado para la planta de regasificación del atlántico. Con lo cual todas las plantas que participen tendrán costos inferiores al precio de escasez y se puede mantener el esquema actual de asignación. Las plantas con costos variables superiores al precio de escasez no podrán participar en las asignaciones.
Tema: Asignaciones por subastas
Empresa Radicado Asignaciones por subasta
Andesco E-2014-012910 — Coincidimos en que no se deben fusicionar(sic) la subasta de reloj descendente y la subasta de plantas GPPS.
— Participación en las subasta con la última asignación afecta las reglas de juego existentes.
Epsa / Celsia E-2014-012940 E-2014-013981 — Subasta de sobre cerrado es una alternativa si los análisis identifican probabilidad de pivotalidad.
— Inadecuado eliminar la prioridad que tiene la energía remanente de plantas GPPS, pues son recursos ya viabilizados y en construcción, por lo que no debería tener sentido que existan proyectos nuevos con menor costo. Mantener el precio del último período asignado.
— Participación de energía remanente plantas GPPS en la asignación administrada, podría generar un incentivo en la restricción de la oferta en la subasta inicial, dado que se reduce el riesgo de perder ingreso.
— No están de acuerdo con que la participación de las plantas existentes sea con la última asignación. La Enficc disponible debe primar para asignación.
Acolgen E-2014-012965 E-2014-012989 — La medida analizada de limitar la participación de las plantas existentes en la subasta con energía de la última asignación administrada realizada carece precisamente del principio de eficiencia económica.
— Aquellos inversionistas que ya tienen proyectos de plantas GPPS se les debe respetar las condiciones de inversión y garantizar la estabilidad regulatoria. Mantener la neutralidad entre los distintos tipos de tecnologías para la asignación de OEF.
Asocodis E-2014-012986 — Los ajustes a las reglas en las subastas GPPS se consideran adecuados y contribuyen a eliminar las ventajas que se estaban presentando para plantas GPPS con asignaciones previas.
Asoenergía: Crystal, Groupe SEB, Corona, Carvajal, Familia, Seatech, Papelsa, Ingredion, Aluminio Emma, Alumina, Sigra, CerroMatoso, Alfagres, Landers, Cementos Tequendama, Peldar, Iberplast, Postobon, Linde, Corpacero, Alpina. E-2014-013018: 012994, 012996,012997,013007, 013008,013009,013013, 013015,013016,013017, 013031,013019,013021, 013022,013024,013027, 013029,013030,013053, 013058,013059,013275 — El mecanismo de sobre cerrado puede ser una mejor alternativa para que los participantes revelen mejor su información privada y la misma se refleje en la oferta de precio. Evaluar la posibilidad de que la asignación se haga a precio discriminatorio con el objetivo de inducir una mejor revelación de la información y por tanto de precios más competitivos.
— Precisar la propuesta sobre la reglas de remuneración de energía remanente de plantas GPPS. Evaluar la posibilidad de asignación de precios discriminatorio.
— Fusión subasta reloj descendente y GPPS, de acuerdo que no se fusionen en la medida que las plantas GPPS sean de gran magnitud con oferta competitiva.
— Participación plantas existentes. No es claro lo que se quiere significar. La asignación se haga anualmente y por costos variables.
Termotasajero E-2014-013046 — La asignación a planta GPPS en procesos de asignación administrada va en contravía de las expectativas razonables en materia de asignación de OEF de las plantas existentes.
Isagen E-2014-013072 — Participación plantas existentes en subasta reloj descendente no es apropiado restringir la oferta disponible de Enficc para efectos de un balance contra la demanda objetivo.
— Energía remanente plantas GPPS. Mantener la prioridad con el precio de la subasta previa y con asignaciones totales disponibles.
— Participación plantas GPPS en asignación administrada. Se considera apropiada.
EPM E-2014-013288 — Participación de plantas GPPS en las asignaciones administradas se reconoce como una medida de eficiencia.
— Las plantas puedan hacer uso de una flexibilidad en el sentido de cumplir sus obligaciones con la entrada en operación de las unidades generadoras necesarias para cumplir la OEF.
— Ajuste subasta plantas GPPS. Es importante que los derechos adquiridos por las GPPS en construcción o existentes se mantengan.
— Participación plantas existentes en la subasta. Pasa por alto que la Enficc puede estar sujeta a variaciones. Puede afectar la eficiencia del mercado al convocar a subasta aun contando con Enficc disponible por parte de plantas existentes.
“Por la cual se establecen subastas adicionales para asignación de obligaciones de energía firme en el cargo por confiabilidad para plantas nuevas”.
La CREG mediante la Circular 89 de 2014 publicó el documento 77 de 2014 “Expansión en generación de energía eléctrica y cargo por confiabilidad” en donde en el numeral 3.2 Asignaciones administradas se realiza un análisis de la regulación vigente aplicable a las asignaciones, considerando el criterio de eficiencia definido por la ley y se hace una propuesta para que las asignaciones se hagan a las plantas que cubran la demanda pero con los precios más competitivos.
En el proceso de consulta se recibieron comentarios de varias personas y agentes los cuales se analizan y responden en el documento CREG 70 de julio 30 de 2015,
ART. 1º—Objetivo. Definir las reglas mediante las cuales la comisión podrá convocar las subastas adicionales del cargo por confiabilidad, para asignación de obligaciones de energía firme a plantas nuevas.
Las reglas que se definen en esta norma son complementarias a las definidas en la Resolución CREG 71 de 2006.
ART. 2º—Definiciones. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta las definiciones establecidas en las leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG.
ART. 3º—Periodicidad. Anualmente la CREG definirá la conveniencia de convocar a subastas adicionales del cargo por confiabilidad.
ART. 4º—Participantes. En las subastas adicionales del cargo por confiabilidad podrán participar agentes que representen plantas y/o unidades de generación que cumplan con las siguientes características:
i) Tipo de plantas. Plantas nuevas que cumplan con la definición de la Resolución CREG 71 de 2006. Dichas plantas podrán optar por el período de vigencia de la obligación que establezca según lo definido en el artículo 5º de la Resolución CREG 71 de 2006;
ii) Costos variables. Las plantas que participen deberán tener costos variables estimados, CVCE, inferiores al 80% del precio de escasez parte combustible. El CND verificará el CVCE de la planta según lo definido en la Resolución CREG 139 de 2011;
iii) Agentes habilitados. Serán aquellos que aporten los documentos definidos en el artículo 20 de la Resolución CREG 71 de 2006 para plantas nuevas. Adicionalmente deberán aportar la licencia ambiental aprobada.
ART. 5º—Características de las subastas adicionales. Las subastas adicionales tendrán las siguientes características:
i) Tipo de subasta. La subasta será de sobre cerrado;
ii) Precio ofertado. El precio ofertado será máximo el precio de cargo por confiabilidad en USD/MWh vigente al momento de la convocatoria de la subasta. El precio ofertado es único para todos los períodos a subastar para los cuales se postule la planta;
iii) Reporte de información. Los agentes representantes de la plantas y/o unidades deberán presentar el reporte de información de las plantas nuevas, según los formatos publicados por la CREG, la declaración de parámetros y la declaración de energía firme;
iv) Períodos a subastar. La CREG en la resolución de convocatoria de la subasta informará los períodos a subastar;
v) Cantidades a subastar. La CREG en la resolución de convocatoria de la subasta informará la cantidad a subastar por cada período;
vi) Procedimiento de asignación. La asignación de las obligaciones de energía firme se hará aplicando el siguiente procedimiento:
a) Se hará para todos los períodos, iniciando con el primer período a subastar, asignando de la planta de menor valor a mayor valor hasta cubrir la cantidad a subastar;
b) Se asigna la Enficc declarada y verificada por el CND de la planta. No se hacen asignaciones parciales;
c) Una planta se puede postular para la asignación de los diferentes períodos a subastar. Si sale asignado en un período no se le considera para los otros períodos;
d) El valor a remunerar a las plantas asignadas corresponderá a la última oferta de la planta asignada en cada período;
vii) Garantías. Se aplicarán las garantías para amparar la participación, la construcción y puesta en operación y la disponibilidad de contratos de combustibles, definidas en la Resolución CREG 61 de 2007.
ART. 6º—Convocatoria de la subasta adicional. Las subastas adicionales serán convocadas por la CREG mediante resolución que contendrá cuando menos la siguiente información:
i) Cronograma del proceso de asignación con las fechas máximas de las diferentes actividades;
ii) Períodos a subastar;
iii) Cantidades a subastar por período.
ART. 7º—Administrador de la subasta adicional. El administrador de la subasta adicional será el ASIC y deberá adelantar las siguientes labores:
i) Informar la fecha y hora de la apertura y cierre de la subasta;
ii) Publicar el precio de cargo por confiabilidad en USD/MWh vigente al momento de la convocatoria;
iii) Adelantar las asignaciones con las reglas definidas en esta norma;
iv) Establecer, operar y mantener el sistema de subasta;
v) Conservar registro histórico, en medios electrónicos, de la totalidad de operaciones realizadas en desarrollo de la subasta;
vi) Reportar a las autoridades competentes las actuaciones irregulares que se presenten en el proceso de subasta, sin perjuicio de las funciones atribuibles al auditor;
vii) Contratar el auditor de la subasta, proceso que debe estar finalizado quince (15) días antes de la fecha programada para la realización de la subasta;
viii) Suspender la subasta cuando sea requerido por el auditor de conformidad con las disposiciones contenidas en el presente reglamento;
ix) Emitir los certificados de asignaciones de obligaciones de energía firme establecidos en la regulación vigente;
x) El administrador de la subasta podrá elaborar los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo las actividades encomendadas, los cuales deberán ser puestos a consideración de la CREG para su aprobación a más tardar 60 días calendario antes de la realización de la subasta.
ART. 7º—Auditor de la subasta adicional. El auditor de la subasta será una persona natural o jurídica con reconocida experiencia en procesos de auditoría, quien tendrá a su cargo las siguientes responsabilidades y deberes:
i) Verificar la correcta aplicación de la regulación vigente para el desarrollo de la Subasta;
ii) Verificar que las comunicaciones entre los agentes participantes y el administrador de la subasta se realicen única y exclusivamente mediante los canales formales de comunicación establecidos por este último;
iii) Verificar que durante la subasta se sigan expresamente los pasos y reglas establecidos en el reglamento;
iv) Solicitar al administrador la suspensión de la subasta cuando considere que no se está dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación vigente;
v) Remitir a la CREG, dentro de los cinco (5) días siguientes a la finalización de la subasta, un informe en el cual se establezca, sin ambigüedades, el cumplimiento o no de la regulación vigente en dicho proceso.
ART. 8º—Vigencia. Esta resolución rige a partir de su publicación en el diario oficial, modifica las disposiciones que le sean contrarias.
“Por la cual se modifican las reglas de la asignación administrada por un esquema de asignación por precios ofertados y se modifica la subasta de obligaciones de energía firme en el cargo por confiabilidad.
La CREG mediante la Circular 89 de 2014 publicó el documento 77 de 2014 “Expansión en generación de energía eléctrica y cargo por confiabilidad”, en donde en el numeral 3.2 Asignaciones administradas realiza un análisis de las asignaciones considerando el criterio de eficiencia definido por la ley y hace una propuesta para que las asignaciones se hagan a las plantas que cubran la demanda pero con los precios más competitivos.
Durante el plazo establecido se recibieron comentarios sobre las asignaciones administradas de las siguientes personas y agentes: SCL Energía Activa S.A., radicados E-2014-012299 y E-2014-012953, Andesco, radicado E-2014-012910, Gecelca ESP, radicado E-2014-012937, Emgesa ESP, radicado E-2014-012939, EPSA ESP, radicado E-2014-012940, Celsia ESP, radicado E-2014-012981, Acolgen, radicado E-2014-012989, Asocodis, radicado E-2014-012986, Asoenergía, radicado E-2014-0136018, Crystal, radicado E-2014-012994, Groupe SEB, radicado E-2014-012996, Corona, radicado E-2014-012997, Carvajal, radicado E-2014-013007, Familia, radicado E-2014-013008, Familia, radicado E-2014-013009, Seatech, radicado E-2014-013013, Papelsa, radicado E-2014-013015, Ingredion, radicado E-2014-013016, Aluminio Emma, radicado E-2014-013017, Alumina, radicado E-2014-013031, Sigra, radicado E-2014-013019, Cerromatoso, radicado E-2014-013021, Alfagres, radicado E-2014-013022, Landers, radicado E-2014-013024, Cementos Tequendama, radicado E-2014-013027, Peldar, radicado E-2014-013029, Iberplast, radicado E-2014-013030, Postobón, radicado E-2014-013053, Linde, radicado E-2014-013058, Corpacero, radicado E-2014-013059, Alpina, radicado E-2014-013275, Termobarranquilla ESP, radicado E-2014-013025, Termotasajero ESP, radicado E-2014-013046, Termoemcali ESP, radicado E-2014-013050, Isagén ESP, radicado E-2014-013072, Consejo Nacional de Operación, radicado E-2014-013106, Unidad de Planeación Minero-Energética, radicado E-2014- 013286, y EPM ESP, radicado E-2014-013288.
Los comentarios y sugerencias que se analizan y responden en el documento CREG 70 del 30 de julio de 2015,
ART. 1º—Modifíquese el artículo 25 de la Resolución CREG 71 de 2006. El artículo 25 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
“ART. 25.—Reglas para la asignación de obligaciones de energía firme para los casos en los cuales no se requiere la realización de una subasta. Para los años que la CREG determine que no se requiere la realización de una subasta, las obligaciones de energía firme serán asignadas por el ASIC a cada uno de los generadores existentes con el siguiente procedimiento:
a) La demanda a cubrir será la demanda objetivo descontando las obligaciones de energía firme asignadas anteriormente y vigentes en el período a asignar y las Enficc de las plantas no despachadas centralmente. Para tal efecto se utilizará la declaración de Enficc más reciente hecha por cada agente generador;
b) Se asigna la demanda a cubrir a prorrata entre las plantas y/o unidades de generación que tengan precios de oferta promedio menor o igual al precio de escasez promedio;
c) La demanda a cubrir que falte por asignar, una vez aplicado el paso b, se asigna a prorrata entre las plantas y/o unidades de generación que tengan precios de oferta promedio superior al precio de escasez promedio;
d) Los valores promedio señalados en los literales b. y c. serán la media aritmética calculada con la información histórica de los doce (12) meses calendario anteriores al momento de hacer la asignación;
e) Cuando una o varias plantas y/o unidades a considerar en el paso c., remita comunicación a la CREG, con copia al ASIC, firmada por el representante legal en donde declara los parámetros para operar con un nuevo combustible, que cumpla que el CVCE no supera el precio de escasez parte combustible, y haga la declaración de Enficc con dicho combustible. El CND verificará la Enficc y CVCE de la planta según lo definido en la Resolución CREG 71 de 2006 y la Resolución CREG 139 de 2011, respectivamente. En caso de cumplir que la CVCE no supera el precio de escasez parte combustible, se incluye la planta en el paso b. con la Enficc verificada para el nuevo combustible. En caso contrario no se incluye en el paso b;
f) Si faltando dos (2) meses para el inicio del período de vigencia de las obligaciones y la planta y/o unidad no remite a la CREG, con copia al ASIC, el informe del auditor que certifique que la planta y/o unidad cuenta con los contratos de combustible e infraestructura necesaria para operar con el nuevo combustible, el ASIC ajustará la asignación aplicando los literales a), b), c) y d) incluyendo la planta en el paso c;
g) La contratación del auditor para verificar los parámetros, la Enficc y la infraestructura estará a cargo del agente, quien deberá definir los términos de referencia observando lo dispuesto en el numeral 6.1 del anexo 6 de la Resolución CREG 71 de 2006. El auditor deberá verificar los parámetros y la Enficc aplicando los criterios y demás reglas definidas en la Resolución CREG 71 de 2006 y la Resolución CREG 106 de 2011, según aplique;
h) Las plantas y/o unidades que cumplan los requisitos señalados en los literales anteriores para la operación con el nuevo combustible deberán entregar los contratos de combustible y transporte, según aplique, a la CREG con por lo menos un (1) mes de anticipación al inicio del período de vigencia de la obligación asignada. Adicionalmente, deberá entregar la licencia ambiental o el documento que defina la autoridad ambiental en la cual se apruebe la operación con el nuevo combustible”.
ART. 2º—Condiciones para cambio de combustible. Las plantas y/o unidades existentes que hayan tenido asignaciones de obligaciones de energía firme aplicando el procedimiento señalado en el artículo 1º de la presente resolución podrán aplicar el procedimiento de cambio de combustible del artículo 12 de la Resolución CREG 85 de 2007 considerando lo siguiente:
a) Si es una de las plantas y/o unidades de generación con precios de oferta promedio menor o igual al precio de escasez promedio, podrá hacer cambio de combustible por uno nuevo cuyo CVCE no supera el precio de escasez parte combustible para lo cual se aplicará el procedimiento definido en el artículo 3º de la Resolución CREG 139 de 2011;
b) Si es una de las plantas y/o unidades de generación con precios de oferta promedio mayor al precio de escasez promedio, la aplicación del procedimiento de cambio de combustible se puede dar según la Resolución CREG 85 de 2007.
ART. 3º—Condiciones para la cesión de OEF. Las plantas y/o unidades existentes que hayan tenido asignaciones de obligaciones de energía firme aplicando el procedimiento señalado en el artículo 1º de la presente resolución podrán aplicar el procedimiento de cesión de OEF definidos en la Resolución CREG 71 de 2006 y la Resolución CREG 114 de 2014 considerando lo siguiente:
a) Plantas y/o unidades de generación con precios de oferta promedio menor o igual al precio de escasez promedio, podrá ceder las OEF asignadas a una planta cuyo CVCE no supere el precio de escasez parte combustible para lo cual se aplicará el procedimiento definido en el artículo 3º de la Resolución CREG 139 de 2011;
b) Plantas y/o unidades de generación con precios de oferta promedio mayor al precio de escasez promedio, la aplicación del procedimiento de cesión de OEF se puede dar según las resoluciones CREG 71 de 2006 y CREG 114 de 2014.
ART. 4º—Modifíquese el numeral 2.3 del anexo 2 de la Resolución CREG 71 de 2006. El numeral 2.3 del anexo 2 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
La asignación de obligaciones de energía firme se llevará a cabo mediante una subasta de sobre cerrado de acuerdo con lo establecido en el reglamento de la subasta contenido en el anexo 10 de esta resolución”.
ART. 5º—Adiciónese el numeral 1.1.3 al anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. El numeral 1.1.3 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
“1.1.3. Declaración de interés y parámetros de plantas GPPS con asignaciones previas a la subasta.
Las plantas GPPS con asignaciones previas a la subasta y que tenga Enficc no asignada podrán declarar el interés y parámetros según los procedimientos señalados en los numeral 1.1.1 y 1.1.2 del presente anexo”.
ART. 6º—Adiciónese el numeral 1.2.4 al anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. El numeral 1.2.4 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
“1.2.4. Retiros temporales y confirmación de la Enficc de plantas GPPS con asignaciones previas a la subasta.
Las plantas GPPS con asignaciones previas a la subasta y que tengan Enficc no asignada podrán declarar retiros temporales y confirmar la Enficc que pondrá para la subasta, no puede ser mayor que diferencia entre la Enficc y Enficc asignadas, siguiendo los procedimientos señalados en los numerales 1.2.1 y 1.2.3 del presente anexo”.
ART. 7º—Modifíquese el numeral 2.6.1 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. El numeral 2.6.1 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
“2.6.1. Suspensión total de la operación del sistema de subasta:
a) Una vez restablecida la operación del sistema de subasta, si a criterio del administrador existe tiempo suficiente para realizar nuevamente la oferta el administrador procederá a informarlo a los agentes participantes. Antes de iniciar nuevamente las ofertas el sistema deberá eliminar la totalidad de las ofertas realizadas durante el período en el cual se presentó la suspensión;
b) Una vez restablecida la operación del sistema de subasta, si a criterio del administrador no existe tiempo suficiente para realizar nuevamente ofertas, el administrador procederá a informarlo a los agentes participantes, y la operación del sistema se suspenderá hasta el día hábil siguiente. Antes de iniciar la subasta el sistema deberá eliminar la totalidad de las ofertas realizadas durante el período en el cual se presentó la suspensión”.
ART. 8º—Modifíquese el numeral 3.1 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. El numeral 3.1 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
“3.1. Hora de apertura y de cierre de la subasta.
La subasta para la asignación de obligaciones de energía firme tendrá una duración igual al período de tiempo comprendido entre la fecha y hora de apertura y la fecha y hora de cierre, las cuales serán establecidas a criterio del administrador. Para todos los efectos se considerará la hora colombiana”.
ART. 9º—Modifíquese el numeral 3.3 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. El numeral 3.3 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
“3.3. Oferta de Enficc y precio máximo de la subasta.
El precio piso de la subasta, será igual a cero punto cinco (0.5) veces el valor establecido en la regulación vigente para el costo del entrante”.
ART. 10.—Modifíquese el numeral 3.5 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. El numeral 3.5 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
“3.5. Función de oferta.
Cada uno de los oferentes deberá enviar una función de oferta de Enficc que relacione precio y cantidad de energía firme que están dispuestos a comprometer por cada planta o unidad de generación que respaldará la obligación de energía firme.
El precio por bloque de energía firme ofertado deberá estar expresado en dólares de los Estados Unidos de Norte América por MWh, con una cifra decimal”.
ART. 11.—Modifíquense los numerales 3.6 y 3.6.1 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. Los numerales 3.6 y 3.6.1 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedarán así:
“3.6. Ofertas de energía firme respaldadas con plantas o unidades de generación existentes, existentes con obra, especiales y plantas GPPS con asignaciones previas.
Para las ofertas de energía firme de las plantas o unidades de generación especiales, existentes con obra, existentes y plantas GPPS, se aplicará lo siguiente:”
“3.6.1. Agentes con plantas o unidades de generación existentes con obras y especiales que iniciaron sus obras antes de la subasta, existentes y plantas GPPS con asignaciones previas:
Las ofertas de energía firme que sean respaldadas con plantas o unidades de generación existentes con obra y especiales que iniciaron sus obras antes de la subasta y existentes, deberán ser iguales a la Enficc declarada para la planta o unidad de generación que la respalda. Se utilizará la función de oferta presentada en la comunicación de retiro temporal para precios inferiores al establecido para retiros temporales.
Las ofertas de energía que sean respaldadas con plantas GPPS con asignaciones previas, deberán ser iguales a la Enficc no comprometida para la planta o unidad de generación. Se utilizará la función de oferta presentada en la comunicación de retiro temporal para precios inferiores al establecido para retiros temporales”.
ART. 12.—Modifíquese el numeral 3.7 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. El numeral 3.7 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
“3.7. Inadmisión y corrección de ofertas.
Cuando un agente habilitado para participar en la subasta de obligaciones de energía firme envíe al sistema una función de oferta que no cumpla con las condiciones establecidas en el reglamento, esta será inadmitida automáticamente por el sistema. Dicha situación deberá ser informada inmediatamente al agente respectivo con el fin de que realice las correcciones necesarias. Para los casos en los cuales el agente no envíe una función de oferta o no corrige la inadmitida, se retira la Enficc representada por el agente”.
“vd: Variación de la demanda. El administrador de la subasta deberá definir el valor entre 0 y 0.015 para lo cual definirá una escala con incrementos de 0.001 y seleccionará de forma aleatoria el valor”.
ART. 14.—Modifíquese el numeral 3.11 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. El numeral 3.11 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
“3.11. Tipo de subasta y reglas para llevarla a cabo.
a) El precio máximo de la subasta será igual al valor establecido en el numeral 3.3 de este reglamento;
b) Durante la subasta cada uno de los participantes deberá enviar al administrador de la subasta una función de oferta definida entre el precio máximo de la subasta y el precio piso de la subasta. Se tomará como función de oferta la última registrada en el sistema dentro del período de duración de la subasta;
c) Con la función de oferta agregada y la función de demanda se procederá a la determinación del precio de cierre de la subasta”.
ART. 15.—Modifíquese el numeral 3.13 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. El numeral 3.13 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
Si al inicio de la subasta la oferta de Enficc, incluyendo la oferta de las plantas o unidades que informaron su retiro temporal según lo establece la regulación, no es suficiente para atender la demanda objetivo, con los descuentos realizados por el ASIC según la regulación, se calificará la subasta como de oferta insuficiente y se procederá a la finalización de la misma de conformidad con las disposiciones contenidas en la presente resolución.
En este caso el precio del cargo por confiabilidad asociado a las obligaciones de energía firme asignadas y respaldadas con plantas o unidades de generación existentes, existentes con obras, especiales o plantas GPPS con asignaciones previas, de que trata el numeral 3.6.1 de este reglamento, será igual al valor resultante de incrementar el CE en un diez por ciento. Las obligaciones de energía firme asignadas y respaldadas con plantas o unidades de generación nuevas o con plantas o unidades de las que trata el numeral 3.6.2 de este Reglamento serán remuneradas al precio máximo de la subasta”.
i) de las plantas o unidades de que trata el numeral 3.6.1 de este reglamento;
ii) de las plantas o unidades existentes de que trata el numeral 3.6.2 de este reglamento, sin considerar la Enficc adicional por obras o repotenciación, y
iii) de las plantas no despachadas centralmente; menos la Enficc de las plantas o unidades con la condición de retiro temporal, es menor a M1 con los descuentos realizados por el ASIC según la regulación vigente; y
En los casos en los cuales una subasta sea calificada como de participación insuficiente el precio del cargo por confiabilidad asociado a las obligaciones de energía firme respaldadas con plantas o unidades de generación existentes, existentes con obras, especiales y plantas GPPS con asignaciones previas, de que trata el numeral 3.6.1 de este reglamento, será el valor mínimo entre el resultante de incrementar el CE en un diez por ciento y el precio de cierre de la subasta. Las obligaciones de energía firme asignadas y respaldadas con plantas o unidades de generación nuevas o con plantas o unidades de que trata el numeral 3.6.2 de este reglamento serán remuneradas al precio de cierre de la subasta”.
ART. 16.—Modifíquese el literal i del numeral 3.15.2 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. El literal i) del numeral 3.15.2 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
“i) En el proceso de subasta, solo será considerada la mayor Enficc a cada precio de cada proyecto excluyente obtenida a partir de la función de oferta declarada por cada desarrollador en la subasta”.
ART. 17.—Adiciónese un inciso al literal g) del numeral 1º del anexo 11 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 7º de la Resolución CREG 101 de 2007. El literal g) del numeral 1º del anexo 11 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
“g) El ASIC realizará la asignación de obligaciones de energía firme para generadores que las respaldan con GPPS en un proceso iterativo que inicia con las GPPS que ya tienen obligaciones de energía firme asignadas (AGPPS), aplicando lo establecido en los numerales 2º y 3º de este anexo y teniendo en cuenta la siguiente notación.
AGPPS(k,q,m): Es la asignación a la planta generadora k en el año t-q con inicio del periodo de vigencia de la OEF en el año m, para m entre t + p + i y t + 10
k : Nombre de la planta
i : Variable que tomará un valor entre 1 y 10 - p
p: Período de planeación para la subasta en el año t
A partir de la entrada en vigencia de la Resolución CREG XX de 2015, las plantas GPPS serán del grupo q=0 para todas las asignaciones, con excepción de las plantas GPPS con asignaciones previas a la entrada en vigencia de la resolución mencionada, a quienes se les aplicará el grupo q definido con la metodología señalada en la descripción de la variable q”.
ART. 18.—Derogatorias. Deróguense las siguientes disposiciones del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007:
a) Subnumeral 7º del numeral 2.1;
b) Numeral 2.3;
c) Subnumeral 7º del numeral 2.5;
d) Numeral 3.4;
e) Numeral 3.9;
f) Numeral 3.10.
ART. 19.—Vigencia. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial, modifica las disposiciones que le sean contrarias.
“Por la cual se modifican las reglas de la asignación administrada por un esquema de subastas anuales y se modifica la subasta de obligaciones de energía firme en el cargo por confiabilidad”.
Dentro del plazo definido en la circular se recibieron comentarios sobre las asignaciones administradas y por subastas de los siguientes agentes y personas: SCL Energía Activa S.A., radicados E-2014-012299 y E-2014-012953, Andesco, radicado E-2014-012910, Gecelca ESP, radicado E-2014-012937, Emgesa ESP, radicado E-2014-012939, EPSA ESP, radicado E-2014-012940, Celsia ESP, radicado E-2014-012981, Acolgen, radicado E-2014-012989, Asocodis, radicado E-2014-012986, Asoenergía, radicado E-2014-0136018, Crystal, radicado E-2014-012994, Groupe SEB, radicado E-2014-012996, Corona, radicado E-2014-012997, Carvajal, radicado E-2014-013007, Familia, radicado E-2014-013008, Familia, radicado E-2014-013009, Seatech, radicado E-2014-013013, Papelsa, radicado E-2014-013015, Ingredion, radicado E-2014-013016, Aluminio Emma, radicado E-2014-013017, Alumina, radicado E-2014-013031, Sigra, radicado E-2014-013019, Cerromatoso, radicado E-2014-013021, Alfagres, radicado E-2014-013022, Landers, radicado E-2014-013024, Cementos Tequendama, radicado E-2014-013027, Peldar, radicado E-2014-013029, Iberplast, radicado E-2014-013030, Postobón, radicado E-2014-013053, Linde, radicado E-2014-013058, Corpacero, radicado E-2014-013059, Alpina, radicado E-2014-013275, Termobarranquilla ESP, radicado E-2014-013025, Termotasajero ESP, radicado E-2014-013046, Termoemcali ESP, radicado E-2014- 013050, Isagen ESP, radicado E-2014-013072, Consejo Nacional de Operación, radicado E-2014-013106, Unidad de Planeación Minero-Energética, radicado E-2014-013286, y EPM ESP, radicado E-2014-013288.
El profesor Peter Cramton adelantó en el mes junio de 2015 la consultoría “Colombia Firm Energy Auction: Descending Clock or Sealed-Bid?” para la CREG en donde recomienda migrar a una subasta de sobre cerrado y propone que la subasta tenga una frecuencia anual.
Los comentarios y sugerencias que se recibieron fueron analizados y respondidos en el documento CREG 70 del 30 de julio de 2015,
ART. 1º—Modifíquese el artículo 18 de la Resolución CREG 71 de 2006. El artículo 18 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
“ART. 18.—Oportunidad para llevar a cabo la subasta. La CREG fijará, mediante resolución, la oportunidad en que el ASIC debe llevar a cabo la Subasta; así como el cronograma de las actividades que deben ejecutarse durante los períodos de precalificación y de planeación de la subasta, o las fechas máximas de ejecución de las actividades asociadas al mecanismo de asignación.
ART. 2º—Modifíquese el artículo 25 de la Resolución CREG 71 de 2006. El artículo 25 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
“ART. 25.—Reglas para la asignación de obligaciones de energía firme. La asignación de obligaciones de energía firme se hará por el mecanismo de subasta que se convocarán anualmente por la CREG”.
ART. 3º—Modifíquese el numeral 2.3 del anexo 2 de la Resolución CREG 71 de 2006. El numeral 2.3 del anexo 2 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
ART. 4º—Adiciónese el numeral 1.1.3 al anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. El numeral 1.1.3 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
Las plantas GPPS con asignaciones previas a la subasta y que tenga Enficc no asignada podrán declarar el interés y parámetros según los procedimientos señalados en los numerales 1.1.1 y 1.1.2 del presente anexo”.
ART. 5º—Adiciónese el numeral 1.2.4 al anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. El numeral 1.2.4 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
ART. 6º—Modifíquese el numeral 2.6.1 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. El numeral 2.6.1 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
ART. 7º—Modifíquese el numeral 3.1 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. El numeral 3.1 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
ART. 8º—Modifíquese el numeral 3.3 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. El numeral 3.3 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
ART. 9º—Modifíquese el numeral 3.5 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. El numeral 3.5 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
ART. 10.—Modifíquense los numerales 3.6 y 3.6.1 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. Los numerales 3.6 y 3.6.1 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedarán así:
ART. 11.—Modifíquese el numeral 3.7 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. El numeral 3.7 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
ART. 13.—Modifíquese el numeral 3.11 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. El numeral 3.11 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
ART. 14.—Modifíquese el numeral 3.13 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. El numeral 3.13 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
iii) de las plantas no despachadas centralmente;
menos la Enficc de las plantas o unidades con la condición de retiro temporal, es menor a M1 con los descuentos realizados por el ASIC según la regulación vigente; y
ART. 15.—Modifíquese el literal i) del numeral 3.15.2 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007. El literal i) del numeral 3.15.2 del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
ART. 16.—Adiciónese un inciso final al literal g) del numeral 1º del anexo 11 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 7º de la Resolución CREG 101 de 2007. El literal g) del numeral 1º del anexo 11 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
k: Nombre de la planta
i: Variable que tomará un valor entre 1 y 10 - p
A partir de la entrada en vigencia de la Resolución CREG-XX de 2015, las plantas GPPS serán del grupo q=0 para todas las asignaciones, con excepción de las plantas GPPS con asignaciones previas a la entrada en vigencia de la anterior resolución a quienes se les aplicará el grupo q definido con la metodología señalada en la descripción de la variable q”.
ART. 17.—Derogatorias. Deróguense las siguientes disposiciones del anexo 10 de la Resolución CREG 71 de 2006, adoptado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG 102 de 2007:
i) Subnumeral 7º del numeral 2.1;
ii) Numeral 2.3;
iii) Subnumeral 7º del numeral 2.5;
iv) Numeral 3.4;
v) Numeral 3.9;
vi) Numeral 3.10.
ART. 18.—Vigencia. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial, modifica las disposiciones que le sean contrarias.