CONCEPTO 2260 DE 2020

(mayo 21)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Su comunicación ANDEG-040-2020

Radicado CREG E-2020-003486

Expediente 2019-0038

Respetado señor XXXXXX:

Hacemos referencia a la comunicación del asunto, en la cual plantea una serie de inquietudes en relación con el contenido de la Resolución CREG 044 de 2000.

Al respecto debemos señalar que, de acuerdo con lo dispuesto por la Ley 142 de 1994, aparte de las funciones generales que toda Comisión de Regulación tiene, a la CREG le fue asignada la regulación económica de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible. Adicionalmente, la Ley 143 de 1994 le asignó a la CREG de manera específica funciones de carácter regulatorio en lo concerniente a la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica.

Por tal razón, es importante precisar que, en desarrollo de la función consultiva, la CREG no resuelve casos particulares o concretos, y en tal virtud, tanto las preguntas como las respuestas deben darse o entenderse en forma genérica, de tal manera que puedan predicarse de cualquier asunto en circunstancias similares.

Ahora bien, en relación con el tema de su interés y los interrogantes planteados, nos permitimos precisar lo siguiente:

“ANDEG considera crucial para la adecuada implementación de este instrumento regulatorio que se resuelvan las siguientes preguntas:

i. ¿Qué TRM deberá usar el agente generador para reportar las componentes CSC y CTC al día siguiente de la operación, teniendo en cuenta que valor exacto con el cual se liquidan los contratos no se conoce con anterioridad?

Respuesta:

Para el reporte de información, el agente debe hacer su mejor estimación de los costos en pesos de las variables CSC y CTC, teniendo en cuenta la forma en que se facture el suministro y transporte que haya contratado.

ii. ¿Cuál es el alcance de las nuevas definiciones que el regulador introduce como “contrato principal” y “contrato de ocasión”? ¿Un contrato firme de largo plazo que no respalda OEFs se puede considerar un contrato de principal? Lo anterior, dado que en las normas vigentes sobre contratos de gas natural no se encuentra la definición de este tipo de contratos, y mucho menos en el caso de otros combustibles como el carbón, gnl y los combustibles líquidos.

Respuesta:

En el contenido de la Resolución CREG 044 de 2020, se establece la forma en que se interpreta las denominaciones de contrato principal y de ocasión.

El contrato principal para las plantas que tienen OEF asignadas son los contratos que se tienen declarados para respaldar dicha obligación. Para el caso de una planta que no tiene OEF asignada, se considera como contrato principal aquel que se negoció y se registró con varios días de anterioridad a su consumo. Contratos de ocasión son aquellos que no se hayan negociado con anterioridad y son registrados en fechas cercanas a su consumo, como es el caso del mercado secundario.

iii. Respecto a la resta del Precio de Arranque-Parada al Precio de Oferta que el regulador introduce en la formulación establecida en el numeral 5 del Artículo 9, se pregunta: ¿es un error tipográfico o se debería entender que en adelante el Precio de Oferta de la generación térmica debe incluir el Precio de Arranque-Parada? Si es un error tipográfico, consideramos que este solo ajuste implica una modificación de la Resolución 044, si no lo es, observamos que se debe aclarar el contenido de la modificación planteada respecto a la normativa vigente.

Respuesta:

La resta del Precio de Arranque-Parada indicada correspondió a un error tipográfico, que fue corregido con la Resolución CREG 063 de 2020.

iv. ¿Bajo qué aproximación se deberá reportar su CSC el día después de la operación el agente que utilice combustibles almacenables como el carbón, gnl y los combustibles líquidos, teniendo en cuenta que la metodología de la Resolución define el CSC como el promedio ponderado por cantidades de combustible recibidos durante el mes que se liquida? ¿Tuvo en cuenta la Comisión la falta de proporción que esta definición implica frente al esquema de oferta diaria bajo el cual opera el Mercado de Energía Mayorista dadas las condiciones de operación? ¿Consideró la Comisión los costos de los inventarios en los asientos contables de las empresas?

Respuesta:

Sobre la forma de considerar los inventarios en la declaración de la variable CSC, la Comisión hizo la aclaración en la Circular CREG 037 de 2020, la cual se puede consultar en nuestra página web (www.creg.gov.co).

v. Por su parte, ¿Cómo se incorporan los costos financieros de inventario, dadas las condiciones y características de los combustibles con los que se genera? En especial, en lo relacionado con combustibles almacenables como el carbón mineral y los combustibles líquidos.

Respuesta:

Ver respuesta dada al punto iv.

Por otra parte, se debe tener en cuenta que las plantas de generación en el sector eléctrico colombiano, los agentes generadores tienen la posibilidad de tener un portafolio de ventas en diferentes mercados: i) Cargo por Confiabilidad, en donde a través de un mecanismo de mercado se define el valor, y el agente se compromete a contar en todo momento con los combustibles para respaldar las obligaciones que se le asignaron, situación en la que se encuentran las diferentes plantas del sistema, ii) bolsa de energía, en donde el agente en sus ofertas internaliza todos sus costos en que incurre, iii) contratos bilaterales, en donde el agente define los precios a los cuales vende la energía, y iv) generación de seguridad fuera de mérito, en donde se remunera a costos de producción.

Por tanto, el contrato de combustible de una planta térmica se realiza para estar disponible para los mercados en que participa dicha planta, siendo que el portafolio de ventas más restrictivo para plantas térmicas es: el cargo por confiabilidad y generación de seguridad, o el de solo cargo por confiabilidad.

vi. ¿Cómo consideró la Comisión, que los contratos en el mercado de gas son físicos, y no necesariamente su consumo obedece al orden de precio indicado en la norma? ¿Es correcto entender de la normativa, que los generadores térmicos con contratos firmes paguen a sus proveedores el gas natural efectivamente consumido? ¿Esta modificación normativa aplica para ajustar los contratos con cláusulas de cambio regulatorio? ¿Cómo evaluó la CREG el equilibrio financiero para los generadores establecido en la Ley, el impacto de los cambios propuestos?

Respuesta:

Ver respuesta al punto iv.

Adicionalmente, no se observa que la resolución CREG 044 de 2020 proponga algún cambio en la forma de contratación de gas, incluyendo los pagos asociados. Tampoco hace modificación alguna a la forma en que se remunera la Generación de Seguridad fuera de mérito, definida en la Resolución CREG 034 de 2001. Lo que cambia en esta norma es la fecha en que declaran los costos de suministro y transporte de combustible para las plantas térmicas, y precisa los criterios que deben aplicar los generadores térmicos al momento de declarar los costos en que incurren para cubrir dichas generaciones de seguridad, incluyendo un incentivo adicional para que los generadores para los contratos adicionales a los que respaldan las obligaciones de Cargo por Confiabilidad.

vii. La definición del CTC en COP/MWh, ¿es un error tipográfico? O ¿qué metodología se debe aplicar para dicha conversión? Si es un error tipográfico, consideramos que este solo ajuste implica una modificación de la Resolución 044 de 2020.

Respuesta:

La unidad utilizada para expresar los costos unitarios de transporte señalada correspondió a un error tipográfico, que fue corregido con la Resolución CREG 063 de 2020.

viii. ¿Cómo debe reportar los costos cuando un agente genere por mérito algunas horas del día y en otras por fuera de mérito?

Respuesta:

De acuerdo con la norma, se deben reportar los costos CSC y CTC para que el ASIC haga la liquidación del precio de reconciliación positiva de la generación fuera de mérito, tal como se hace hoy en día, pero en fecha diferente.

ix. Teniendo en cuenta que el numeral 1.2 establece que la facturación de la Reconciliación Positiva se realizará de acuerdo a la factura real pagada por el agente generador en los conceptos de CSC y CTC, consideramos importante que se haga aclaración de como liquidará el ASIC el incremento del 50% en el CSC y CTC cuando el agente utilice contratos de ocasión por un valor con respecto al contrato principal. ¿El 50% se toma con respecto al valor finalmente facturado por el comercializador/transportador vs el contrato principal?

Respuesta:

La prima del 50% por contratos de ocasión con menores costos que el contrato principal la aplicará el agente generador al momento de determinar los valores de CSC y CTC que declarará al ASIC. Por tanto, no es el ASIC el responsable de liquidar dicho valor, ni de calcular las variables CSC y CTC. Esto último se estableció en la resolución CREG 044 de 2020, atendiendo varios comentarios de los mismos agentes generadores térmicos frente a la propuesta planteada originalmente en la resolución CREG 034 de 2019.

Adicionalmente, lo que dice la norma es que, al precio del contrato de ocasión, se le incrementará el 50% de la diferencia entre el precio del contrato principal y precio del contrato de ocasión. En ningún caso, el precio del contrato de ocasión más el incremento podrá ser superior al precio del contrato principal.

x. Si bien del Documento soporte de la Resolución se observa que se consideró la actualización por IPC de los costos de operación y mantenimiento, no debería el Regulador tener en cuenta la tendencia al alza de estos costos durante los últimos años y la abundante evidencia respecto al alto impacto que la operación por generación de seguridad tiene sobre los costos de una planta térmica?

Respuesta:

El tema de los costos de operación y mantenimiento no fue parte del alcance de la consulta, dado que no se hizo cambio alguno en estos valores, salvo la actualización con el IPC, que corresponde a la metodología prevista en la resolución CREG 034 de 2001 para estos valores, y de esta forma se incluyó en la resolución CREG 044 de 2020.

Ahora bien, en caso de que dispongan de estudios y análisis que soporten la revisión de dicho componente, es útil para la Comisión conocerlos, para tenerlos en cuenta cuando se evalúe la conveniencia o no de modificar la componente de costos de operación y mantenimiento definida en la resolución CREG 034 de 2001.

xi. ¿Se consideró al estructurar la programación de pruebas, los casos en donde las plantas térmicas deben agotar trámites ante las autoridades ambientales? ¿Este tipo de pruebas están sujetas de autorización por parte de XM?

xii. ¿Si una prueba resulta fallida y, en consecuencia, es necesario que la planta y/o unidad efectúe pruebas posteriores, dichas pruebas deberán ser programadas para la semana siguiente? Si la respuesta es afirmativa, ¿se analizaron las implicaciones en la confiabilidad y disponibilidad que esta medida tiene sobre las plantas de generación y sus aspectos técnicos? Adicionalmente, teniendo en cuenta que, eventualmente se requiere personal técnico internacional para la realización de pruebas, al tener que programar dichas pruebas la semana siguiente se incurren en costos “stand by” de este personal en Colombia.

Respuesta:

El reporte de la programación de las pruebas, es concordante con los plazos definidos en la Resolución CREG 065 de 2000 “Por la cual se adicionan y/o modifican las disposiciones contenidas en el Código de Redes (Resolución CREG-025 de 1995 y demás normas que la modifican), relacionadas con los mantenimientos de equipos del Sistema Interconectado Nacional”, dentro de los cuales, las prácticas que manejan las diferentes empresas les ha permitido planear apropiadamente el proceso de mantenimiento, de tal forma que se cumple los requerimientos y permisos, sin inconvenientes. Lo anterior, además va a permitir la coordinación de la salida de equipos del SIN y generaciones en prueba, lo que redundará en una operación más económica y segura para el sistema.

xiii. ¿La Comisión consultó con el CNO Eléctrico, entidad cuya función legal es acordar los aspectos técnicos que garanticen la operación segura y confiable del SIN, la aplicación de normas como las expedidas en la Resolución CREG 044 de 2020?

Respuesta:

Al respecto, debemos precisar que el CNO remitió comentarios el proyecto de Resolución CREG 034 de 2019, en donde se hizo la propuesta del ajuste a la generación en pruebas. Adicionalmente, es importante tener en cuenta que el CNO, mediante comunicación con radicado E-2010-006996, solicitó a la CREG las pruebas por unidad de generación, por los beneficios que se podrían tener para la operación del sistema, petición que fue considerada como uno de los motivantes del cambio regulatorio para la consideración de la generación en pruebas.

xiv. ¿Si una planta debe hacer pruebas como parte de un mantenimiento con cronogramas flexibles, debe programar las pruebas con una semana de anticipación? ¿Se tuvo en cuenta los costos adicionales que esta medida genera en cuanto a la disponibilidad de personal de mantenimiento?

Respuesta:

El esquema de programación de pruebas semanal es el mismo que se viene utilizando con el mantenimiento de equipos del SIN, lo que permite una programación coordinada de las pruebas de los activos de generación, y el mantenimiento de los equipos del SIN. Los costos adicionales en que incurra un agente dependerán de las prácticas que aplique la empresa en la planeación de las pruebas.

xv. ¿Qué consideraciones tiene el regulador frente a la incompatibilidad que se presenta entre la programación de pruebas por unidad de generación y el despacho por planta?

Respuesta:

No consideramos que exista alguna incompatibilidad, pues la situación se refleja en la declaración de disponibilidad comercial de la planta. Además, la norma contempla que se pueden hacer pruebas para recuperar disponibilidad, las cuales se programan en el momento en que se hace la declaración para el despacho económico.

xvi. Teniendo en cuenta que la presentación tanto de la configuración como de la oferta diaria es una para todo el día: ¿Cómo puede un agente gestionar su disponibilidad y su configuración frente a una prueba que sólo abarca unas horas del día?

Respuesta:

En la programación de las pruebas el agente tiene que prever las horas que duran dichas pruebas, identificando la capacidad que compromete la prueba, y la capacidad que quedará disponible para ofertar en el sistema. Es importante mencionar que la declaración de disponibilidad de las plantas se realiza para cada una de las 24 horas, a diferencia de los precios de oferta, que es único para las 24 horas del día.

xvii. Considerando que los agentes deben presentar las facturas reales pagadas ante el ASIC, ¿Por qué es necesario incluir una nueva auditoría para el proceso si el Artículo 9 de la Resolución plantea un ajuste a la Reconciliación Positiva considerando las facturas reales pagadas? ¿No es ésta una función de supervisión de la Superintendencia de Servicios Públicos?

Respuesta:

En el nuevo esquema de declaración de los costos CSC y CTC, los agentes tienen que hacer una serie de cálculos soportados en los contratos y las facturas. Dado que dichos costos van a los pagos que hacen los usuarios por restricciones, la Comisión consideró necesario hacer una verificación de dichos cálculos a través de una auditoría. Los informes del auditor constituyen insumos de relevancia para la Superintendencia de Servicios Públicos en sus labores de inspección, vigilancia y control.

xviii. ¿Cuál es el balance del Regulador respecto a las auditorías que se han venido desarrollando en el marco de la Resolución CREG 89 de 2018?

Respuesta:

El objetivo de los informes de auditoría en el marco de la Resolución CREG 089 de 2018, en la que se revisan los costos declarados para la determinación de precio marginal de escasez definido en la Resolución CREG 140 de 2017, es poder contar con información del cumplimiento de las reglas para: i) evaluar posibles ajustes a la regulación y ii) generar información para las actividades de vigilancia y control que adelanta la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD). En ese sentido, encontramos que esta situación permite disponer de información necesaria para la toma de decisiones por parte de las entidades de regulación y vigilancia y control.

xix. Frente al esquema previsto por la CREG, de auditar cada proceso y remunerar sólo costos variables directos, tal como se señala en la Resolución CREG 044 de 2020: ¿cómo puede un agente incluir en su remuneración los costos de dichas auditorías de tal manera que puedan sufragar los crecientes costos que debe asumir?

Respuesta:

La reglamentación relacionada con la realización de las auditorias aún no se ha expedido, por lo cual se tendrá en cuenta este comentario cuando se realice el análisis pertinente.

xx. ¿Cómo deberá declararse el acoplamiento térmico que se estipula en el numeral k del artículo 2 de la Resolución CREG 044 DE 2020?”

Respuesta:

La declaración del acoplamiento térmico será de acuerdo con lo definido en los acuerdos del CNO, según lo tiene previsto la reglamentación correspondiente, y en caso de requerirse información adicional, se deberá reportar al CND. Esto, en razón a que la información técnica referida se requiere en el despacho para poder manejar, en una misma planta, unidades en pruebas autorizadas y unidades ofertando al mercado. Sobre todo, considerando que en aquellas plantas en donde sus partes tienen interdependencia por el acoplamiento térmico, la prueba de una unidad afecta a más equipos y unidades.

Finalmente, le informamos que, adicional a los talleres que se realizaron los días 13 de mayo de 2019 y 2 de octubre de 2019, sobre la Resoluciones CREG 034 de 2019 y CREG 100 de 2019 respectivamente, la Comisión realizó un taller para socializar el contenido de la Resolución CREG 044 de 2020 el día 27 de abril de 2020 a las 2:00 p.m.

El presente concepto se emite con fundamento en lo dispuesto en el numeral 73.24 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994, y el artículo 28 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, sustituido por el artículo 1 de la Ley 1755 de 2015.

Cordialmente,

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN

Director Ejecutivo