Concepto 6953 de 2015 CREG
DESCARGAS
CONCEPTO 6953 DE 2015
(2 Julio)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
Respetada XXXXX:
De manera atenta damos respuesta a su carta mediante la cual nos plantea los siguientes temas:
A. Cargo por Confiabilidad
2. En el artículo 9, para el día de la entrega de la EVE se redefine el valor a recaudar VR, pero deja sin modificar el valor VD. Se entiende que el Valor VD en el día de la entrega sería OEFRD*PCC, sin restar la EVE (pues la resta sólo se ha realizado el día del compromiso).
Así las cosas la modificación del VR, como VR = (CERE – PCC)*EVE + (G – EVE)*CERE del literal iii (se entiende que es considerando todo el EVE entregado durante el mes, pues esta variable VR es mensual), llevaría a un valor neto de cargo por confiabilidad así:
F= ODEFR * PCC – G*CERE + EVE*PCC
De ser así, por esta vía se estaría recuperando la remuneración perdida el día del compromiso: EVE * PCC.
Es necesario definir claramente el valor EVEi,m incluido en la ecuación del literal iii, del artículo 9.
En el literal iv del artículo 9, entendemos que se define que la demanda se incluirá en la liquidación y facturación del cargo por confiabilidad y tendrá también Valor a Recaudar VRD,m = PCCi,m * EVEi,m, y el Valor a Distribuir VDD será igual a cero. Se solicita respetuosamente a la Comisión confirmar si el entendimiento es correcto.
Respuesta:
Entendemos que la descripción de la variable EVEi,m se tiene en la Resolución CREG 026 de 2014, el cual se señala que la EVE es la Energía Vendida y Embalsada y los índices corresponde a utilizados en la liquidación del Cargo, es decir la planta i en el mes m.
En lo que respecta a la participación de la demanda en la liquidación del cargo, entendemos que numeral iv. del artículo 9 de la Resolución CREG 155 de 2014 la incorpora en los términos que se señalan allí.
3. La CREG en el Documento 083 de 2014, responde al comentario de Acolgen de la afectación en el balance de costos de la liquidación del Cargo por Confiabilidad que en el caso de que “las OEF restantes no son suficientes para cubrir la demanda, caso en el cual los que generan por encima de sus OEF y no hay incumplidos, dicha cantidad adicional será remunerada por la demanda, tal como lo tiene previsto la reglamentación del CxC”.
Al respecto, se debe señalar que la reglamentación vigente establece que “Para el caso en que DNCd,m > 0, el valor a cargo de la demanda no cubierta resultante de aplicar la proporción, será asignado a los agentes a prorrata de sus compras en bolsa de la hora h.”
Ahora bien dado que las Obligaciones Diarias de Energía Firme Respaldadas ODEFR son disminuidas por la energía embalsada EVEA como se observa en el punto 1 solicitamos aclarar que el cálculo de la Demanda No Cubierta DNCd,m se realiza con la sumatoria de las ODEFRR071/06, es decir sin descontar la energía embalsada.
Si lo anterior no es correcto, bajo la intervención del Estatuto las compras en bolsa se verían afectadas debido a una (sic) por obligación de exponerse a bolsa por parte de las plantas hidráulicas que no generen por efectos del embalsamiento.
No es razonable que los agentes que no generen tengan que remunerar la generación obligada por la aplicación del Estatuto que lleva a que exista Demanda No Cubierta (Ver Figura1), este es un escenario que existe aun cuando todos los agentes cumplen sus OEF y significa que agentes generadores pagarán la generación térmica obligada aunque los impactos económicos de aplicar el estatuto deberían ser pagados por la demanda.
(…)
Por lo anterior y con el objetivo de no afectar la sostenibilidad financiera de los agentes generadores sobre los cuales se basa la confiabilidad adicional del sistema, (En el caso de que se embalse toda la planta, la generación ideal será igual a cero y el generador hidráulico termina pagando la diferencia entre el PB y el PE), sugerimos respetuosamente a la Comisión aclarar que el cálculo de la Demanda No Cubierta DNCd,m se realice con la sumatoria de las ODEFRR071/06, es decir sin descontar la energía embalsada. También solicitamos respetuosamente que el diferencial entre el Precio de bolsa y el precio de escasez a cargo de la demanda no cubierta bajo la aplicación del estatuto de riesgo de desabastecimiento sea asignado de igual forma que las restricciones a prorrata de la demanda, ya que es la demanda la que se está beneficiando de la aplicación del estatuto con una mayor confiabilidad que de acuerdo con el Documento CREG 010 de 2014, página 83, es una solución menos costosa que enfrentar un racionamiento.
Respuesta:
De acuerdo con la liquidación contenida en el numeral 4.2 del anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006, y en el caso de que la EVE sea igual a las obligaciones, entendemos que el agente generador no tiene que pagar la diferencia del precio de bolsa y precio de escasez por la demanda no cubierta. Es decir, frente al cargo por confiabilidad el agente generador tiene el mismo resultado que si hubiera entregado las obligaciones.
Entendemos que en el caso que por alguna razón tenga que comprar en bolsa para cubrir contratos de suministro, el agente generador podría cubrir el riesgo de la diferencia entre el precio de bolsa y el precio de escasez por la cantidad expuesta, en la oferta que haga del recurso.
4. En la Resolución CREG 155 de 2014, tal y como se ha mencionado en las comunicaciones anteriores de Acolgen sobre el Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento, se sigue presentando una restricción en el cumplimiento de las OEF a un generador con Energía Remanente que sea objeto de ajuste del precio, como a continuación se detalla:
En el Artículo 1. Modificación del numeral i. del literal f. del artículo 7 de la Resolución CREG 026 de 2014. Se establece que:
(…)
Dado que existe inflexibilidad en las ofertas al mercado y se tiene que ofertar la disponibilidad de la planta, que en algunos casos puede ser mayor a la Energía Remanente, en la situación señalada se ajustará automáticamente la oferta de precio al Precio de Oferta Ajustado que corresponderá al máximo precio de las plantas térmicas. De esta manera se retira al generador del despacho ideal, incumpliendo su OEF, a pesar de tener energía para respaldarla.
Es importante ver que con esta metodología, una planta con OEF asignadas y verificación de OEF al activarse el precio de escasez en los días de despacho siguientes a la compra de EVE, esta planta no cumpliría su OEF y deberá pagar desviación por incumplimiento. En esta situación el precio de bolsa estará dado por la planta térmica más costosa, con lo se afecta significativamente la sostenibilidad financiera de las empresas de generación hidráulica como consecuencia de la aplicación del Estatuto, lo cual se agrava con la situación descrita en el numeral anterior, en aquellos casos en los que se tenga que responder por eventual generación de Demanda No cubierta.
El Regulador con el Artículo 1 establece una intervención total al precio de la planta de generación para los días siguientes al compromiso EVE asignado en el despacho del día t. Mientras la planta finalice su compromiso EVE o su energía remanente sea superior a la EVE comprometida su precio de oferta sería el precio de Oferta Ajustado. Con esta metodología haría que más recursos de generación hidráulicos fuesen intervenidos en la búsqueda del cumplimiento de la generación térmica diaria del Análisis Energético, incrementado el precio de bolsa de forma importante.
Se entiende del Documento CREG 083 de 2014 que la respuesta de la Comisión al comentario, en el que se describe la situación, es que “El agente con el valor ofertado puede evitar que se le cambie y salir en el despacho para cumplir con las obligaciones”. No obstante, para una planta sin asignación de compromisos EVE en el despacho del día t para la operación del día t+1 que tiene compromisos anteriores de EVE y energía remanente no es claro cómo a través del valor ofertado se puede evitar el problema descrito.
En los casos en los que las plantas hidráulicas sin compromiso de EVE en el día t, pero con compromisos EVE anteriores, tienen una generación para el día t mayor a la energía remanente pero su energía remanente es inferior a su ODEF, dado el ajuste de la oferta de precio al Precio de Oferta Ajustado cualquiera sea la oferta de precio enviada por el agente será forzado a un incumplimiento de sus obligaciones de energía firme a pesar de contar con la energía para cumplirla.
Por lo anterior, solicitamos a la Comisión revisar detalladamente la situación descrita para dar claridad al respecto o realizar los cambios normativos correspondientes que permitan contar con un esquema que se base en la afectación financiera de los generadores de energía.
Respuesta:
Entendemos que la disponibilidad declarada de la planta debe estar acorde con la energía que se puede generar, por lo tanto, encontramos que en estas situaciones la condición señalada no se presentaría.
B. Remuneración vertimientos
En el Documento CREG 083 de 2014 (Análisis de los comentarios a Resolución CREG 097 de 2014) se justifica el no incorporar una remuneración asociada a los vertimientos toda vez que el embalsamiento generado de las asignaciones de Energía Vendida y Embalsada (EVE) se hará para aquellas plantas cuyo embalse se encuentra por debajo del Nivel Probable de Vertimiento (NPV). Sin embargo, es factible que para un embalse el NPV disminuya en un mes posterior al de embalsamiento, llevado a una condición en la cual un recurso tenga EVE asignada acumulada aun cuando el nivel del embalse se encuentra por encima del NPV, pudiendo derivar en vertimientos producto del embalsamiento. Claramente, los vertimientos representan una pérdida económica para el agente que fue embalsado con el ánimo de brindar una mayor confiabilidad al sistema y por esto consideramos necesario que se defina una remuneración asociada a este concepto en casos específicos como el que se describe.
De manera complementaría, cuando en el procedimiento descrito en el numeral i del literal f del artículo 7 de la Res. CREG 026 de 2014 se tiene que una planta no tenga asignación de EVE en el despacho del día t para la operación del día t+1, en el caso en que el nivel del embalse se encuentre por encima de su NPV, pero que tenga asignaciones previas de EVE y que su Energía Remanente sea poca o nula de tal forma que la generación del predespacho ideal sea mayor que su Energía Remanente, se deberá ajustar el precio de oferta, sin realizar asignaciones adicionales de EVE, evitando generación de la planta ese día y aumentando el nivel del embalse, el cual al encontrarse por encima del NPV es muy probable que se produzca vertimientos. Se sugiere dar prioridad a la devolución de EVE respecto a los vertimientos en los casos en los cuales una planta se encuentre por encima del NPV al no modificar su precio de oferta (no realizar validaciones de la generación del predespacho versus la Energía Remanente) y permitir su generación, y en caso de que aun así se presentaran vertimientos, estos deberían ser remunerados.
Adicionalmente, en respuesta a los comentarios de las Resoluciones 026 de 2014 y 097 de 2014 respecto al manejo de los vertimientos causados por la aplicación del mecanismo de embalsamiento, la Comisión indicó que:
(…)
Es necesario tener en cuenta que la variable NPV fue definida en función de la libre operación del mercado, donde el agente no tiene ninguna restricción para generar a partir del día siguiente a las cero horas, por lo cual puede asegurarse de entrar en mérito en el despacho para generar su máxima disponibilidad.
No obstante, el mecanismo de embalsamiento del estatuto verifica si el nivel del embalse de una planta no excede el NPV a las 24 horas del día t-1 para definir si la planta es susceptible de la energía en el día t+1. Para plantas con embalses de baja capacidad de regulación, aun estando con un nivel de embalse por debajo del NPV, la asignación de EVE puede implicar vertimientos si los aportes del día t más los del día t+1 superan la capacidad remanente del embalse.
(…)
En esta situación se incrementa el riesgo de vertimientos, debido a que la aplicación del Estatuto podría llevar a una condición en la cual se supere el Nivel de Probabilidad de Vertimiento e incluso el nivel físico máximo del embalse.
Esto representa un escenario contradictorio con la intención de mitigar de forma más confiable una condición de riesgo de abastecimiento del Sistema, dado que se tendrían condiciones potenciales de vertimientos y embalsamiento simultáneamente.
Adicionalmente, los embalses del país deben tener capacidad de reserva al finalizar su estación de verano para recibir las lluvias normales de su estación invierno, funcionamiento que se ve afectado por el embalsamiento y que dependiendo de los análisis energético y la percepción del riesgo del Gobierno puede mantenerse e impedir que el volumen de espera necesario se tenga en los embalses y se genere un posterior vertimiento, situación que se presentó en el año 2010.
En este sentido, consideramos adecuado permitir a los agentes actualizar las curvas de probabilidad de vertimiento, y dado que la intervención puede generar vertimientos futuros por la restricción a la libre gestión de los embalses, reiteramos la necesidad de remunerar los vertimientos que se den con ocasión de la aplicación del Estatuto.
Proponemos a la Comisión que ante la ocurrencia de un vertimiento causado por el embalsamiento, consecuencia de la aplicación del Estatuto, se remunere a los generadores la energía vertida de la siguiente manera:
Los vertimientos deben valorarse al precio del compromiso menos los Otros Costos Variables (OCV Hidráulicos).
Reconocer el 100% de los vertimientos durante el periodo de Riesgo.
Fuera del periodo de riesgo se debe reconocer la energía que se vierte durante el periodo de regulación del embalse (limitado hasta la EVE acumulada).
El periodo de regulación corresponde al periodo de tiempo que el embalse tarda en llegar del 100% al 0% con generación a plena carga y los aportes reales que se presenten.
La remuneración de los vertimientos mitiga los riesgos de los agentes ante un eventual sobredimensionamiento de la Cantina Máxima a Embalsar.
Respuesta:
Tal como se señaló en Documento CREG-083 de 2014 el Nivel de Probabilidad de Vertimiento (NPV) es un parámetro declarado por los agentes que son los que tienen el conocimiento del embalse.
En ese sentido, la Resolución CREG 036 de 2010 señaló que el NPV era entendido como el nivel a partir del cual el embalse entra en riesgo de verter según los análisis del agente, por lo tanto, entendemos que el agente tuvo en cuenta todos los parámetros técnicos tales como los volúmenes de espera para definir dicho parámetro.
Con respecto a la probabilidad de modificar el parámetro NPV, que se espera que sea un valor técnico del embalse, la Comisión por ahora no lo ha considerado.
Sobre el sobredimensionamiento de la cantidad máxima a embalsar, corresponde al Consejo Nacional de Operación hacer los análisis energéticos para que esto no sea así.
C. Forma de pago de la Energía Vendida y Embalsada
El numeral iii) del literal g del Artículo 7 de la Resolución CREG 026 de 2014, establece el pago de la Energía Vendida y Embalsada, que se realiza a través de las restricciones en la liquidaciones correspondientes al mes m. En estas disposiciones, se establece que:
(…)
Aunque es clara la manera de cobrar a la demanda, se requiere claridad en la forma de pagar a los agentes y una regulación detallada sobre este asunto, ya que la entrega de Energía Vendida y Embalsada se puede dar en diferentes momentos de tiempo, en diferentes cantidades de acuerdo con cada agente y en el caso de una liquidación acotada a los 5 $/kWh no habría claridad sobre cómo serían los ingresos mensuales de cada generador y a quiénes y de qué forma se acotarían. Este aspecto incluye la definición del soporte documental (factura, nota débito, etc) sobre transacciones de EVE.
Adicionalmente, se solicita a la Comisión aclaración sobre cómo tratar contablemente las diferencias que se presenten entre lo causado (al entregar la EVE) y lo recaudado (por la posible limitación de 5 $/kWh en el costo unitario), pues esto debería configurar una Cuenta por Cobrar a la demanda.
Por otro lado, en el taller con XM se indicó que para el caso de las plantas que durante el momento de entrega de EVE tengan simultáneamente asociada una inflexibilidad para el despacho de ese día, dicha energía será liquidada según las condiciones del Estatuto. Sobre este entendimiento, consideramos que debe mantenerse la coherencia con el marco regulatorio actual, en el sentido de que las inflexibilidades deben ser remuneradas a precio de bolsa, no a precio de oferta, como se está sugiriendo.
Respuesta:
Entendemos que el ASIC deberá dar toda la información sobre la liquidación del EVE que le corresponde a cada agente. De acuerdo con las comunicaciones que hemos tenido con el ASIC encontramos que las resoluciones tienen todos los elementos para que se puedan hacer las liquidaciones a cada agente, incluida la demanda.
Respecto a aclaraciones contables, la CREG no es autoridad en dicha materia para dar conceptos sobre ello.
Sobre conceptos emitidos por terceros las CREG no se pronuncia.
D. Definición de la Condición del sistema
En condiciones de Riesgo o Vigilancia el Artículo 4 de la Resolución CREG 026 de 2014 establece que los niveles de alerta los evaluará el CND semanalmente, entre tanto, el Anexo 3 de la Resolución CREG 155 de 2014, que contiene el procedimiento para la definición de la cantidad máxima a embalsar, establece que el CND definirá la condición del sistema de la semana (s+1) a más tardar los días viernes de la semana (s) y en el caso de decretarse la condición de Riesgo de Desabastecimiento se determinará el periodo de Riesgo de Desabastecimiento a partir del día lunes hasta el día domingo de la semana (s+1).
En este orden de ideas, la Generación Térmica definida por el CNO que permite establecer la Cantidad Máxima a Embalsar para la semana (s+1) se conoce el día viernes de la semana (s) y este mismo día se reporta al MME para que sean evaluados dichos valores y se aprueben antes de las 8:00 horas del día en que se realizará la programación de dicha generación, es decir, el domingo de la semana (s).
En los casos en que la definición de las condiciones del sistema arrojan que se pasa de una condición normal o de vigilancia a una de riesgo de desabastecimiento tiene sentido esperar a una posible evaluación y aprobación del MME de la Generación Térmica Total. No obstante, cuando se pasa de una condición de riesgo a una condición de normalidad y se está cumpliendo una generación térmica total de la semana (s), que implica una generación hidráulica evitada y un costo adicional para el sistema en esa semana, es eficiente que tan pronto se conozca el cambio de condición se interrumpa el periodo de intervención y en consecuencia se eviten sobre costos por embalsamiento que no se requieren realizar.
Por lo anterior, se sugiere a la Comisión revisar la conveniencia de incluir una disposición en el procedimiento para la definición de la cantidad máxima a embalsar que le permita al operador del mercado incluir las condiciones de normalidad del sistema en la programación de la generación siguiente al día viernes de la semana (s).
Durante el tiempo de implementación el Estatuto, se ha observado la situación de que cuando un mes finaliza en condición de normalidad, el mes siguiente permanece en dicha condición, aún cuando la señal de aportes hidrológicos día a día esté mostrando tendencias a la baja. Caso contrario ocurre cuando el mes finaliza en condiciones de vigilancia, situación que permanece en el tiempo durante el mes siguiente, aún cuando los aportes se estén incrementando.
Lo anterior indica que las señales que quiere ofrecer el Estatuto se encuentran rezagadas frente a lo que sucede en la realidad del Sistema, por lo que sugerimos a la Comisión revisar la frecuencia en el cálculo de los indicadores, de tal manera que se cumpla el objetivo principal del Estatuto que es prever una situación de riesgo real para actuar en consecuencia a través del mecanismo EVE.
Cuando se recalcula el nivel de los embalses para el cálculo de los indicadores en situación de riesgo, en el cálculo de la Energía Disponible hidráulica se tiene en cuenta el nivel del embalse real ó el nivel embalse menos la EVE?
Respuesta:
En el procedimiento de la Cantidad Máxima a Embalsar, la Comisión consideró conveniente que dicho valor siempre sea aprobado por el Ministerio de Minas y Energía, dado que este tipo de decisiones corresponden al encargado de la política energética, tal como lo señalaron varios agentes en el proceso de discusión de la norma.
Sobre el tema de cambio de la frecuencia de los indicadores, las evaluaciones que se hagan a futuro nos darán información sobre la conveniencia de esto. Por lo tanto, estaremos atentos a evaluar el desempeño de dichos indicadores.
Entendemos que para los análisis energéticos se debe tener en cuenta el nivel real del embalse.
E. Contabilización de EVE
En el conversatorio sobre la Resolución CREG 155 de 2014 realizado por el Operador del Mercado, XM manifestó que para efectos de la contabilización diaria y la liquidación horaria de EVE durante el periodo de riesgo de desabastecimiento, y en particular, sobre lo establecido en el literal A, del numeral 2.1.1 del Anexo 2 se tomaría como compromisos EVE asignados al recurso i el día t-1, las cantidades de Energía Vendida y Embalsada en el día t, lo que a su criterio es equivalente y solo corresponde a un tema de nomenclatura.
Bajo la interpretación de XM, es factible que un recurso entregue EVE antes de su asignación, por ejemplo al inicio del periodo de riesgo cuando el QEVE(t-1) es igual a cero y la EVE (t) (considerando la interpretación de XM para esta variable) sea inferior a la GReal(t-1) y como el día t-1 no se estaba en condición de riesgo, el recurso estaba programado para entrega de energía, en este caso la GEVE(t-1) será igual a la EVE(t) y la QEVE(t) será cero, es decir, la EVE(t) se entregó antes de poder ser embalsada, incluso antes del inicio del periodo de riesgo.
Solicitamos respetuosamente que la Comisión de claridad al respecto, porque en nuestro entendimiento no es coherente que la contabilización y liquidación de los compromisos EVE para el día t-1, se haga con proyecciones de lo que serían los compromisos de EVE para el día t, estos deben corresponder de manera imperativa a los compromisos EVE del día t-1 como se establece en el Anexo 2 de la Resolución CREG 155 de 2014.
Respuesta:
Sobre conceptos emitidos por terceros las CREG no se pronuncia.
Sin embargo, sobre el tema de contabilización del EVE anexamos el concepto S-2015-002182 remitido a XM donde en el numeral 2 trata lo señalado en su comunicación.
F. Otros
Es necesario especificar cuál va a ser el documento contable de respaldo o el documento legal mediante el cual se realizará el pago de la energía vendida y embalsada a los agentes a través del Operador y administrador del Sistema, esto con el fin de definir los aspectos operativos en las Empresas (ej. Provisión de ingreso, cuanta por cobrar, etc.)
Respuesta:
Entendemos que el documento legal para que el ASIC liquide y facture los pagos de Energía Vendida y Embalsada son las resoluciones CREG 026 y 155 de 2014, dada la competencia que le otorgo las leyes 142 y 143 de 1994 a la CREG.
En los anteriores términos consideramos resueltas sus inquietudes. Los conceptos aquí emitidos tienen el alcance previsto en el artículo 28 de la Ley 1755 de 2015.
Cordialmente,
JORGE PINTO NOLLA
Director Ejecutivo
