CONCEPTO 10123 DE 2017

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

XXXXXXXXXXXXXXX

Respetada XXXXX:

De manera atenta damos respuesta al correo remitido mediante el cual nos plantea lo siguiente:

- El artículo 4 de la resolución del asunto dispone, entre otras cosas que los generadores térmicos deberán declarar mensualmente al ASIC, los valores de los costos de suministro de combustible y costo de transporte de combustible por planta o unidad.

En este sentido, consideramos necesario aclarar expresamente a qué hacen referencia los costos que deben declarar el agente, si estos costos corresponden únicamente a los costos variables de los contratos firmes de combustible que respaldan las OEF para el mes m y el tratamiento que se le deben dar a los cargos fijos de los contratos de suministro de gas natural (CF95, C1, Contratos Firmes, etc.) y de transporte de gas natural (para diferentes parejas de cargos), para evitar diversas interpretaciones que tendrían un impacto en el cálculo del Precio Marginal de Escasez.

Adicionalmente, y según lo previsto en el parágrafo 2 del Artículo 4, es previsible que frente a la contratación teórica que cubre las OEF y requerimientos operativos de las centrales se presenten diferencias, con lo cual es preciso identificar explícitamente si se declaran todos los contratos prorrateando el % de OEF considerando sus topes, o declarar exclusivamente hasta los contratos que cubren la OEF de la planta. Otra inquietud de detalle que se aprecia en este punto, tiene que ver con identificar si las cantidades de OEF (%) de los distintos contratos que respaldan el cargo, hace referencia a la asignación diaria o mensual, toda vez que las OEF se asignan con resolución diaria.

La aclaración sobre cuáles son los costos qué deben declarar los agentes, antes del reporte del 7 de noviembre, es fundamental para los generadores de energía eléctrica debido a que ésta información será sujeto de auditoria, cuyos aspectos de detalle se definirán posteriormente por la Comisión y por lo tanto, las reglas de reporte de información no deben quedar sujetas a múltiples interpretaciones de los agentes pues no solo afectaría el cálculo del PME sino que puede tener consecuencias en materias de control para las empresas.

Para el costo de referencia de los combustibles líquidos no se tiene un precio fijo debido a la variación mensual del precio del ACPM, razón por la cual, solicitamos respetuosamente a la Comisión dar claridad sobre la metodología que debería aplicar el agente para el reporte especificando si se hará uso de una solicitud de cotización al proveedor o se partirá de la publicación mensual de Ecopetrol.

Adicionalmente, el costo del combustible ACPM lo informa el proveedor en términos de $/galón, por lo cual para hacer el reporte al ASIC en términos de $/MBTU, agradecemos aclarar si se deberá hacer uso del Poder Calorífico Neto (es decir, el bajo) del combustible, acorde con la metodología que utilizan los auditores de Logística y Contratos de Combustibles líquidos.

Por otro lado, consideramos pertinente confirmar que el heat rate utilizando para el combustible de referencia es el declarado dentro de las características técnicas de la máquina para efectos de declarar la Energía Firme de la respectiva planta térmica.

Respuesta:

El literal a. del artículo 4 de la Resolución CREG 140 de 2017 establece:

“Todos los generadores térmicos deberán declarar mensualmente al ASIC, los valores de los costos de suministro de combustible y costo de transporte de combustible por planta o unidad expresados en COP/MBTU. Para el cálculo del costo de referencia para el combustible se considerarán los costos reportados por los agentes para el mes m. En el caso de declarar gas natural se deberán reportar los costos de suministro de combustible (CSC) y el costo de transporte de combustible (CTC), cuando aplique. El costo de combustible para gas natural es la suma de las componentes CSC y CTC. En el caso de combustibles diferentes al gas natural, el CSC incluye el costo variable del transporte.”

De acuerdo con lo anterior, entendemos que los agentes deben declarar los costos en que incurren el agente para el suministro del combustible y el transporte del gas natural.

Entendemos que un agente puede declarar como costo combustible en el mes m-1 para el mes m, el costo del combustible incurrido en m-1, valor que se tendrá en pesos con la metodología definida en el contrato y para el cual se cuenta con la información.

Los costos reportados deberán ser fidedignos y estar debidamente soportados y podrán ser auditados.

Respecto a poder calorífico del combustible líquido, entendemos que debe ser coherente con el que se determina el Heat Rate de la planta y que se declara como parámetro del Cargo por Confiabilidad.

En cuanto a las cantidades de los contratos de combustible el parágrafo 2 del artículo 4 de la Resolución CREG 140 de 2017 establece:

“Los agentes deberán declarar los costos de los combustibles contratados de menor a mayor costo hasta cubrir las necesidades de combustible para respaldar las OEF de la planta o unidad. Se deberá informar las cantidades de cada combustible que respaldan su OEF y la suma de dichas cantidades no podrá superar la OEF respalda por la planta.

En caso de declarar una cantidad superior a la OEF respaldada para el cálculo del precio marginal de escasez, el ASIC utilizará los valores declarados de menor costo hasta la OEF respaldada.

De no existir declaración, el ASIC utilizará los últimos valores declarados por el agente. De no existir declaración previa, el ASIC asumirá como valores declarados el promedio simple de los valores declarados para ese mes por las otras plantas, para el combustible que utiliza la planta. En caso de que no exista declaración de otras plantas para el mismo combustible se asumirá un valor de cero.”

De acuerdo con lo anterior, entendemos que las cantidades que se deben declarar deberán ser las suficientes para por lo menos cubrir la OEF, iniciando con el combustible de menor costo al de mayor costo.

En lo que respecta a la OEF entendemos que se refiere a las respaldadas por la planta o unidad. En ese sentido corresponden a la variable OMEFR_i,j,m “Obligación Mensual de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el mes m”, definida en el anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006.

- A partir del mes siguiente de la entrada en operación comercial de la infraestructura de importación de gas del Buenaventura, el costo de referencia del combustible para plantas que operan con combustibles líquidos será el del GNI.

En relación con la definición del GNI para el cálculo del costo de referencia del combustible para plantas que operan con combustibles líquidos, de forma coherente con la composición de la matriz energética en el país que se espera con la entrada de la planta de regasificación, es importante hacer una diferenciación entre los costos de GNI de la costa atlántica y el GNI de la costa pacífica. En la misma línea, consideramos pertinente dar claridad si se va a diferenciar el costo del gas local respecto al costos del Gas Natural Importado y finalmente precisar si el componente de GNI incluye suministro y transporte.

Respuesta:

Respecto a la diferenciación entre el GNI del atlántico y del pacífico, la Comisión evaluará el tema para establecer si es necesario hacer dicha diferenciación.

Entendemos que el GNI es un tipo de combustible y el gas natural doméstico o local es otro tipo de combustible.

Por otro lado, entendemos que el GNI puede tener los componentes CSC, costo de suministro, y CTC, costos de transporte.

- La Resolución establece que anualmente el ASIC contratará un estudio de los costos de combustible reportados por los agentes utilizados para el cálculo del precio marginal de escasez. Al respecto, sugerimos establecer que los Términos de Referencia para la contratación de este estudio sean aprobados en el CAC o en el CNO.

Respuesta:

La responsabilidad de este tema ya se asignó al ASIC en el parágrafo 5 del artículo 4 de la Resolución CREG 140 de 2017. Corresponde al ASIC hacer la contratación del estudio, considerando lo señalado en la norma en donde se especifica que el objetivo principal del mismo es hacer una comparación de los costos reportados y los precios del mercado.

- Solicitamos respetuosamente dar claridad sobre la fecha de inicio de aplicación del CxCi para los agentes que deciden acogerse al menú de corto plazo o al menú de largo plazo. Se entiende que este último comienza a aplicar a partir de enero de 2018 y no se modifica durante la vigencia del periodo de OEF, mientras que el menú de corto plazo comienza a aplicar el 1 de diciembre de 2018. Por su parte, la condición crítica se definirá con el precio de escasez de activación a partir del 1 de diciembre de 2017 y los agentes deberán entregar sus OEF únicamente cuando el precio de bolsa supere el precio de activación.

Respuesta:

Respecto a las fechas de inicio de aplicación de los menús definidos en los artículos 5 y 6 de la Resolución CREG 140 de 2017 entendemos lo siguiente:

1. El menú de corto plazo inicia su aplicación en diciembre de 2017. Dicho menú establece para el primer año, diciembre 2017 a noviembre 2018, se mantiene el Cargo por Confiabilidad y el Precio de Escasez con que se hicieron las asignaciones y para el segundo año, diciembre de 2018 a noviembre de 2019, se aplicará el Cargo por Confiabilidad del menú y el precio marginal de escasez. }

El menú de largo plazo inicia su aplicación en enero de 2018. Es decir, desde dicho mes se aplicará el Cargo por Confiabilidad del menú y el precio marginal de escasez.

No obstante lo anterior, la decisión de optar por el menú de corto plazo o largo plazo, se debe tomar en la fechas previstas en la Resolución CREG 140 de 2017, es decir, en noviembre y diciembre de 2017, respectivamente (i.e. 7 días hábiles después de la publicación de los resultados del menú por parte del ASIC).

En lo que respecta a precio de escasez de activación inicia su aplicación en diciembre de 2017.

- Solicitamos aclarar la aplicación del precio de escasez ponderado por agente para el cálculo del Precio de Reconciliación Negativa, ya que este es un valor que se define por planta pero de acuerdo a lo dispuesto en la Resolución CREG 140 de 2017 el cálculo se realiza con el precio es escasez ponderado del agente.

Respuesta:

Le aclaramos que el precio de reconciliación negativa que se modificó en el artículo 8 de la resolución CREG 140 de 2017, aplica únicamente cuando el precio de bolsa supera el precio de escasez de activación, y cuando esto ocurre, la liquidación de la energía generada por las plantas que salen en mérito en el despacho ideal tienen la siguiente liquidación.

1. La energía generada en el despacho ideal es liquidada a precio de escasez ponderado, Pep_m, precio que se establece en el artículo 55 de la Resolución CREG 071 de 2006, y que fue modificado por el artículo 15 de la Resolución CREG 140 de 2017.

2. En el anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006, que fue modificado por el anexo 2 de la Resolución CREG 140 de 2017, la generación ideal del agente hasta su obligación de energía firme1], debe realizar un ajuste de la diferencia del precio de escasez ponderado del agente2] y el precio de escasez ponderado que paga la demanda por esta generación ideal.

De esta manera, las obligaciones de energía firme, OEF, de las plantas que representa el agente, son remuneradas a su precio de escasez ponderado de agente, y en su neto, corresponde a la remuneración del precio de escasez de cada planta por su OEF.

De acuerdo con lo anterior, la remuneración de la generación ideal de las plantas hasta su OEF es a precio de escasez ponderado del agente que las representa, y cuando hay una reconciliación negativa, el precio de reconciliación negativa debe ser el precio de escasez ponderado del agente y no el de la planta.

- El artículo 22 que modifica el artículo 8 de la resolución CREG 011 de 2015 elimina el parágrafo de la misma relativo al cobro de las desviaciones del programa de Reducción de demanda. Entendemos que esta eliminación resulta de una omisión toda vez que estos cobros son fundamentales para el correcto funcionamiento del esquema de Respuesta de la Demanda y contar con los incentivos suficientes para que los agentes declaren únicamente programas de Respuesta de la Demanda que puedan cumplir.

Respuesta:

Aclaramos que el cobro por las desviaciones del programa de los compromisos de RD, fue eliminado por el artículo 2 de la Resolución CREG 212 de 2015.

En el artículo 22 de la Resolución CREG 140 de 2017, se omitió la última modificación del artículo 8 de la Resolución CREG 011 de 2015.

- En el Anexo 1, en la definición del CxCi recomendamos incluir explícitamente que el Precio del Cargo por Confiabilidad asignado originalmente este en USD$/MWh constantes del año de asignación y es sujeto de la actualización respectiva.

Respuesta:

El numeral 3 del anexo 1 de la Resolución CREG 140 de 2017 establece:

“Se calcula el valor presente neto de los sesenta (60) pagos mensuales (VNA_i) con el Cargo por Confiabilidad inicial que es el resultado del producto mensual de las OEF (MWh/mes) por el Cargo por Confiabilidad asignado originalmente (USD/MWh) más los pagos de las compras en bolsa en periodo crítico a precio de escasez. Este valor presente neto se descuenta con una tasa (ñ) del 0.797% mes, es decir se aplica la siguiente ecuación:”

De acuerdo con lo anterior, encontramos que en la norma se hace referencia al Cargo por Confiabilidad asignado originalmente en USD/MWh. Por lo tanto, entendemos que se refiere al Cargo por Confiabilidad que se asignó con las reglas de la Resolución CREG 071 de 2006, en donde dicho valor es un valor que se actualiza anualmente con la variación del IPP, según el artículo 29 de la citada norma.

El presente concepto se emite en los términos y con el alcance previsto en el artículo 28 de la Ley 1755 de 2015.

Cordialmente,

CHRISTIAN JARAMILLO HERRERA

Director Ejecutivo (E)

<NOTAS DE PIE DE PÁGINA>.

1. Obligación de energía firme que corresponde a la suma de las obligaciones de energía firme respaldada de las plantas que representa.

2. Este precio corresponde al promedio ponderado de los precios de escasez de las plantas que representa el agente