CONCEPTO 10390 DE 2018

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Su comunicación del 05 de octubre de 2018, Radicado CREG E-2018-010390

Respetada señora Gerente:

Hemos recibido su comunicación radicada en la CREG con el número de la referencia, en la que se plantean una serie de preguntas relacionadas con las resoluciones CREG 103 y 104 de 2018. A continuación, transcribimos sus preguntas y procedemos a darles respuesta.

“(…) 1 a. En la definición Condiciones críticas, fue eliminada la mención “cuando el precio de bolsa supere el precio de escasez” (…) Consideramos que esta definición debe ser modificada.

b. (…) Se eliminó la definición Retiro Definitivo de Plantas y/o unidades de generación de las subastas para la Asignación de Obligaciones de Energía en Firme.

c. (…) Se modificó el nombre Reglamento de la Subasta por Protocolo de la Subasta (…)”.

Frente a estas preguntas, nos permitimos señalar que se trata de errores tipográficos que serán corregidos con la expedición de una nueva resolución.

“2. (…) Por otro lado, con respecto a las plantas existentes que tienen asignación de OEF hasta por diez (10) años producto del cumplimiento de verificación de los requisitos por acogerse a la Opción para participar en las asignaciones del Cargo por Confiabilidad con plantas y/o unidades térmicas que utilicen gas natural importado OPACGNI, es necesario que la Comisión aclare el tratamiento que tendrán estas plantas para futuras asignaciones en caso de que alguna de ellas cuente con ENFICC no comprometida, en el sentido sí el ASIC debe tratarlas como plantas existentes teniendo en cuenta únicamente la ENFICC no comprometida o si por el contrario no pueden recibir asignaciones adicionales como plantas existentes por tener asignaciones previas.”

Con relación a esta pregunta, se procederá, mediante la expedición de una resolución, a hacer la aclaración del tratamiento de la ENFICC no comprometida de plantas que ya se encuentran en operación comercial y que tienen OEF asignadas previamente.

“3. (…) Entendemos que las plantas que no son existentes en el marco del concepto CREG S-2016-000014 no podrían presentar retiros temporales o definitivos en la subasta para su ENFICC no comprometida.”

Como se señaló en la pregunta precedente, la CREG mediante una resolución dará los lineamientos que se tendrán que aplicar para los casos en que plantas existentes, incluyendo a las que se hace referencia en el concepto S-2016-000014, tengan ENFICC no comprometida.

“4. (…) Solicitamos a la Comisión indicarnos cuál es el entendimiento que debe aplicar el ASIC en cuanto a la asignación de la OEF para plantas existentes con obras, específicamente para la parte de la ENFICC de la planta existente sin obras y el efecto que debe producir la declaración de la ENFICC comprometida con anillos de seguridad del Cargo por Confiabilidad para plantas existentes.

Con respecto a esta pregunta, entendemos que la asignación de OEF debe realizarse sobre la ENFICC de las plantas que no se encuentre comprometida con anillos de seguridad.

“5.(…) Solicitamos a la Comisión dar claridad sobre la aplicación que debe dar el ASIC al parágrafo del artículo 3 de la Resolución CREG 104 de 2018.”

En resolución aparte, la CREG aclarará el tratamiento de la ENFICC no comprometida para la asignación de OEF.

“6 (…) a. Solicitamos a la Comisión definirlo por resolución (exceso de demanda).

b. No es claro para el ASIC por qué se requiere la aclaración mencionada en la resolución (Paso 3 del literal ii) del literal b del numeral 3.12.2 del Anexo 10).”

Frente a estas observaciones, informamos que serán tenidas en cuenta en la expedición de una nueva resolución en donde se incluyan tales definiciones.

“7. (…) Solicitamos a la Comisión aclarar cuál debe ser el entendimiento de tener el ASIC en la oferta de retiros temporales”.

Entendemos que los generadores existentes podrán ofertar menos energía firme a partir del 0.8CE. Por lo anterior, su función de oferta puede expresar valores de energía firme en todo el rango de precios desde 0 hasta 0.8CE.

“8. Para la construcción de la curva de oferta agregada de la que trata el numeral 3.10 del Anexo de la Resolución 071 de 2006. El ASIC entiende que las plantas que son tomadoras de precio se ubican sobre el precio mínimo de la subasta (PMS)”.

Frente a este entendimiento, nos permitimos aclarar que la variable PMS se encuentra definida con el precio máximo de la subasta. Ahora bien, con respecto a la formación de la función de oferta agregada, ésta tomará la información de las funciones de oferta de ENFICC de los participantes de la subasta. Aquellos participantes que se asumen como tomadores de precio en la subasta y que por ende, no forman precio en la misma, se asumirá que su oferta de ENFICC se hace a un valor del CxC igual a 0 USD/MWh.

Los parámetros PMS y PMC (precio mínimo de compra) son variables con las que se define la curva de demanda.

“9. (…) Si en la subasta se presenta que la oferta marginal es la presentada por una planta con retiro temporal, dicha planta no tendría asignaciones de OEF debido a que la función de retiro temporal es para los casos en los que en la subasta sea menor o igual a 0.8 veces el CE (…). En estos casos, al no asignar OEF a la planta con retiro temporal entendemos que es necesario continuar con el proceso de asignación con la siguiente planta más costosa que daría posiblemente el precio de la subasta en un precio mayor a la oferta presentada por la planta con retiro temporal y en consecuencia esta planta no debió retirarse del proceso de asignación (…) solicitamos a la Comisión establecer el procedimiento que debe seguir el ASIC en caso de que se presenta la condición descrita anteriormente”.

Para evitar la confusión mencionada en esta pregunta, nos permitimos indicar que la función de oferta agregada de los generadores existentes que quieran presentar retiro temporal deberán expresar el valor al que por lo menos estarían dispuestos a ser asignado con OEF, por lo que el precio de retiro debe ser menor estricto.

“10. (…) Con respecto a la mención que la asignación de OEF será remunerada al precio de cierre de la subasta aplicaría solo en los casos en los cuales se haya logrado el cruce entre la función de oferta y la de demanda, en caso que dicho cruce no se logre no se identifica en la reglamentación a qué precio se remunerarían las OEF asignadas y respaldadas con plantas de generación nuevas (…)”.

Por construcción de la subasta entendemos que este escenario no puede ocurrir, en la medida que una vez se construya la curva de oferta agregada, se entiende que esta se vuelve inelástica para todo el rango de precios superiores a la última oferta ordenada en mérito.

“11. Entendemos que la mención “de la subasta de sobre cerrado para GPPS” no es aplicable en el contexto del numeral 3.14.1 del Anexo 10.”

Con respecto a esta pregunta, nos permitimos destacar que en el Artículo 9 de la Resolución CREG 104 de 2018, la CREG optó por no convocar el procedimiento para asignación de OEF a quienes representen plantas o unidades de generación GPPS. Por lo que la subasta definida para este tipo de agentes no se llevará a cabo en esta oportunidad.

“12. Previo a la expedición de la Resolución CREG 103 de 2018, para la determinación del precio de cierre de la subasta y de la asignación de OEF, existiría una consideración de retiro de unidades para la formación de precio de cierre de la subasta (…). La consideración fue eliminada de la Resolución CREG 071 de 2006 cuando se presentó la modificación planteada en la Resolución CREG 103 de 2018.”

Con relación a esta observación, nos permitimos informar que es un error tipográfico que será corregido en resolución aparte.

“13. (…) b. Solicitamos a la Comisión aclarar a cuál o cuáles de las variables de la función de demanda se le deben aplicar dichos descuentos.

c. Con la modificación planteada por la CREG en la Resolución CREG 103 de 2018 entendemos que el costo del entrante ya no es insumo para la construcción de la función de demanda. (…)”

Con respecto las preguntas relacionadas con la función de demanda, nos permitimos reiterar que los parámetros con la que ella se construye son los que se encuentran en el Anexo 10 de la Resolución CREG 071 de 2006 y serán informados al subastador para la realización de la subasta, tal como lo señala el Anexo de la Resolución CREG 104 de 2018.

Dado que los parámetros de construcción de la función de demanda contemplan precios y cantidades de energía firme y teniendo en cuenta que los descuentos que aplica el ASIC al momento de realizar la asignación contemplan la ENFICC ya comprometida para el cubrimiento de la demanda, entendemos que éstos sólo aplican y tienen sentido para las variables en dónde se expresa la cantidad de energía firme a asignar, es decir: M1, M2, M3 y M4.

“14. El literal c del Numeral 3.14.2 del Anexo 10 de la Resolución CREG 071 de 2006 (…) entendemos que dicha regla aplica siempre y cuando el estudio sea elaborado por alguien diferente a los desarrolladores que proponen el mismo proyecto.”

Entendemos que si el literal c no tiene aplicación para el caso previsto, se deberá aplicar lo contemplado en el literal d del mismo numeral.

“15. El artículo 8 de la Resolución CREG 104 de 2018 (…) con respecto a la aplicación que le dará el ASIC a este artículo presentamos los siguientes escenarios:

i. (…) solo es optativo para aquellas plantas que puedan anticipar su entrada en operación con la totalidad del proyecto de generación (…)

ii. (…) pueda ser optativo para entradas parciales del recurso de generación (…)”

Entendemos que en la subasta los proyectos que pueden ser configurados en fracciones, se ofertarán de forma independiente. En este sentido, si un proyecto queda asignado con OEF y contempla dos o más fracciones, podrá optar por el esquema de incentivos si solo una parte de las fracciones entra en operación comercial y, consecuentemente, la remuneración por CxC que se reciba durante el periodo que aplica incentivo corresponderá a la ENFICC de la fracción.

“16. Entendemos que en la fecha definida en la actividad “Entrega de contratos o garantías y certificación de operación y mantenimiento” definida en el Anexo de la Resolución CREG 104 de 2018, los agentes deberán presentar la totalidad las siguientes garantías:

a. Garantías para amparar la disponibilidad de contratos de combustible (…)

b. Garantías para amparar la continuidad de contratos de combustible (…)

c. Garantía para amparar la construcción (…)

d. Garantías para amparar la Energía Firme incremental (…)

e. Garantía para incremento futuro de ENFICC (…)”

Con relación a lo expuesto en el punto 16 de la comunicación, nos permitimos señalar que el reglamento de garantías del mecanismo de Cargo por Confiabilidad no se ha modificado. En consecuencia, entendemos que las obligaciones de los agentes generadores que participen en el proceso de asignación de OEF relacionadas con las garantías son las que se encuentran vigentes en la resolución mencionada.

“17. (…) Con la modificación planteada en la resolución a una ENFICC del 98%PSS, será necesario que la comisión defina si la aplicación de la verificación de cambios del 10% del valor de la ENFICC de la que trata el artículo 41 de la Resolución CREG 071 de 2006 tendrá lugar para la asignación de la subasta 2022-2023. Dependiendo de la aplicación de dicha verificación, se actualizaría o no, los valores de ENFICC (ENFICC base y sus distintos PSS) con la nueva declaración de parámetros de las plantas hidráulicas.”

Con respecto a esta última pregunta, nos permitimos informar que la CREG publicará el modelo de cálculo para la ENFICC de las plantas hidráulicas, de tal forma que calcule el 98 PSS. Adicionalmente, informamos que ante este cambio es necesario calcular y verificar la ENFICC de todas las plantas, así estas no hayan presentado el cambio de 10%, lo cual se considerará en la resolución a que se hace referencia en las respuestas a las preguntas anteriores.

El presente concepto se emite en los términos y con el alcance previsto en el artículo 28 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

Cordialmente,

CHRISTIAN JARAMILLO HERRERA

Director Ejecutivo