Comisión de Regulación de Energía y Gas ESTATUTO PARA ...apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256eee0072eba7... · ESTATUTO PARA SITUACIONES DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO

Comisión de Regulación de Energía y Gas

ESTATUTO PARA SITUACIONES DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO Y RACIONAMIENTO EN EL MERCADO

MAYORISTA DE ENERGÍA

DOCUMENTO CREG26 de octubre de 2010

CIRCULACIÓN:MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Sesión No.468

ESTATUTO PARA SITUACIONES DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO Y RACIONAMIENTO EN EL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA

1. INTRODUCCIÓN

Durante el periodo comprendido entre el segundo semestre del año 2009 y el primer semestre del año 2010 el país atravesó un periodo de sequia producto del fenómeno de “El Niño”, el cual afecto en forma prevista la oferta de energía proveniente de las plantas hidroeléctricas del sistema, llevándolas a tener una energía disponible cercana a su energía firme1.

Adicionalmente debido a un incremento en la demanda de gas natural del interior del país, se produjo escases del recurso para los usuarios de la zona, entre los cuales están varias plantas de generación termoeléctrica.

Por lo tanto, ante el riesgo para la atención de la demanda de energía eléctrica como consecuencia de la sequía y la escases de gas natural en el interior del país, tanto el Ministerio de Minas y Energía como la CREG expidieron varias normas. Entre estas normas se encuentran la declaración de racionamiento programado de gas natural2, la obligación de sustitución de gas natural por combustibles líquidos3 y varias medidas para mantener el nivel de confiabilidad de suministro de energía eléctrica4.

En este documento se presenta un análisis del periodo de sequía enfocado primordialmente al sector eléctrico, y con base en las conclusiones de dicho análisis se propone la implementación de un estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento y racionamiento en el Mercado Mayorista.

2. ANÁLISIS DEL PERIODO DE SEQUÍA

Cronología

• 19 de junio de 2009. El IDEAM emite el comunicado especial N° 32 en donde advierte de la probabilidad de ocurrencia del fenómeno de “EL NIÑO”.

• 21 de agosto de 2009. La generación real térmica de las plantas del interior que utilizan gas natural alcanza niveles superiores a 10 GWh-día, lo que implica un consumo de gas natural superior a 60 GBTU/día5.

1 Valor que es capaz de generar constantemente una planta. En el caso de las plantas hidráulicaseste valor se calcula con base en las sequías históricas más críticas. Ver Resolución CREG 071 de2006.2 Ver Resolución MME 18-1654 del 29 de septiembre de 2009.3 Ver Resolución MME 18 1686 del 2 de octubre de 2010.4 Ver resoluciones CREG 137 de 2009 y 010 de 2010.5 Fuente: Cálculos propios con base en la información de la base de datos Neón y los parámetros declarados en el Cargo por Confiabilidad.

ESTATUTO DE ABASTECIMIENTO51

Sesión No.468

• 9 de septiembre de 2009. El precio de bolsa promedio diario pasa de estar en niveles de 120 -1 4 0 $/kWh a valores superiores a los 175 $/kWh.

• 29 de septiembre de 2009. El Ministerio de Minas y Energía declara el inicio del racionamiento programado de gas natural mediante la Resolución 18-1654, y establece las prioridades en las que será asignado el recurso por clase de usuarios.

• 2 de octubre de 2009. El Ministerio de Minas y Energía expide la Resolución 18 1686, en la cual ordena, entre otras, las siguientes medidas:

o Los productores-comercializadores que tienen contrato de venta de gas natural con plantas termoeléctricas duales6 deben cumplir sus obligaciones de suministro entregando combustibles líquidos en lugar de gas natural. El precio de entrega de los combustibles líquidos será el mismo precio por unidad energética pactado en el contrato, y el mayor costo en que incurren los productores será compensado mediante un mecanismo que defina la CREG.

o Durante la vigencia del racionamiento programado, las plantas termoeléctricas ubicadas en la región Caribe y las plantas termoeléctricas a carbón del interior del país generaran a máxima capacidad. Esta generación forzada será considerara como generación por seguridad.

• 5 de noviembre de 2009. La CREG expide la Resolución número 137 de 2009, endonde implementa, entre otras, las siguientes medidas:

o El CND debe realizar y publicar semanalmente un análisis energético.

o Con base en dicho análisis el CND verificará que las cantidades de generación térmica sean las requeridas para que no se degrade la confiabilidad del sistema. En caso de que esto no se cumpla, se aplicarán las siguientes restricciones a las plantas del sistema:

■ En el caso de las plantas hidráulicas, cuando el embalse asociado a la planta sea inferior al Nivel ENFICC Probabilístico NEP7 durante tres días seguidos, el precio ofertado en la bolsa de energía tendrá un valor mínimo establecido, el cual es el resultante de una combinación lineal entre el precio de escasez a un nivel NEP y el segundo escalón de racionamiento a un nivel igual a nivel mínimo técnico.

■ El precio de oferta de las plantas térmicas será el costo variable calculado mediante la Resolución CREG 034 de 20018 en alguno de los siguientes casos:

6 Plantas que pueden operar con dos combustibles diferentes. En este caso se trata de plantas que operan con gas natural o con diesel.7 Es el nivel que garantiza que la planta puede generar su ENFICC Base aún en la condición más critica de aportes históricos.8 En esta resolución se establece la forma en que se calculan los costos de la planta cuando se opera por generación de seguridad.


Sesión No.468

• Dicha planta tenga que generar conforme al análisisenergético realizado por el CND, su precio de oferta seasuperior al costo calculado mediante la Resolución CREG034 de 2001, y no genere en el despacho pre ideal.

• La planta este obligada a generar por efecto de laResolución 18 1686 del 2 de octubre de 2009 expedida por el MME.

o No se exportará energía a otros países cuando para atender la demanda nacional se necesite utilizar combustibles líquidos o generación de plantas hidráulicas que implique una reducción en el nivel de los embalses.

• 23 de noviembre de 2009. El MME expide la Resolución 18-2074, que entre otras medidas establece que para las plantas termoeléctricas del interior del país solamente se les asignará 100 MPCD de gas natural proveniente de los campos de la guajira.

• 5 de febrero de 2010. La CREG expide la Resolución 009 de 2010, en donde establece que hasta finales de abril del año 2010 el nivel del embalse agregado en el SIN de los análisis energéticos no puede ser inferior al resultante del análisis energético publicado para la semana 4 9 9 . Adicionalmente se eliminan las restricciones para las plantas térmicas establecidas en la Resolución CREG 137 de 2009.

• 10 de febrero de 2010. La CREG expide la Resolución 010 de 2010, que establece un mecanismo para conservar la confiabilidad del sistema, el cual tiene las siguientes características:

o Cuando la generación térmica en el pre-despacho ideal sea inferior a lo establecido por el análisis energético, el sistema aceptará la venta de la energía ofertada por las plantas hidráulicas pero con la particularidad de que no se entregará inmediatamente sino será almacenada en los embalses (Energía Vendida y Embalsada EVE). Esta operación se realizará hasta que la cantidad de generación de las plantas térmicas en el pre- despacho ideal sea igual o superior a la cantidad resultante del análisis energético de la Resolución CREG 137 de 2009.

o La EVE se ofertará en la bolsa a un precio igual al precio de escasez más un peso durante la crisis, y al precio de oferta del respectivo agente después de la crisis.

o El precio que se reconoce al agente vendedor por la EVE es igual al precio de oferta del recurso. La diferencia entre dicho valor y el valor de la EVE al momento de la entrega se trasladará a los usuarios mediante la cuenta de restricciones.

9 “Análisis Situación Energética Res 137 - Semana 49” publicado en noviembre de 28 de 2009 por XM.”


Sesión No.468

* 2 de junio de 2010. La Resolución CREG 070 de 2010 establece la finalización delperiodo de embalsamiento de la Resolución CREG 010 de 2010 y la Resolución CREG 071 de 2010 elimina el análisis energético y las restricciones de la Resolución CREG 137 de 2009.

Adicionalmente, el MME mediante la Resolución 18-0924 establece un máximo de 70 MPCD para la asignación de gas para las plantas termoeléctricas del interior y detiene la sustitución de gas natural por combustibles líquidos ordenada en la Resolución 18 1686 del 2 de octubre de 2009.

a) Análisis

La demanda de energía eléctrica paga, mediante el mecanismo de Cargo por Confiabilidad, una cobertura para garantizar suficiente capacidad de generación para atender la demanda aún en situaciones extremas.

Al respecto, se resalta que mientras que Venezuela y Ecuador atravesaron por racionamientos prolongados durante la sequía, Colombia no tuvo que realizar racionamientos de energía y por el contrario tuvo excedentes de energía generada con combustibles líquidos que pudieron ser exportados a Ecuador durante el periodo. Por lo que se concluye que el mecanismo efectivamente garantiza la capacidad de generación de energía en periodos críticos como el periodo de sequía en cuestión.

No obstante, como se presentó en el apartado anterior, tanto el MME y la CREG consideraron necesario expedir normas transitorias para regular la utilización de los recursos durante el citado periodo. Dichas normas se analizan a continuación con el objetivo de utilizar estas experiencias para el diseño de un estatuto permanente que complemente las disposiciones actuales sobre la utilización de los recursos en periodos de riesgo de desabastecimiento.

I. Gestión del recurso hídríco

La decisión fundamental en un sistema con un componente importante hidroeléctrico, como el colombiano, es la gestión del recurso hídrico, tanto para condiciones normales como para épocas de crisis. El problema radica en que la capacidad de generación de las plantas termoeléctricas sumada a los aportes hídricos que recibe el sistema durante los meses más secos es menor a la demanda. Es decir, se necesita almacenar agua en los embalses durante los meses húmedos para poder cubrir la demanda en los meses secos.

En el Cargo por Confiabilidad la variable Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad ENFICC10 de una planta hidráulica determina la máxima capacidad de generación que puede realizar constantemente la planta aún en época de sequia, mientras que su Obligación de Energía Firme OEF (donde OEF £ ENFICC) determina la generación que está comprometido a entregar al sistema en situaciones de escasez11.

10 Ver Resolución CREG 071/2010.11 En el cargo por confiabilidad la situación de escasez está definida cuando el precio de bolsa supera al precio de escasez. Ver Resolución CREG 071/2010.


Sesión No.468

Al respecto, se observa que antes de la intervención del MME del 2 de octubre de 2009, la generación agregada de las plantas hidráulicas era superior a su ENFICC, como se presenta en la imagen 1.

Imagen 1

A d v e rte n c ia ID EAM

1 6 / ju n /2 0 0 9 in te rv e n c ió n M M E

2 / o c t/2 0 0 9

ilulSlílÉii' ^ i n 1 y

1 1$ s

©O 1

| O s ©T“t © ©

oí 04 ^4 s 8T o 00 <T. © 1-1 r>l 1-1 «•o

©

O o o © o © © O © © © ©

■GENERACION HIDRAULICA SIN --------ENFICC H OEF PROM H

Fuente: Base de datos Neón, XM.

Nótese que la generación hidráulica por encima de la ENFICC no se modificó a pesar de que el IDEAM había advertido de la probabilidad de que se presentara el fenómeno de El Niño desde el 19 de junio de 2009, y de que los aportes de septiembre de 2009 fueran excepcionalmente bajos12. Para ilustrar lo anterior, obsérvese la imagen 2 que muestra los aportes promedio mensuales en el SIN durante el periodo.

12 El 67.61 % de la media histórica conforme a los datos en la base de datos Neón, XM.


Sesión No.468

Imagen 2

7000

6000

5000

4000

000

2000

M es antes de la

intervención1000

0en ON cr. Ch en en Oh en en en en o £3 a o a OD O Cdo O o O O CJ o o o o o o r i t—1 n ri rh rl rio o o O en O o o o o o o o a O o o O O O

<N <N CxJ <N Cvl <N <N <N <N esl <N <N <N <N <N—a> — o Vj’ r—. c OUU Li_

-C< -2

h£<

uO N

o 5 CUJ "5u_ -u. < 2D 3 Hú 1

<

APORTES MEDIOS HISTORICOS —• —APORTES HIDRICOS


Por lo anterior, se resalta que las medidas de intervención en parte fueron originadas por la percepción de que el mercado como mecanismo para realizar la asignación inter-temporal del recurso hídrico, estaba aumentando el riesgo de desabastecimiento futuro de la demanda en los meses más secos del periodo crítico, al hacer una utilización temprana de los embalses.

II. Precio de bolsa y generación téimica

En el mercado eléctrico, al igual que en cualquier mercado, la señal de escasez o abundancia de un recurso viene dada por el precio de bolsa. Es decir, si los generadores hidráulicos esperan una sequía pronunciada en los meses venideros, elevaran el precio al que ofertan su recurso en la bolsa, lo que elevará el precio (de bolsa) y permitirá que una mayor cantidad de plantas térmicas entren al despacho y sustituyan generación hidráulica. Para este caso, la evolución del precio de bolsa se presenta a continuación:


Sesión No.468

Imagen 3

R*iCREG 010/2010

Intervención M M E

2 /o e t/2 0 0 9350

iS’

w

100

0

PRECIO EM BOLSA NACIONALPROM DIA PRECIO DE ESCASEZ


De lo anterior se observa que los precios de bolsa se elevaron progresivamente en el mes de septiembre de 2009 hasta llegar a unos niveles cercanos al precio de escasez. Lo que concuerda con los aportes excepcionalmente bajos del periodo y la expectativa de que se estaba atravesando por una sequia producto del fenómeno de “El Niño”.

Sin embargo, a pesar del incremento en los precios, el componente de generación hidráulica fue superior a la ENFICC durante septiembre de 200913, debido a que la generación térmica durante el periodo tuvo una participación inferior a lo esperado para ese nivel de precios, como se ¡lustra en la siguiente imagen:

13 Ver sección 2. B) 1.1. Gestión del recurso hídrico.


Sesión No,468

Imagen 4

100

90

80

70

50

50

40Intervención

M M E 2/oct/20Q 930

2010

ooS S S £ S

Q O O O Os s g £ o ori Ori Ocr-l Ori

OO O

ENFICC CARBÓN -ENFICC CARBÓN + GAS ENFICCTERMICA

OEF PROM T GENERACION TERMICA SIN


Nótese en la gráfica anterior que a pesar de que los precios de bolsa promedio día en el mes de septiembre se incrementaron progresivamente desde niveles de 150 $/kWh hasta valores de alrededor de 280 $/kWh, la generación térmica no creció significativamente durante el mes, sino que oscilo en valores entre 42 y 55 GWh-día; lo cual es un valor bajo si se tiene en cuenta que la ENFICC agregada de las plantas termoeléctricas que operan con carbón y/o gas natural14 (cuyos costos variables son inferiores15 a esos niveles del precio de bolsa) es mayor a 70 GWh/día.

Por lo tanto, la señal de precios al inicio del periodo de crisis no tuvo el efecto esperado de que una parte de la generación hidráulica fuera remplazada por generación térmica, sino que solamente mediante la obligatoriedad de generación establecida por las intervenciones del MME y la CREG se alcanzaron, en algunos periodos de tiempo, valores cercanos a la OEF correspondiente a estas plantas.

Las posibles causas por las que se presentó esta situación se describen a continuación:

• La capacidad de generar continuamente de algunas de las plantas térmicas era baja en el periodo inicial de la crisis y solamente mejoró en una etapa posterior.

14 El racionamiento de Gas Natural fue declarado el 29 de septiembre de 2009, por lo que el periodo analizado fue antes de dicha medida.15 La planta con mayor costo variable de las que utilizan gas natural o carbón es de alrededor de 180 $/kWh. Fuente: Cálculos propios con base en la “Declaración de parámetros para el cálculo de la ENFICC para la vigencia de diciembre de 2008 a noviembre de 2009" y en el documento “ Información básica para los Análisis Energéticos de Agosto de 2009" publicado porXM.


Sesión No.468

• Se presentaron restricciones adicionales en el transporte y suministro de combustibles que afectaron los compromisos asumidos por los agentes con relación a la capacidad real de generación de algunas plantas. Estas restricciones estuvieron asociadas principalmente a plantas con bajos niveles de operación en situaciones normales y al estrés de la red de transporte de combustibles por efecto de la operación simultánea de varias plantas.

• Retiro de la oferta de plantas térmicas con bajos costos variables mediante declaraciones de mantenimiento o precios de oferta en el mercado muy superiores a sus costos.

Nótese que las dos primeras causales no son detectadles mediante las pruebas que se realizan en el esquema del Cargo por Confiabilidad, dado que en primer lugar se trata de pruebas cortas (de 4 a 12 horas), y en segundo lugar estas pruebas no se realizan simultáneamente para varios recursos de generación que utilicen el mismo combustible.

Por lo tanto, se concluye que es necesario implementar un tipo de prueba adicional en el Cargo por Confiabilidad que permita conocer la capacidad de generación real de los recursos térmicos en situaciones parecidas a las de una crisis; es decir, que operen de forma continua y simultánea.

En cuanto a la posible utilización de estrategias anticompetltivas que afecten la confiabilidad del suministro en periodos de riesgo de desabastecimiento16, se recomienda establecer una banda de operación, la cual al ser superada activará medidas especiales para sostener el nivel de confiabilidad de suministro. Lo anterior sin detrimento de las otras medidas que está analizando la Comisión para la mitigación de posibles posiciones de poder de mercado17.

III. Indicadores del nivel de confiabilidad del sistema.

En el Cargo por Confiabilidad el indicador de crisis es cuando el precio de bolsa supere el precio de escasez. Es decir, el indicador depende de que el comportamiento del mercado refleje las variables físicas del sistema. Lo que es razonable en mercados competitivos, sin que se tenga poder de mercado. Sin embargo en mercados oligopólicos tiene la desventaja de que ante la percepción de que se están presentando fallas en el mercado, el indicador no es suficiente. Lo anterior se observó en el hecho de que las medidas transitorias que expidieron el MME y la CREG para mantener la confiabilidad se realizaron con base (y sujetas) en variables físicas, como son los aportes y el nivel de los embalses.

Por lo tanto se considera que adlcionalmente al precio de escasez, es importante definir indicadores basados en las variables físicas del sistema. Se recomienda que estos indicadores sean conocidos ex-ante por los participantes del mercado para minimizar el riesgo regulatorio, y que sean la base para activar medidas especiales

16 Lo anterior es especialmente importante si se considera que en situaciones de escasez existe una alta probabilidad de que algunos agentes ganen u incrementen significativamente su poder de mercado (Wolak, 2009).17 Ver documento CREG-118 de 2010 publicado mediante la circular CREG 063 de 2010.


Sesión No.468

que sostengan la confiabilidad del suministro al usuario final. Un ejemplo de este tipo de indicadores son los que se desarrollaron en el tiempo de crisis, como son el Nivel ENFICC Probabilístico y el análisis energético realizado por el CND.

IV. Mecanismos temporales para garantizar la confiabilidad del suministro

Durante la crisis se implementaron varias medidas para sostener la confiabilidad del sistema, los cuales se analizan a continuación conforme a sus efectos sobre la confíabiíidad en el suministro de energía y en el mercado mayorista:

• Generación forzada de plantas térmicas.

La primera medida de intervención fue forzar a un grupo de plantas térmicas a generar constantemente mediante la figura de generación por seguridad. Dicho mecanismo afecto los precios de bolsa, los cuales llegaron a niveles que no reflejaban la condición de escasez18.

La razón de lo anterior fue que en este caso las plantas hidráulicas no tenían incentivo a elevar el precio para almacenar el agua, dado que sin importar el precio de bolsa la cantidad de generación térmica era constante. Adicionalmente dicha medida afectó las expectativas de los precios en el corto plazo, lo cual se reflejó en los valores ofertados del recurso.

• Nivel de referencia de las plantas hidráulicas

Esta medida estableció un precio de oferta mínimo para las plantas hidráulicas cuyo embalse fuera inferior al Nivel EFICC Probabilístico NEP. Al respecto se considera que su aplicación controla comportamientos de alto riesgo que comprometan la confiabilidad del sistema, y adicionalmente permite a los agentes conocer ex ante las condiciones en las que se realizará la intervención del recurso.

• Mecanismo de Energía Vendida y Embalsada.

El mecanismo de energía vendida y embalsada es un esquema que asegura la cantidad de generación térmica definida según el balance energético para mantener la confiabilidad, mediante la compra y almacenamiento de energía en las plantas hidráulicas.

Este mecanismo concilia las diferencias de percepción de riesgo entre la demanda, reflejada en el balance energético, y el agente. Tiene la característica que afecta en menor escala la formación de los precios en la bolsa, en comparación con el mecanismo de forzar generación térmica bajo la figura de generación de seguridad. Y adicionalmente remunera con el precio de oferta a los generadores hidráulicos por concepto de la venta de su energía.

Por otro lado, el mecanismo generó un costo para el usuario, como contraprestación del beneficio por mantener un nivel de confiabilidad en el periodo de crisis.

18 Ver imagen 3.


Sesión No.468

Dado los resultados obtenidos, se propone incluir una variación de este mecanismo en el estatuto de racionamiento como mecanismo para conservar la confiabilidad del sistema.

V. Síntesis

En síntesis, con base en el análisis realizado se realizan las siguientes sugerencias para la elaboración del estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento y racionamiento:

• Implementar un mecanismo que permita comprobar la capacidad de generación simultanea y continúa del parque de generación térmico.

• Establecer indicadores basados en las variables físicas del sistema que reflejenel riesgo de desabastecimiento de la demanda en el futuro cercano.

• Definir medidas especiales para garantizar la confiabilidad que se activenúnicamente cuando la distribución del recurso hídrico realizada por el mercado conlleve a estar en riesgo de racionamiento. Estos mecanismos deben afectar lo menos posible la formación de los precios en el mercado.

3. PROPUESTA DE ESTATUTO DE PERIDO DE RIESGO DEDESABASTECIMIENTO Y RACIONAMIENTO

Con base en el análisis expuesto anteriormente se recomienda disponer de un estatuto para periodos de riesgo de desabastecimiento y racionamiento en el Mercado Mayorista, el cual permita hacer el empalme entre un racionamiento programado y el Cargo por Confiabilidad. A continuación se describen las principales características propuestas:

a) Principios

Se propone que todo el estatuto se base en los siguientes principios, los cuales son coherentes con las disposiciones de Ley y con el mecanismo de Cargo por Confiabilidad.

• El nivel de confiabilidad establecido para la demanda es el determinado por las OEF mediante el Cargo por Confiabilidad.

• Solamente ante un riesgo de desabastecimiento se pueden aplicar medidas para conservar la confiabilidad y administrar el racionamiento.

• Los agentes que no puedan cumplir su OEF deben pagar el costo de las medidas para conservar la confiabilidad y/o el racionamiento que produzca el incumplimiento. En el caso de que el racionamiento sea producto por una demanda mayor a la cubierta por el CXC, el costo de las medidas debe ser asumido por la demanda.

b) Determinación del nivel de confiabilidad que compra la demanda


Sesión No.468

La confiabilidad del suministro hace referencia a la percepción de la probabilidad de poder atender la demanda. Es decir, se trata de un criterio subjetivo que involucra el comportamiento futuro de variables estocásticas. Por lo tanto, al tomar la decisión de comprar un nivel de cobertura se realizan supuestos o escenarios para los cuales se busca cubrir la demanda, con el riesgo intrínseco de que en el caso de que se presente un escenario más crítico del presupuestado se va a producir un racionamiento.

En el caso del Cargo por Confiabilidad, el nivel de confiabilidad comprado por la demanda se establece con varios años de antelación, en el momento en que la Comisión realiza las asignaciones de OEF. Esta decisión lleva implícito varios supuestos, los cuales son básicamente:

• Demanda futura: Se supone una demanda futura igual al escenario alto de la última proyección realizada por la UPME.

• Capacidad de generación de las plantas hidráulicas en periodos de sequía:La ENFICC de las plantas hidráulicas se calcula utilizando los valores más bajos de generación obtenidos mediante un proceso de optimización anual aplicado a las hidrologías históricas de cada planta.

• Capacidad de generación de las plantas térmicas: La ENFICC para estas plantas está atada a la disponibilidad de combustibles que puede demostrar la planta y a su indisponibilidad declarada e histórica.

• Margen de seguridad adicional: No se utiliza un margen de seguridad adicional por si los supuestos anteriores tienen alteraciones.

Nótese que la definición del nivel de confiabilidad no es propiamente parte del estatuto en cuestión sino del mecanismo de Cargo por Confiabilidad; sin embargo, conforme a los principios definidos en el apartado anterior, el criterio de confiabilidad debe ser coherente al utilizado en el estatuto. Por ejemplo, si en la asignación de la OEF se establecen un conjunto de supuestos para calcular la capacidad de generación de una planta hidráulica en condiciones críticas, dichos supuestos también debe ser utilizados para el cálculo de los indicadores del estatuto.

Lo anterior implica que los cambios en los supuestos utilizados para calcular el nivel de confiabilidad se deben realizar en la metodología para calcular la ENFICC, y no en los indicadores del estatuto.

c) Declaración de periodo de riesgo de desabastecimiento

La declaración formal de periodo de riesgo de desabastecimiento tiene el objetivo de activar los mecanismos de seguimiento y habilitar la eventual aplicación de los mecanismos para conservar la confiabilidad. El objetivo de esta declaración es diferenciar situaciones normales de situaciones en donde las expectativas hacen prever que hay riesgo de desabastecimiento en el sistema. Dado que aplicar las medidas para garantizar la confiabilidad del sistema en condiciones normales pueden llevar a una excesiva sobre- confiabilidad, y por ende a una utilización ineficiente de los recursos.


Sesión No.468

Se propone que ia declaración sea realizada por el MME cuando las expectativas en el corto plazo (periodo en el que no pueden entrar nuevos proyectos) de la demanda y/u oferta indiquen que existe un riesgo elevado de no poder atender la demanda.

Entre las situaciones que podrían originar la declaración de crisis se encuentra la aparición del fenómeno de “El Niño”, el atraso en un proyecto nuevo o un daño grave en una planta, en la red de transmisión o en la infraestructura de combustibles.

d) Periodo de calentamiento

El periodo de calentamiento es un periodo declarado con cierta frecuencia en situaciones normales19 y al inicio de un periodo de riesgo de desabastecimiento, en el que se obliga a las plantas térmicas a generar simultánea y continuamente. Tiene el objetivo de verificar la capacidad real de las plantas térmicas de cumplir su OEF al generar una condición de estrés en la infraestructura de combustibles durante un periodo de tiempo suficiente largo.

En el caso en que una planta durante el periodo no pueda generar al menos su ENFICC, se producirían dos consecuencias:

• La planta perdería su OEF y tendría que devolver los recursos que se le han entregado por ese concepto para el último periodo. Es decir, para todos los efectos es una prueba del Cargo por Confiabilidad.

• El análisis energético no incluiría la energía de dicha planta. Lo anterior permite al sistema tomar medidas para subsanar el déficit generado por la planta incumplida.

e) Evaluación energética

La evaluación energética es una proyección de la capacidad de generación futura del sistema y el consecuente costo de oportunidad del recurso hídrico asociado. Sus resultados se utilizan para:

a) Activar y desactivar los mecanismos para conservar la confiabilidad.

Conforme a los principios establecidos anteriormente, las medidas para garantizar la confiabilidad del sistema solo aplican cuando se presente riesgo de desabastecimiento. Lo anterior requiere que exista un indicador que permita conocer si el sistema tiene o no un alto riesgo de desabastecimiento.

Al respecto, se propone que la evaluación energética arroje como resultado un nivel de embalse agregado en el SIN para cada día del año, por debajo del cual se considera que existe un alto riesgo de desabastecimiento en el corto plazo. El uso del nivel de embalse agregado obedece a que esta variable indica la reserva que necesita el sistema para poder atender la demanda ante un determinado escenario en el futuro. Lo anterior se ilustra en la siguiente gráfica:

19 Se propone una frecuencia de 1 a 3 años.


Sesión No.468

Imagen 5

Zona de operación libre del mercado

Curva calculada con el balance energético

Zona de riesgo de des abaste cimiento

xti-

Medidas para conservar la confiabilidad

Las principales características propuestas para este indicador son:

• Cada punto de la curva representa el mínimo nivel del embalse agregado que necesita el sistema para atender una demanda igual al escenario alto de la última proyección de demanda realizada por la UPME durante un año vista. En este cálculo se considera una capacidad de generación térmica igual a la OEF de las plantas térmicas. Nótese que no se incluyen las plantas a las cuales se les haya retirado su OEF por no superar el periodo de calentamiento.

• Cuando el nivel del embalse agregado este por encima de la curva no se aplicarán las medidas para conservar la confiabilidad.

• Con el objeto de evitar que los mecanismos para conservar la confiabilidad se activen y desactiven en periodos cortos de tiempo, se propone que se utilice una banda cuyo valor inferior activa los mecanismos y el valor superior los desactive. Lo anterior se ilustra en la siguiente gráfica:


Sesión No.468

Imagen 5

Activación de los mecanismos

Desactivación de los mecanismos

b) Activar y desactivar el racionamiento programado.

De forma similar a la activación y desactivación de los mecanismos para conservar la confiabilidad, se propone que adicionalmente se calcule curvas para activar y desactivar el racionamiento programado20. Como es de esperarse dichas curvas representan niveles inferiores de los presentados en la sección anterior, dado que en este caso reflejan la inminencia de una situación de desabastecimiento. En la siguiente gráfica se ilustra lo anterior:

20 Actualmente conforme al artículo 3 de la Resolución CREG 119 de 1998 establece que el racionamiento programado se declara cuando el precio de bolsa supere al primer escalón de racionamiento en algunas horas durante 7 días seguidos y/o cuando los análisis energéticos elaborados por el CND concluyan que se necesita. El límite de confiabilidad de estos análisis se estableció en el Código de Operación contenido en la Resolución CREG 025 de 1995 y es igual a un Valor de Racionamiento Esperado (VERE) del 1.5% de la energía en cada mes. Este valor se estableció bajo el supuesto de que es factible reducir esta cantidad de demanda mediante la reducción del voltaje y frecuencia del sistema.


Sesión No.468

Imagen 6

Zona de riesgo de desabastecimiento

Zona de racionamiento

Racionamientoprogramado

Medidas para conservar la confiabilidad

c) Establecer el costo de oportunidad del recurso hídrico, el cual se utiliza en el comportamiento de los mecanismos para conservar la confiabilidad.

Los indicadores presentados anteriormente marcan tres zonas diferentes en cuanto a la confiabilidad del suministro: 1) Zona de operación libre del mercado, 2) Zona de aplicación de mecanismos para garantizar la confiabilidad y 3) Zona de racionamiento. Estas zonas tienen valores implícitos del costo de oportunidad del recurso hidráulico desde el punto de vista de la demanda21, los cuales son:

1. Zona 1. La asignación del recurso que realiza el mercado por lo que el costo de oportunidad del recurso es menor o igual al precio de bolsa.

2. Zona 2. Se percibe un alto riesgo de desabastecimiento, por lo que el costo de oportunidad del agua es elevado pero inferior al costo de racionamiento.

3. Zona 3. Dado que se encuentra en situación de racionamiento, el costo de oportunidad del recurso hídrico es igual o superior al costo del racionamiento.

Nótese que la valoración del recurso en la Zona 2 hace referencia para decidir si almacenar una mayor cantidad de agua en los embalses de lo que establece el mercado. Es decir, en esta zona el sistema debería almacenar toda la cantidad de agua que sea ofertada por debajo de su valoración en el mercado, dado que se tiene la expectativa de que dicho recurso será más valioso en el futuro.

Por lo tanto, se propone que la evaluación energética calcule para esta zona curvas isocostes del nivel de embalse agregado, que sirvan como referencia a los mecanismos para conservar la confiabilidad. Lo anterior se ilustra en la siguiente gráfica:

21 La disposición a pagarde la demanda se representa por medio de la evaluación energética.


Sesión No.468

Imagen 7

ClDiferentes probabilidades de utilizar térmicas costosas y racionar

\ "C3

En un escenario determinístico el costo de oportunidad del recurso de cada curva estaría dado por el máximo entre el costo de las plantas térmicas y los niveles de racionamiento que se apliquen en el futuro22. Sin embargo, al tratarse de variables estocásticas se debe utilizar el valor esperado de los diferentes escenarios utilizados, afectado por un nivel de aversión al riesgo.

f) Mecanismos para conservar la confiabilidad

Los mecanismos para conservar la confiabilidad tienen el objetivo de almacenar una cantidad mayor del recurso hídrico cuando la valoración del mercado sea inferior a la valoración centralizada del recurso, con lo cual se incrementan las reservas del sistema y se obtiene una mayor confiabilidad.

Del análisis presentado en la primera sección sobre la sequia producto del fenómeno de “El Niño” 2009-2010 se concluye que dependiendo del diseño del mecanismo, se puede tener una incidencia significativa en la estrategia de los agentes y en la señal de precio en el mercado. Por lo que es importante que en el diseño del mecanismo se tenga en cuenta el efecto que pueda tener en las estrategias de los participantes del mercado. Al respecto se plantean las siguientes alternativas:

a) Generación térmica por seguridad y venta del recurso hidráulico desplazado.

En esta alternativa las plantas térmicas cuyo costo23 sea menor a la valoración del recurso hídrico y no salgan despachadas por mérito serán incluidas en el despacho como generación de seguridad. El recurso hidráulico desplazado por esta generación se considerará vendido al precio de bolsa y pertenecerá al sistema24.

22 Esta afirmación puede no cumplirse por efecto de restricciones en la capacidad de los embalses.23 El costo se puede calcular mediante la Resolución CREG 034 de 2001 o por el precio ofertado.24 Deforma similar al esquema implementado en la Resolución CREG 010 de 2010.


Sesión No.468

b) Venta del recurso hídrico con antelación al despacho.

Esta alternativa es similar al mecanismo implementado en la Resolución CREG 010 de 2010, y consiste en que los recursos hidráulicos cuyo precio de oferta sea inferior a la valoración centralizada del recurso se considerarán vendidos al mercado y se almacenaran, por lo que no se incluirán en el despacho económico ni en el despacho ideal.

c) Restricción de generación térmica en el despacho.En esta alternativa se incluye en el despacho ideal y en el despacho real la restricción de que las plantas térmicas con precio de oferta inferior a la valoración centralizada del recurso hídrico tendrán que entrar con generación máxima. El recurso hídrico desplazado se calculara mediante un despacho sin esta restricción, se considerará vendido al precio de bolsa y pertenecerá al sistema.

Nótese que las tres alternativas tienen en común que la generación hidráulica desplazada se considerará vendida al sistema. Esto obedece al criterio de afectar lo menos posible la estrategia de oferta de los agentes. Adicionalmente es importante tener en cuenta que bajo el mismo criterio se considera fundamental adicionar un componente de incertidumbre en el mecanismo seleccionado, con lo cual se evita que los agentes oferten con base en el comportamiento del mecanismo y no con base en la valoración privada del recurso.

En cuanto a la venta del recurso almacenado por el sistema, esta también utilizaría la valoración centralizada para ofertar su recurso. Es decir, el sistema vendería cuando la valoración del mercado es superior a la valoración centralizada. Al igual que en el caso de compra, esta decisión también tendria que tener un componente de incertidumbre asociado.

Nótese que la acción de compra y venta del recurso hídrico que realiza el sistema tiene implícito un riesgo de precio, dado que el precio de venta puede ser menor que el precio de compra. Este riesgo debe ser trasladado a los agentes que no superen las pruebas del Cargo por Confiabilidad (incluyendo el calentamiento) si el mecanismo para conservar la confiabilidad se activó por dichos incumplimientos, o por la demanda si la activación se produjo por un incremento no previsto de la misma.

g) Racionamiento

Se propone manejar el racionamiento programado mediante el mecanismo para conservar la confiabilidad, con la diferencia de que la energía vendida y almacenada en los embalses no es reemplazada por la generación de otra planta sino por el racionamiento de demanda. Adícíonalmente se requiere tener en cuenta las siguientes consideraciones en la forma como se realizan las liquidaciones durante el periodo:

a) El precio de bolsa y las OEF se calcula con la demanda real más la demanda racionada25. Lo anterior obedece a que en caso contrario el precio de bolsa se deprimiria y las OEF de cada agente se reducirían.

25 Actualmente la Resolución CREG 119 de 1998 establece que el precio de bolsa se calcula con la demanda comercial.


Sesión No.468

b) La demanda racionada se incluye como la demanda de un comercializador ficticio, y el correspondiente costo de la compra de energía de dicho comercializador (precio de escasez por demanda racionada) debe ser asumido por las plantas de generación cuya generación ideal es menor a su OEF durante el periodo.

c) El ingreso de la planta ficticia con costo variable igual al costo de racionamiento y generación igual a la demanda racionada será transferido a la demanda mediante la cuenta de restricciones como compensación por el racionamiento.

ESTATUTO DE ABASTECIMIENTO69 os

Sesión No.468

Bibliografía

• IDEAM, 2010. “Boletín informativo sobre el monitoreo de los Fenómenos de "El Niño" y "La Niña"”.

• Wolak, Frank (2009). “Report on Market Performance and Market Monitoring in the Colombian Electricity Supply Industry”.

• Resoluciones CREG 025 de 1995, 119 de 1998, 034 de2001, 071 de 2006,137 de 2009, 009 de 2010, 010 de 2010, 070 de 2010, y 071 de2010.

• Resoluciones del Ministerio de Minas y Energía 18-1654 del 29 de septiembre de 2009, 18-1686 del 2 de octubre de 2009,18-2074 del 23 de noviembre de 2009, 18-0924 del 2 de junio de 2010.


Documents

Comisión de Regulación de Energía y Gas ESTATUTO PARA ...apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256eee0072eba7... · ESTATUTO PARA SITUACIONES DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO