Reunión Técnica 011

1. Reunión Técnica011

2. Temario

3. Resoluciones 140 y 161 • Documentos Soporte: • D-072 de 2009 • Situaciones de indisponibilidad: • El generador declara disponible la planta, sale despachado, pero se declara indisponible por indisponibilidad del gas causado por eventos atribuibles al productor o al transportador. • El agente la declara disponible y en el despacho el CND no la tiene en cuenta, entonces el agente le hace mantenimientos y cuando el CND la redespacha la planta es declarada indisponible. • El generador declara disponible la planta, no sale en el despacho, pero si es redespachado, cuando, cuando hace la renominación el gas no es aprobado. • El agente vende el gas en el mercado secundario y cuando lo redespachan prefiere mantener el compromiso del mercado secundario y declararse indisponible. • El agente tiene el gas del mercado secundario pero la renominación no es aceptada por el transportador • El generador declara disponible la planta pero no tiene el gas y espera hasta el final de los 6 periodos

4. Resoluciones 140 y 161 • Documentos Soporte: • Res Creg 125 • Propuesta de la CREG: • Las plantas que después de enviar la oferta con la disponibilidad real de la planta, disminuyan la disponibilidad declarada, se les considerará la nueva disponibilidad durante las 24 horas del respectivo Día de Operación, y • Las plantas que en el Día de Operación disminuyan la disponibilidad declarada, se les considerará la nueva disponibilidad durante las 24 horas del día operación y se les aplicará el valor correspondiente a la desviación. Si la planta venía generando continuamente desde el día anterior al Día de Operación, se tenía en cuenta la nueva disponibilidad durante las horas restantes del Día de Operación. Los mayores incentivos de dicha regulación eran: eficiencia, continuidad, eficacia, simplicidad, reciprocidad y transparencia . Adicionalmente establece que el CND deberá reportar a la SSPD la información de las plantas que disminuyan su disponibilidad en el Día de Operación.

5. Resoluciones 140 y 161 • Documentos Soporte: • Res Creg 125 •       Luego de este proyecto de resolución, salió el D-110 de 2009 con los comentarios que habían realizado los agentes y se agruparon principalmente en los siguientes temas: • Continuidad en la generación, • Funciones Incentivos IHF • Compensación Arranque Firmeza La CREG tomó algunos de los comentarios sobre los aspectos técnicos y realizó ajustes de redacción a la propuesta, pero la respuesta se enfocó en que querían que “los generadores declaren la mejor estimación de su disponibilidad”. Traslado a la SSPD para que si lo considera ejerza sus funciones de vigilancia y el control, e inicie investigaciones de ser necesario. Según la CREG, no hay afectación del IHF.

6. Resoluciones 140 y 161 • Documentos Soporte: • Res Creg 140 • Como resultado se obtiene la Res. CREG 140 de 2009 que establece lo siguiente: • Se mantiene la Situación 1 del proyecto y • Las plantas  que en el Día de Operación no logren arrancar o incrementar la generación dentro de las dos primeras horas de generación que se les asignó en el Despacho, se les considerará una disponibilidad de cero (0) MW o derrateada, según el caso, durante las 24 horas del día operación, y se les aplicará el valor correspondiente a la desviación al Programa No Cumplido.

7. Resoluciones 140 y 161 • Documentos Soporte: • D-132 de 2009 y Res 161 de 2009 • Flexibilizó un poco la Situación 2 y permite a los agentes la indisponibilidad hasta el momento en el que se cumplan (2) condiciones: 1) que haya sido declarada disponible y 2) que el CND la requiera según los criterios de redespacho.

8. Resoluciones 140 y 161 • Comentarios para discusión: • Doble afectación ya que en el caso de situación 2, se toman acciones retroactivas. • Si el CND no necesita el recurso, no le aprueban el hecho de haber superado la indisponibilidad técnica. • Evaluación expost de la medida, para ver si los objetivos se cumplieron. • De la información que entrego el CND, se pudo obtener que durante el 2010, solo se ejecutó dicha media en 17 casos, de los cuales, 16 fueron por problemas técnicos y solo uno por problemas de gas, motivo por el cual se tomaron estas medidas. • Dar traslado a la SSPD. • Llevar este tema al CNO y buscar los fundamentos técnicos necesarios para demostrarle a la CREG que esta medida no tiene sentido.

9. Resoluciones 140 y 161 • Propuestas: • Si la planta se declara disponible y estaba dentro del Despacho y/o Redespacho, debe ser condición suficiente para no afectar su disponibilidad a 0 o derrateada. • Solicitar Evaluación expost de la medida, para ver si los objetivos se cumplieron. • Llevar este tema al CNO y buscar los fundamentos técnicos necesarios para demostrarle a la CREG que esta medida no tiene sentido.

10. Temario

11. Anexo 8 Res CREG 071 2011 • Problemática: • La remuneración de las plantas por el CxC de acuerdo con la liquidación del ASIC, al pasar la OEF anual al ajuste mensual y luego diario, esta generando acotamientos entre: OEF KWH-DIA vs CEN • Lo anterior genera unos diferenciales en los momentos en los cuales la OEFD > DCC de la planta pues siempre se liquida con la regla: min (OEFD, DCC)

12. Anexo 8 Res CREG 071 2011 • Efectos: En los días de mayor consumo la OEFD > ENFICC > CEN Cálculos

13. Anexo 8 Res CREG 071 2011 • Efectos Económicospara el primer trimestre de 2011: • El efecto se presenta en las plantas con IHF bajos

14. Anexo 8 Res CREG 071 2011 • A futuro esos diferenciales pueden afectar el IHF de las plantas. La Res 148 de 2010 tiene el ajuste en la capacidad disponible equivalente >> HI y HD Propuesta: • Aumentar la OEFD en los valles en la misma proporción del acotamiento.

15. Temario

16. Mercados Secundarios GN El Estudio presentado en su informe 3, realiza un análsis de las posbibles opciones que pueden llegar a implementarse en Colombia, sin llegar a definir cual de ellas es la mejor. Objetivo: Desallorar mercados de corto plazo y secundarios tranparentes y líquidos para comercilizar gas y capacidad de transporte. • Option 1: Gradual Market Evolution. • Option 2: OTC Trading and Development of Trading Points • Option 3: A Gas Exchange • Option 4: A Single Trading Point or Physical “Hub” • Option 5: Entry-Exit Charges and a Virtual Trading Point

17. Mercados Secundarios GN Option 1: Gradual Market Evolution. • No establecer un mercado diseñado, tomar medidas para crecimiento y desarrollo de mecanismos actuales. • Contratos estandarizados. • Libertad para entregar y recibir en cualquier punto del sistema. • El OM debe recibir la información de precios y cantidades agregadas. Obligación de agentes a reportar. • EL TSO mantienen los BEO • Cada TSO es responsable del balance

18. Mercados Secundarios GN Option 2: OTC Trading and Development of Trading Points. • Similar a la opción anterior pero se le agregan medidas de regulación. • Punto de entrega parcialmente estandarizado. • Uso del MO para publicar las oferta y demanda de productos estandarizados. • Transporte es vendido simultáneamente con el gas • Productores como marketmakers(Obligación de venta mínima, margen con tope) • TSO responsable del balance de T de gas en el día • Plataforma de OTC mandatoria o se permite múltiples?

19. Mercados Secundarios GN Option 3: A Gas Exchange. • Similar a la opción anterior pero se le agrega un exchange, que puede o no remplazar los OTC. • Requiere una cámara de compensación (Anonimato en transacción, solo los miembro pueden participar). • El MO puede hacer o delegar la administración del exchange. • El Exchange publica los precios y cantidades de cada producto definido y tranzado en el día.

20. Mercados Secundarios GN Option 4: A Single Trading Point or Physical “Hub” • Las tres opciones anteriores requieren múltiples punto de entrega. Hub físico y contratos 'back-haul’ • Sitios para el hubBllanea o Vasconia. • Productos Back Haul permiten nominar gas en contra de la corriente de uso. • Permite el tranzar el gas en un solo punto. • Permite swaps entre los dos sistemas. • El MO es agregador y hace los swaps a nombre de terceros. • Como determinar el precio del Back Haul? Contratos sin lugar de entrega específica. • Similar a un VTP (Virtual Trading Point) • MO es responsable de asegurar el cierre. • Problema comprar gas sin conocer el costo del transporte • Los compradores reorganizar capacidad de transporte frecuentemente.

21. Mercados Secundarios GN Option 5: Entry-Exit Charges and a Virtual Trading Point • El vendedor inyecta gas al sistema y lo vende a cualquier agente con derechos de salida. • Los contratos no especifican un punto físico de entrega, VTP. • El esquema EE/VTP permite su complementariedad con un exchange. • Puede perderse la señal de costo por uso de tramos pero mejora la liquidez y la posibilidad de intercambios.

22. Mercados Secundarios GN Comentarios: • Productores como marketmakers? • El esquema debe ser llevado de manera gradual, no forzar la creación de un exchange, es algo que debe darse por necesidad del mercado. • Se debe iniciar por la estandarización y OTC, para luego evolucionar a EXCHANGE. • Llevar el mercado hacia un mercado financiero y no físico de gas • La estandarización incluye la posibilidad de crear un esquema como el VTP o cruce de flujos. • EL EE system permite corregir la situación de usuarios en la cola del sistema • Rol Activo del MO. Opción 2 puede ser el mecanismo más viable, dada la restricción de la metodología de transporte.

23. Temario

24. Primer Informe Subastas El primer informe presentado es un informe teórico que hasta el momento presenta como alternativas para la comercialización un mecanismo de subasta bajo dos posibles esquemas: • Subasta simultanea ascendente • Descubrimiento de Precio y revelación de información • Los participantes pueden ajustar valoración dependiendo del comportamiento de agentes • Comúnmente usada • Subasta simultanea de sobre cerrado • Ahorra tiempo y recursos • El subastador no tiene que determinar incrementos de precio entre ronda arbitrariamente • La subasta encuentra un precio de cierre exacto • Los oferentes no tienen que tomar decisiones en tiempo real • Pueden expresar sus preferencias exactas • Aumenta el riesgo de colusión, por la mayor información revelada

25. Primer Informe Subastas Comentarios: Independiente del esquema al agente térmico le interesa: • Que se defina la posibilidad de poder acceder a gas mediante contratos bilaterales u OTC. • No todo puede ser subastado, posible desincentivo a los productores si los productos son de corto y mediano plazo. Si existe sobre oferta se debe permitir bilateral o si se considera propuesta que dependa del tamaño y antigüedad del del campo. • Si los productores establecen la cantidad a ofrecer en cada producto podría esconderse el gas en firme. • Es una alternativa viable que térmicos vendan contratos de firmeza condicionada en la misma subasta. • Los productos a subastar deben ser estandarizados.