Reunión Técnica 013 Bogotá, 18 Agosto de 2011

1. Reunión Técnica013 Bogotá, 18 Agosto de 2011

2. 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

3. 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.

4. 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.

5. 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.

6. 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.

7. 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.

8. Pruebas de Disponibilidad Frente a la Res CREG 140 y 161 de 2009 las fallas se clasifican en: Fuente ANDEG- Datos XM

9. Pruebas de Disponibilidad • La principal causa de falla es el suministro de transporte o suministro de combustibles en el agregado. • Para las plantas que se mantienen por seguridad el número de ocurrencias por combustibles se elimina después de la finalización del niño. • Las principales causas en el segundo semestre están asociadas a fallas en la caldera. Fuente ANDEG- Datos XM

10. Resoluciones 140 y 161 • Propuestas: • Propuesta Pruebas de Disponibilidad documento Termocandelaria • Dados los análisis es conveniente que se elimine la situación creada con las Res 140 y 161, pues no alcanzan el objetivo para el cual fueron creadas.

11. Anexo 6 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 6 Res CREG 071 2011 • Efectos: En los días de mayor consumo la OEFD > ENFICC > CEN Cálculos

13. Anexo 6 Res CREG 071 2011 • Efectos Económicospara el primer trimestre de 2011: • El efecto se presenta en las plantas con IHF bajos

14. Anexo 6 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: • Elaborada por TEBSA.

15. Situación Actual • Obligaciones de Energía Firme Año = Donde: • Obligaciones mensuales = Donde: OMEFRi,j,m : Obligación Mensual de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el mes m. EAi,j: ENFICC asignada al generador j en la Subasta o en el mecanismo que haga sus veces y respaldada con la planta o unidad de generación i. Dm: Demanda Objetivo del mes m. Dj: Demanda Objetivo para el primer año del Período de Vigencia de la Obligación asignada al generador j. • Obligaciones Diarias = Donde: ODEFRj,d,m : Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el día d del mes m. OMEFRi,j,m : Obligación Mensual de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el mes m. DCd,m:Demanda Comercial Total Doméstica del sistema para el día d del mes m. DCm: Demanda Comercial total Doméstica del sistema para el mes m.

16. Anexo 6 Res CREG 071 2011 • Determinar la Energía Firme mensual = Donde • EFm: Enficc correspondiente al mes m. • Dm: Enficc correspondiente al mes m • EAi,j: ENFICC del generador j respaldada con la planta o unidad de generación i. • Obligaciones de Energía Firme Mes = Donde: OMEFRi,j,m: Obligación Mensual de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el mes m. EAi,j: ENFICC del generador j respaldada con la planta o unidad de generación i. DOm: Demanda Objetivo del mes m. EFm: Enficc correspondiente al mes m. • Obligaciones de Energía Firme Diaria = ODEFRi,j,m : Obligación Mensual de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el mes m.