Reunión Técnica 015 Bogotá, 20 Octubre de 2011

1. Reunión Técnica015 Bogotá, 20 Octubre de 2011

2. Comentarios Auditorías Aspectos Operativos CND

3. Auditorías Aspectos Operativos • Carácterísticas: • Se deberán realizar por lo menos cada dos años. • El costo de las auditorías será parte de los ingresos regulados. Cualquier auditoría adicional que se requiera por un agente , deberá ser pagada por quien la solicite. • El auditor deberá ser seleccionado por el CND de la lista que elabore el CNO, mediante un proceso competitivo. • Los informes de auditoría deberán incluir el detalle de las pruebas realizadas y las recomendaciones del auditor. Las pruebas que lleven a cabo deberán hacerse sobre los procesos del último año calendario. Si utiliza pruebas muestrales, estás deben ser significativas estadísticamente. • Copia del informe final deberá ser entregada a la CREG y CNO. Además deberá ser publicado para conocimiento de los agentes, terceros interesados. • Todos los agentes que participen en el mercado mayoristadeberán suministrar la información o permitir el acceso a ella.

4. Auditorías Aspectos Operativos Los procesos a ser sujeto de auditorias son:

5. Auditorías Aspectos Operativos • Auditorias al CND • Hoy existen auditorías a los proceso comerciales que adelanta el ASIC y para las transacciones internacionales. • Periodicidad: Anual en los dos casos. • Es necesario crear un auditoria para los aspectos operativos, dado que estos tiene implicaciones comerciales a los agentes del sistema. • Mejora la confianza y da mayor transparencia.

6. Auditorías Aspectos Operativos • Comentarios y Propuestas: • La frecuencia de la auditoría no debe ser superior a 1 año. El tema no es menos relevante que los aspectos comerciales locales y las Ties. • Este debe ser una primera medida, pero en el largo plazo se debe migrar hacia un modelo en el cual se separen totalmente el el operador y el transportador, es decir un Operador del Sistema Independiente (ISO): • El esquema actual genera exceso de prudencia del OS en la gestión del sistema y sobrecostos por este, dado el objetivo primario la confiabilidad del sistema. • Sobrecostos de generación, que el transmisor no los asume. • Altos costos de congestión. • Debe mantenerse una relación beneficio-costo equilibrada, en la confiabilidad que el sistema requiere.

7. Pruebas de Disponibilidad

8. Pruebas de Disponibilidad • Bajo nivel de despachabilidad dentro del mérito de las plantas térmicas, en condiciones normales. • Las plantas térmicas pueden pasar un tiempo prolongado e indeterminado sin generar, y la inquietud del Regulador de saber si esas plantas van a generar cuando el sistema las requiera. • En forma permanente el generador está recibiendo una remuneración por vender una disponibilidad, y el Regulador requiere establecer que es real.

9. Mecanimos de Control Las plantas térmicas tiene una serie de autocontroles y controles regulatorios, que garantizan contar con la disponibilidad requerida por la demanda:

10. Característias de la Propuesta

11. Característias de la Propuesta

12. No elegible para prueba • No elegible para prueba • Cancela Pruebas • Cancela Pruebas • Prueba a CEN Reducida • Prueba Exitosa • Cesan Pagos (Hasta Gen en condición de prueba), Devuelve recursos desde su gen en Min Tec o Gen > 0 Proceso Prueba de Disponibilidad Si No Si No Si No Si • Incumplimiento Prueba • Realiza Prueba Días T—T+3 No Si Si No Si No

13. Carta Ejecución Garantías del Cargo

14. Garantías del CxC Antecedentes: Durante el 2011 se ha dado la no continuidad de dos proyectos asignados durante la subasta del CxC del año 2008. Porce IV: Insalvable incumplimiento, retraso superior a 1 Año- Declaración Auditor. Miel II: No se renovó el acuerdo entre EPSA y GENSA para continuación del proyecto. De acuerdo con lo publicado por XM, y las estimaciones de ANDEG, la garantía del CxC fue ejecutada al Proyecto Miel II. Propuesta: Remitir carta a la CREG en la que se solicita explicación sobre las razones encontradas por la Comisión para no ejecutar la garantías del primer proyecto. Lo cual debía hacerse de conformidad con la regulación Vigente.

15. Resolución 106 de 2011, Definición de la Opción de GNI para respaldar OEF

16. Resolución 106 Antecedentes Comparativo comentarios y nueva versión

17. Resolución 106 Contenido Resolución: Revisión Res 106 de 2011

18. Resolución 121 de 2011, Modificación Res 087 de 2011

19. Resolución 121 Antecedentes Comparativo comentarios y nueva versión

20. Resolución 121 Contenido Resolución: Revisión Res 121 de 2011

21. Resolución 139 de 2011, Modificaciones a las RES 071 de 2006

22. Resolución 139 Antecedentes Comparativo comentarios y Nueva versión

23. Resolución 139

24. Resolución 139 Contenido Resolución: Revisión Res 139 de 2011

25. Gradualidad en la pérdida del Cargo por Falló en la Contratación de Combustibles

26. Gradualidad Pérdida Cargo Antecedentes: La Asociación ha manifestado la necesidad de que la Regulación incorpore una gradualidad en la pérdida de las OEF, ante diferenciales en los contratos de combustibles líquidos y las auditorías establecidas en la Res 180 de 2010 y 002 de 2011. Consideramos que la penalidad de pérdida total de las OEF, en los casos que existan diferenciales pequeños entre el documento de logística de abastecimiento y el criterio del auditor, es una penalidad demasiado alta para cualquier agente. En su defecto proponemos una proporcionalidad en la perdida de la OEF con respecto al incumplimiento, la cual sería creciente en la medida que el diferencial entre el documento de logística y el auditor sea mayor, de tal forma que no se genere un incentivo no congruente.

27. Gradualidad Pérdida Cargo • Esta misma Gradualidad debe ser considerada para todas las tecnologías, bajo la premisa de que son solo frente a diferenciales en los contratos auditados: • Gas natural • LNG • Carbón • Combustibles Líquidos

28. Gradualidad Pérdida Cargo Esa gradualidad puede darse bajo el siguiente esquema cuasi lineal: