CARGO POR CONFIABILIDAD CONFIABILIDAD Fabio Andrés Muñoz Muñoz Universidad del Valle
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Introducción. La
energía eléctrica en Colombia proviene fundamen fundamentalmen talmente te de plantas de generación hidráulica (76% (76% apr aproxima ximad damen amente te)) y en una meno menorr prop propor orci ción ón de pla plantas de gene eneració ación n térmica (24%).
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Introducción. La
energía eléctrica en Colombia proviene fundamen fundamentalmen talmente te de plantas de generación hidráulica (76% (76% apr aproxima ximad damen amente te)) y en una meno menorr prop propor orci ción ón de pla plantas de gene eneració ación n térmica (24%).
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Algunas cifras… •
Generación real mensual: 5033 50 33,3 ,34 4 GWh GWh
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Exportaciones de energía eléctrica: 29,32 GWh Demanda nacional mensual: 49 4978 78,7 ,72 2 GWh GWh Demanda máxima de potenc potencia ia mensua mensual: l: 9003 MW
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Capac Capacida idad d efec efectiv tivaa net neta mensual: 14 1443 434 4,09 ,09 MW 3
Algunas cifras…
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Algunas cifras… •
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64% de la capacidad instalada corresponde a hidroeléctricas. Generación hidráulica mensual: 3826,15 GWh (76%)
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El fenómeno de el Niño. Sequías. Racionamiento Daños sobre la economía y la so soci cied edad ad.. 5
Contexto histórico 1992. EFECTOS
CAUSAS •
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Fenómeno de El Niño. Mala administración. Construcción de solo proyectos hidroeléctricos. Supuestos errados. Se archivaron los planes de expansión porque había “exceso” en la capacidad de generación eléctrica
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Racionamiento en Colombia entre el 2 de marzo de 1992 y el 1 de abril de 1993. La Hora Gaviria. GTM 4 El costo económico anual de un racionamiento de energía oscila entre 1.000 y 1.600 millones de dólares. (1992)
Asegurar la confiabilidad en el sector eléctrico ha sido siempre una preocupación central de todo diseño de política del sector. No obstante, para sistemas como el colombiano el reto de garantizar la confiabilidad puede ser incluso mayor toda vez que fenómenos climatológicos como El Niño pueden producir desajustes importantes del lado de la oferta. De este modo, se requiere una estructura regulatoria muy específica para garantizar la existencia de unidades de generación de respaldo que entren a operar en épocas de hidrología crítica. 7
¿Qué hizo el Estado Colombiano?
Con el fin de garantizar la confiabilidad en el sistema de energía eléctrica en Colombia y evitar racionamientos o interrupciones en el servicio, el Estado, a través de la CREG diseñó el cargo por capacidad (CXC) que fue implementado en el sector en 1996. 8
¿Qué es el Cargo por Capacidad?
Básicamente, es un pago por capacidad que se hacía a los generadores que aportaban confiabilidad al sistema, según lo estipulado en la CREG 01 de 1996.
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Cargo por Capacidad El CXC era un mecanismo financiero destinado a retribuir a los generadores que ofrecían al sistema capacidad de suministro en los períodos de escasez. 10
Cargo por Capacidad Buscaba garantizar el suministro de energía en el largo plazo, manteniéndole a los generadores flujos de ingresos constantes.
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Cargo por Capacidad
El CXC se creó con el objetivo de conseguir la confiabilidad del sistema eléctrico nacional. 12
Cargo por Capacidad El recaudo del monto a pagar por concepto del CXC se efectuaba en la bolsa, aplicando a cada kWh generado un precio equivalente del CXC. 13
Cargo por Capacidad Principales críticas: •
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No lograba garantizar que quienes fueran remunerados eran realmente los que aportaban a la confiabilidad del sistema. Se remuneraba por concepto de confiabilidad a plantas que probablemente no estaban disponibles en períodos secos, como las hidráulicas. 14
Cargo por Capacidad Principales críticas: •
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Para los hidráulicos se podría generar incentivos perversos a retener agua ya que la medición de la capacidad disponible se hacia con el nivel de embalses actual, no con el histórico. El producto a remunerar no estaba claramente definido, ni un mecanismo de exigibilidad del mismo. 15
Cargo por Capacidad Principales críticas: •
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No es claro que el precio de confiabilidad haya sido el adecuado ni el eficiente. Su objetivo y alcance no estaba claramente definidos. 16
El nuevo mecanismo – Cargo por Confiabilidad.
Debido a las falencias presentadas por el modelo del CXC, se concluyó que este debía ser reemplazado, y fue La CREG la encargada del diseño del nuevo modelo. Es así como la CREG reemplazó el CXC por un nuevo mecanismo llamado CARGO POR CONFIABILIDAD (NCC). 17
Cargo por Confiabilidad. Este mecanismo se diseño en base a los siguientes principios: Su objetivo fundamental debe ser el de garantizar la confiabilidad mediante la disponibilidad de energía en los períodos de escasez. El producto ha de ser claramente definido, al igual que los mecanismos de exigibilidad del mismo. El producto que el sistema necesita es energía firme. •
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Cargo por Confiabilidad. Este mecanismo se diseño en base a los siguientes principios: Capacidad para generar los mecanismos de incentivos a la inversión en generación (de respaldo) adecuados y suficientes que lleven a consolidar una mezcla eficiente de tecnologías. No estar sesgado hacia ninguna tecnología en particular. •
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Cargo por Confiabilidad. Este mecanismo se diseño en base a los siguientes principios: Determinar el precio de la confiabilidad a través de un mecanismo claro, competitivo y justo, no administrativamente. Ser capaz de reducir el riesgo asumido por los generadores de respaldo. •
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El nuevo mecanismo – Cargo por Confiabilidad.
El Cargo por Confiabilidad viene operando desde diciembre de 2006. Sin embargo, la primera asignación mediante subastas se realizó en el 2008 para las obligaciones de energía firme con vigencia a partir de diciembre de 2012. 21
¿Qué es el Cargo por Confiabilidad? Es un esquema de remuneración que permite hacer viable la inversión en los recursos de generación eléctrica necesarios para garantizar de manera eficiente la atención de la demanda de energía en condiciones críticas de abastecimiento, a través de señales de largo plazo y la estabilización de los ingresos del generador. 22
¿Cómo funciona el Cargo por Confiabilidad?
Uno de los componentes esenciales del nuevo esquema es la existencia de las Obligaciones de Energía Firme (OEF), que corresponden a un compromiso de los generadores respaldado por activos de generación capaces de producir energía firme durante condiciones críticas de abastecimiento. 23
¿Cómo funciona el Cargo por Confiabilidad? Para estos propósitos, se subastan* entre los generadores las OEF que se requieren para cubrir la demanda del Sistema. El generador al que se le asigna una OEF recibe una remuneración conocida y estable durante un plazo determinado, y se compromete a entregar determinada cantidad de energía cuando el precio de bolsa supera un umbral denominado Precio de Escasez. 24
¿Qué son OEF? Cuando el precio de bolsa supera, al menos por una hora del día, al Precio de Escasez, reflejando así una situación crítica de abastecimiento de electricidad, el generador al que se le asignó una OEF debe generar, según el despacho ideal, una cantidad diaria determinada de energía.
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¿Qué es Energía firme? Se entiende por Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC), la máxima energía eléctrica que es capaz de entregar una planta de generación durante un año de manera continua, en condiciones extremas de bajos caudales. 26
Precio de Escasez Este precio, establecido por la Comisión y actualizado mensualmente con base en la variación de un índice de precios de combustibles. Indica a partir de qué momento las OEF son exigidas, y por otra, es el precio al que será remunerada la energía entregada cuando tales Obligaciones sean requeridas. 27
Precio de Escasez
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Período de vigencia de la Obligación Planta o Unidad de Generación
Definición
Período de Vigencia de la OEF
Nueva
Al momento de ejecutarse la subasta no se ha iniciado la construcción de la planta.
Entre 1 y 20 años
Especial
Al momento de ejecutarse la subasta, la planta o unidad de generación se encuentra en proceso de construcción o instalación.
Entre 1 y 10 años
Existente
En operación comercial al momento de ejecutarse la subasta.
1 año
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Deberes asociados a la OEF Durante la vigencia de la OEF, el generador que la adquirió se compromete a: •
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Generar, según sea requerido en el despacho ideal, la cantidad diaria de energía firme asociada a su OEF, cuando el precio de bolsa supere el Precio de Escasez. Mantener vigentes los contratos de suministro de combustibles y los de transporte de gas natural, cuando sean del caso, que permitan generar la energía asociada a su OEF. 30
Remuneración de la OEF El generador a quien se le ha asignado una OEF recibirá una remuneración fija durante el período de vigencia de la misma. El precio por cada kilovatio hora de la OEF corresponde al precio de cierre de la subasta en la cual el agente vendió su energía firme, y se denomina Precio del Cargo por Confiabilidad. Ahora bien, cuando esta energía es requerida, además del Cargo por Confiabilidad el generador recibe el Precio de Escasez por cada kilovatio hora generado asociado a su OEF. 31
Subasta para la asignación de OEF La asignación de las OEF entre los distintos generadores e inversionistas, se realiza mediante subasta dinámica. En esta transacción del MEM participan activamente generadores e inversionistas, y la demanda está representada por una función de precio y cantidad de energía determinada por la CREG.
Esta subasta se llevará a cabo tres años antes de requerirse la energía firme.
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Subasta para la asignación de OEF El tiempo que transcurre entre el anuncio de la fecha de la Subasta para la Asignación de OEF y el final de la vigencia de las OEF, se clasifica en tres etapas: Etapa I
Etapa II
• Período de preclasificación
• Período
de planificación
• Período
Etapa III
de la vigencia de la obligación 33
Subasta para la asignación de OEF Para reducir la incertidumbre en los ingresos de aquellos proyectos cuya construcción supera los tres años del Período de Planeación, la CREG incorporó un mecanismo que le permite al inversionista vender parte de su energía firme futura, bajo condiciones especiales, durante las subastas que ocurren siete, seis y cinco años antes de que la energía firme del proyecto esté disponible. 34
Subasta para la asignación de OEF La subasta se diseñó bajo un formato de reloj descendente con lo que se espera determinar el precio de las opciones mediante un mecanismo competitivo y dinámico de descubrimiento de precio. Esta subasta es uniforme, multirronda y multiproducto. 35
Subasta para la asignación de OEF En este tipo de subasta el ASIC comienza un proceso iterativo en el cual llama a ofertar a un precio muy alto, como todos los competidores desean vender a dicho precio, se produce una sobre-oferta. Así, el ASIC comienza a disminuir el precio paulatinamente hasta que la oferta iguale a la demanda. Todos los bienes son negociados al mismo precio de equilibrio. 36
Subasta de reloj descendente
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Periodicidad de la subasta Teniendo en cuenta que las subastas se ejecutan para adquirir nueva energía firme, éstas solo tienen lugar cuando se estima que la demanda de energía para tres años adelante no puede ser cubierta con la energía firme de los activos de generación existentes y la de los que entrarán en operación durante esos tres años. Cada año la CREG evalúa el balance proyectado de oferta demanda de energía firme y de considerarlo necesario comunica mediante Resolución la decisión de convocar una subasta 38
Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad · ENFICC Para participar en la subasta de asignación de las OEF es necesario que el generador o el inversionista reporte a la CREG los parámetros que soportan su posterior declaración de ENFICC para que el CND verifique la declaración. 39
ENFICC. Plantas Hidráulicas La ENFICC de las plantas hidráulicas se calcula utilizando un modelo computacional denominado HIDENFICC que maximiza la energía mínima que puede entregar mes a mes una planta hidráulica en condiciones de bajos caudales. 40
ENFICC. Plantas Térmicas En una planta térmica se calcula utilizando la capacidad de generación de la planta, la disponibilidad de combustibles, el número de horas del año y un índice que incorpora las restricciones a la generación máxima de la planta: la indisponibilidad histórica por salidas forzadas y las restricciones en el suministro y transporte del gas natural. 41
ENFICC. Plantas No despachadas centralmente La ENFICC de las Plantas no Despachadas Centralmente depende fundamentalmente de la capacidad efectiva neta y de la disponibilidad de la planta. Los representantes comerciales de estos activos de generación deberán declarar ante la CREG la disponibilidad de estas plantas. De lo contrario la CREG asumirá una disponibilidad igual al 35%. 42
Anillos de seguridad Los anillos de seguridad son un conjunto de instrumentos que tienen por objeto facilitar el abastecimiento de la demanda en condiciones críticas, y el cumplimiento de las OEF de los generadores. 43
Mercado Secundario de energía firme El mercado secundario de Energía Firme es un mercado de contratos bilaterales, en el que solo participan los generadores. Los oferentes son aquellos que cuentan con energía firme que no fue vendida en la subasta, o que no ha sido comprometida en el mercado secundario, y los demandantes son los generadores que requieren temporalmente ENFICC para cumplir con sus OEF. 44
Demanda Desconectable Voluntariamente Este anillo de seguridad le permite al generador que prevea que no dispone de energía suficiente para cubrir su OEF acudir, a través de los comercializadores, a los usuarios del SIN que puedan reducir su consumo de energía porque cuentan con equipos de generación de respaldo o porque pueden modificar su proceso productivo. 45
Activos de Generación de Última Instancia Este mecanismo emplea activos de generación que no participan en la subasta ni en el MEM. En otras palabras, estos activos se utilizan única y exclusivamente para cubrir total o parcialmente OEF ya asignadas en la subasta a un agente. 46
Subastas de Reconfiguración En las Subastas de Reconfiguración es la CREG, en nombre de los usuarios del SIN, quien determina la necesidad de acudir a ellas en caso de detectar, con posterioridad a la Subasta para la Asignación de OEF, que para un año en particular se prevé un exceso o un déficit de energía firme. 47
¿Cómo está operando el Cargo por confiabilidad? La primera subasta se realizó el 6 de mayo de 2008 para asignar las obligaciones de energía firme de diciembre de 2012 a noviembre de 2013
¿Cómo fue la primera subasta?
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OEF asignadas Período 2006 - 2012
OEF asignadas por el ASIC a cada uno de los generadores a prorrata de su ENFICC de tal manera que cubra la demanda objetivo • • • • •
Obligaciones de Energía Firme periodo de vigencia 2006-2007 Obligaciones de Energía Firme periodo de vigencia 2007-2008 Obligaciones de Energía Firme periodo de vigencia 2008-2009 Obligaciones de Energía Firme periodo de vigencia 2009-2010 Obligaciones de Energía Firme periodo de vigencia 2011-2012
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OEF asignadas período 2012 - 2013
OEF asignadas por el ASIC mediante subasta (fue la primera subasta realizada) •
Obligaciones de Energía Firme período de vigencia 2012-2013. (ver documento anexo OEF 2012 - 2013.xlx
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OEF asignadas mediante subasta. 2013 - 2014 OEF asignadas por el ASIC a cada uno de los generadores a prorrata de su ENFICC de tal manera que cubra la demanda objetivo Obligaciones de Energía Firme periodo de vigencia 2013-2014 •
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Normas Importantes •
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Creg 01 de 1996. Por la cual se fijan las reglas previas a la entrada en vigencia de un cargo por capacidad en el MEM. Creg 116 de 1996. Por la cual se precisa el método de cálculo del cargo por capacidad en el mercado mayorista de electricidad. Creg 071 de 2006. Por la cual se adopta la metodología para la remuneración del cargo por confiabilidad en el mercado mayorista. Creg 031 de 2007. Por la cual se adoptan las decisiones de que trata el artículo 18 y demás disposiciones de la resolución Creg 071 de 2006, para llevar a cabo la primera subasta para la …. Creg 081 de 2009. Por la cual se fija la oportunidad en que se asignarán las OEF del cargo por confiabilidad para el período comprendido entre el 1 de diciembre 2013 y el 30 de noviembre de 2014 53
BIBLIOGRAFIA •
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Análisis y Evaluación del CXC en Colombia en la generación de Energía Eléctrica en Colombia. Javier Prada, Juan Ospina. Universidad Javeriana. 2004. Cargo por Confiabilidad. CREG. 2006. ABC del Cargo por Confiabilidad. CREG. 2006. Incentivos y estructura del nuevo cargo por confiabilidad en el sector eléctrico en Colombia. Julio Villareal, María Cordoba. Revista Ingeniería e Investigación, Vol 28 No. 3. 2008. XM. www.xm.com.co 54
