Reunión Técnica 011
Temario
1
Resoluciones CREG 140 y 168 - Situaciones de Técnicas en el
Despacho
2
Anexo 8 Resolución 071
3
Pruebas de disponibilidad (Colinversiones)
4
Segundo Informe del estudio mercado secundario y de corto plazo
de GN
5
Primer Informe estudio Subastas de Gas
Resoluciones 140 y 161
•
•
Documentos Soporte:
D-072 de 2009
• Situaciones de indisponibilidad:
I. 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.
II. 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.
III. 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.
IV. El agente vende el gas en el mercado secundario y cuando lo redespachan
prefiere mantener el compromiso del mercado secundario y declararse
indisponible.
V. El agente tiene el gas del mercado secundario pero la renominación no es
aceptada por el transportador
VI. El generador declara disponible la planta pero no tiene el gas y espera hasta el
final de los 6 periodos
Resoluciones 140 y 161
•
•
Documentos Soporte:
Res Creg 125
• Propuesta de la CREG:
I. 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
II. 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.
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.
Resoluciones 140 y 161
•
•
Documentos Soporte:
Res Creg 140
•
Como resultado se obtiene la Res. CREG 140 de 2009 que establece lo
siguiente:
I. Se mantiene la Situación 1 del proyecto y
II. 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.
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.
Resoluciones 140 y 161
•
Comentarios para discusión:
1. Doble afectación ya que en el caso de situación 2, se toman acciones
retroactivas.
2. Si el CND no necesita el recurso, no le aprueban el hecho de haber superado
la indisponibilidad técnica.
3. Evaluación expost de la medida, para ver si los objetivos se cumplieron.
4. 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.
5. Dar traslado a la SSPD.
6. Llevar este tema al CNO y buscar los fundamentos técnicos necesarios para
demostrarle a la CREG que esta medida no tiene sentido.
Resoluciones 140 y 161
•
Propuestas:
1. 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.
2. Solicitar Evaluación expost de la medida, para ver si los objetivos se
cumplieron.
3. Llevar este tema al CNO y buscar los fundamentos técnicos necesarios para
demostrarle a la CREG que esta medida no tiene sentido.
Temario
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Resoluciones CREG 140 y 168 - Situaciones de Técnicas en el
Despacho
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Anexo 8 Resolución 071
3
Pruebas de disponibilidad (Colinversiones)
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Segundo Informe del estudio mercado secundario y de corto plazo
de GN
5
Primer Informe estudio Subastas de Gas
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
24
é
ù
ê
å DCi,h,d,m ú
h=1
ú *ODEFR * PCC
RRIDi,d,m =min ê1,
i,d,m
i,m
ê ODEFRi,d,m +VCPi,d,m ú
ê
ú
ë
û
– 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)
Anexo 8 Res CREG 071 2011
• Efectos:
En los días de mayor consumo la OEFD > ENFICC > CEN
Cálculos
Anexo 8 Res CREG 071 2011
• Efectos Económicos para el primer trimestre de 2011:
Diferenica TYP
Enero
Febrero
Marzo
-
TSJ
Gecelca
12.222.851
16.063.202
14.072.346
-
PRG
-
Gensa
26.972.720
11.886.617
19.130.987
TCD
ANDEG
Mercado
1.553.221 40.748.792 620.441.945
10.262.565 38.212.384 1.052.842.372
10.661.300 43.864.633 1.158.018.760
• El efecto se presenta en las plantas con IHF bajos
TSJ1
TCD1
IHF
0,8731
2,7413
Delta Enero 12.222.851
1.553.221
Delta
Febrero
Delta Marzo 14.072.346
10.661.300
TCD2
PPA1
18,2596
-
-
-
83.680
PPA2
5,0376
-
-
PPA3
5,6740
-
-
PPA4
1,0958
26.972.720
19.047.306
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.
Temario
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Resoluciones CREG 140 y 168 - Situaciones de Técnicas en el
Despacho
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Anexo 8 Resolución 071
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Pruebas de disponibilidad (Colinversiones)
4
Segundo Informe del estudio mercado secundario y de corto plazo
de GN
5
Primer Informe estudio Subastas de Gas
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
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
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 market makers (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?
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.
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 hub Bllanea 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.
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.
Mercados Secundarios GN
Comentarios:
•
Productores como market makers?
•
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.
Temario
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Resoluciones CREG 140 y 168 - Situaciones de Técnicas en el
Despacho
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Anexo 8 Resolución 071
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Pruebas de disponibilidad (Colinversiones)
4
Segundo Informe del estudio mercado secundario y de corto plazo
de GN
5
Primer Informe estudio Subastas de Gas
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
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.
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Presentación Reunión 011