Reunión Técnica 010 Bogotá, 12 de Mayo de 2011

1. Reunión Técnica010 Bogotá, 12 de Mayo de 2011

2. Temario

3. Subasta CxC • CREG expidió la Resolución 056 de 2011, definiendo realización de Subasta del CxC con las siguientes Características: • Fecha de realización 5 de Dic de 2011. • Periodo: 2015-2016 • Declaración de Interés: 2 de Ago de 2011 • Precio del entrante CE 14.0 US$/MWh • Energía a Subastar: 2189 GWh/año • El siguiente gráfico muestra el Balance O vs D para el año a asignar:

4. Subasta CxC • Elementos previos a la realización de la subasta: • Preocupa la realización de una subasta buscando suplir una capacidad pequeña de entre 170 y 250 mw • Si se permite la participación de plantas que no cumplan con criterios de: • Horas de funcionamiento • Eficiencia Se puede terminar con una señal de precio de CxC deprimido, afectando la generación existente. El costos marginal de disminuir en un dólar el valor del CxC desde el 2015 en adelante para las pantas representadas en ANDEG es de:

5. Subasta CxC • Elementos fundamentales sobre la subasta: • Considerar realización de subasta por tecnologías, dado la necesidad de poder determinar el costo marginal real de expansión para suplir la necesidad de ENFICC • Elementos como el estatuto de abastecimiento reconocen la diferencia que existe en los procesos productivos y las medidas que se necesitan poder igual el producto a subastar, ENFICC. • Realizar subastas separadas para las GPPS también lo reconoce.(Periodo de ejecución del proyecto) • Equilibrar el mix energético de generación asegurando la confiabilidad en la atención de la demanda de energía futura y evitar el impacto de las condiciones criticas. La UPME por instrucciones del MME  debe presentar previo a la subasta una planeación indicativa de la mezcla de tecnologías que requiere el país. • No realizar subastas diferentes para Plantas dentro del PP y GPPS • Exceso de Capacidad puede reducir el precio de cierre y por ende afectar a las plantas existentes • Permitir la participación de plantas existentes mediante el envío de precio de reserva por cada planta. En lugar de utilizar el 0.8 del CE • La subasta debe permitir el ajuste de retiro temporal o definitivo, y disminuir la oferta en ese valor para continuar nuevamente con la subasta.

6. Subasta CxC • Se requiere realizar una subasta donde la energía en firme necesaria es pequeña y la oferta es muy grande? lo cual podría deprimir la señal de LP en el mercado. • Las plantas con GNI o traslado de plantas deben ser asignadas previo a la subasta por un periodo de cinco (5) años y serían tomadoras de precio como las existentes. (Nivel de ENFIICC Determinado? Afecta exitentes de otras tecnologías) • No hacer asignación a los proyectos en desarrollo que están solicitando sin realización de Subasta. • Incertidumbre en diferentes aspectos para participación de agentes térmicos. • Indefinición del la Opción del GNI • Incertidumbre en combustible líquidos

7. Subasta CxC • El siguiente gráfico muestra el Balance O vs D para el año a asignar: • El tamaño de la Subasta es de 1.968 Gwh/año

8. Subasta CxC Propuesta: • Realizar una única subasta: • Periodo de planeamiento 6-7 años, en la cual participen todas la tecnologías. • Características a la participación de plantas usadas (Horas de uso y eficiencia) • Plantas con OGNI o traslado de plantas se asignan previo a la subasta. • Subastas simultaneas de plantas de corto plazo y GPPS • Una subasta por cada una con cierre parcial CP y continuación en GPPS. • Si al final del cierre de la subasta de corto plazo existe sobre oferta en GPPS, entonces última ronda de GPPS de sobre cerrado. • Restricciones a la participación de plantas usadas (Horas de uso y eficiencia)

9. Subasta CxC

10. Temario

11. TERMOCANDELARIA S.C.A. E.S.P. Visión Sectorial: • Establecer el gas natural como un servicio público esencial para el país • Priorizar la demanda nacional por sobre las exportaciones, pagando el costo de oportunidad y multas, sobre un precio que se conozca de antemano para que los agentes tomen decisiones con base en este precio. • Que se conozca la verdadera demanda actual de gas por sectores, así como la demanda potencial que aún no se ha decidido a pasarse a este energético. • Establecer en horizontes de 10 años, las proyecciones de demanda y las magnitudes y porcentajes de crecimiento. • Cuantificación de la Oferta futura, que permita calcular el un horizonte de al menos diez (10) años, el balance de energía.

12. TERMOCANDELARIA S.C.A. E.S.P. • Construcción de facilidades de regasificación, como una política de confiabilidad, que permitan importar GNL en condiciones de escasez, y que sirvan de catalizador para construcción de facilidades de licuefacción cuando haya excedencias de gas, por encima del factor R/P. • Crear condiciones comerciales entre productores, importadores/exportadores y demanda, que permitan la mayor flexibilización contractual para garantizar el cubrimiento de la demanda. • Crear un Operador Técnico único del sistema que lleve control de la oferta y la demanda, que liquide, que estime las necesidades de importación y las capacidades de gas a exportar, a través de un sistema transparente para todos los agentes de la cadena. • A través de este agente operador, crear un mercado intradiario de corto plazo, y un mercado secundario de gas, donde puedan participar los productores, solo con las excedencias de gas de producción que no tengan contratado en el mercado primario. • Que haya factibilidad de transporte para todo el gas que se contrate.

13. MERCADO DE GAS NATURAL EN COLOMBIA Visión GECELCA 9 de mayo de 2011 Seguimiento al Cumplimiento del Plan Estratégico GECELCA 2010.

14. MERCADO DE GAS NATURAL EN COLOMBIA MERCADO PRIMARIO Producto: contratos de gas natural en firme. MERCADO SECUNDARIO OTC Producto: contratos de gas natural firme o interrumpible (TOP, OCG, CFC). MERCADO DE CORTO PLAZO Producto: Firme e Interrumpible Gestor Técnico del Mercado

15. Mercado Primario Vendedores: Productores / importadores de gas natural Compradores: representantes de Demanda térmica, vehicular e industrial y refinerías. Exportaciones MERCADO PRIMARIO Producto: contratos de gas natural en firme Subasta única de precio ascendente de toda la oferta (cada vez que se descubra nuevas reservas), restando la demanda esencial (residencial y pequeños comercios inmersos en la red de distribución). La formalización de este mercado sería a través de contratos estandarizados definidos por el regulador. Subastador: Gestor Técnico Formación de un precio de mercado

16. Mercado Primario La demanda esencial sería tomadora de precio y el diferencial entre el precio de la subasta y el regulado se utilizaría para infraestructura de LNG o para disminución del precio de compra de la demanda. Este precio podría ser indicador para los otros mercados y la información del resultado de la subasta debe ser público. La exportación de gas natural debería ser ofrecida a la demanda interna previamente. El acceso a gas firme estaría asociada a nuevas reservas y nueva capacidad de producción ó la oferta no adjudicada en la subasta. Precio de inicio de la subasta podría ser el mayor precio de los contratos de exploración y producción vigentes (Cusiana y Guajira). Se permitiría hacer contratación bilateral siempre y cuando la oferta supere la demanda.

17. Mercado Secundario MERCADO SECUNDARIO OTC Producto: contratos de gas natural firme (TOP, OCG, CFC) o interrumpible Vendedores: poseedores de derechos contractuales con cantidades en firme Compradores: representantes de demanda térmica, vehicular e industrial y refinerías. Negociaciones bilaterales entre comprador y vendedor. Estandarización básica asociadas a tipo de contrato. Contratos físicos y financieros Precio pactado entre las partes • Los productores y los transportadores no podrían participar de este mercado. • Existe obligación de reportar los contratos al Gestor Técnico del SNT, así como, las transacciones diarias. • El precio de venta podría incluir un margen de comercialización. • Otros Productos: suministro con transporte asociado, transporte.

18. Mercado de Corto Plazo MERCADO DE CORTO PLAZO DIARIO E INTRADIARIO Para ajuste de cantidades Vendedores: cualquier agente registrado en este mercado y con excedentes de gas Compradores: cualquier agente inscrito en este mercado Plataforma transaccional para oferta de precios y cantidades disponibles con demanda activa hasta que logre la casación. Estandarización total (menos el precio que se formaría en el mercado) las cantidades y precios serían firmes, con eventos excusables incluida la atención de la demanda del sector eléctrico con inminente racionamiento. Transacciones a precio de mercado por casación entre la oferta y demanda • Las ventas en el corto plazo en firme implican una renuncia al derecho de tener el gas. Las ventas en interrumpible se deben realizar como máximo al precio de compra para los compradores y para los productores como precio máximo el precio de cierre de la subasta. • Participación obligatoria con los excedentes, calculados por el Gestor Técnico. Precio ofertado por el vendedor y el comprador acepta el precio del mercado. • La interrupción de exportaciones deben ser ofertadas al Costo de Oportunidad de la Exportación, el cual debe ser previamente conocido por toda la demanda de gas.

19. Generalidades del Mercado Gestor Técnico del Mercado: • Creación del Gestor Técnico del mercado quien realizará la casación del mercado . • Reporte de la información de contratos. • Las Transacciones de corto plazo serán liquidadas por el Gestor Técnico. • Información pública: tipo de contratos, cantidades transadas, precios de referencia. • Obligación de registro de los agentes para participar en cualquiera de los tres mercados. • El Gestor Técnico debe ser independiente de los agentes del mercado de energía y gas. Transición • Debe existir un periodo de transición en el cual se respeten los derechos contractuales vigentes en suministro y transporte de gas. El Gestor Técnico debe tener esto en cuenta estos contratos para la casación diaria del mercado de gas.

20. Generalidades del Mercado Sistema de Transporte: Las transacciones deben realizarse en dos nodos transaccionales virtuales, uno en la Costa Atlántica y otro en el interior del país, para facilitar las negociaciones y las estandarizaciones requeridas. La metodología de transporte de gas se mantendría de acuerdo a la regulación vigente.

21. Formatos CREG Gas Natural Visión ANDEG: • Mercado Primario Hub Vasconia Remitentes responsable del Transporte Señal de Distancia o Exit/Entry Points Integración sistemas de costa e interior Productos físicos (No financieros) Operador del Mercado

22. Formatos CREG Gas Natural Visión ANDEG: • Mercado Secundario Hub Vasconia Remitentes responsable del Transporte Señal de Distancia o Exit/Entry Points Integración sistemas de costa e interior Productos físicos (No financieros) Operador del Mercado

23. Temario

24. 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

25. 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.

26. 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.

27. 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.

28. 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.

29. 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.

30. 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.