Reunión Técnica 012 Bogotá, 17 Junio de 2011

Reunión Técnica 012

Bogotá, 17 Junio de 2011

Temario

1 Metodología de Transporte de gas natural2 Agenda de Trabajo reunión con XM3 Resoluciones CREG 140 y 1614 Anexo 8 Resolución 0715 Estatuto de racionamiento, propuesta Acolgen

• Decreto 2730 artículo 11 ítem b.

• “Los Cargos Regulados por concepto del Servicio de Transporte serán los que establezcan la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). No se permitirá la determinación la determinación de Cargos por mutuo acuerdo entre las partes o la determinación libre de Cargos.”

Metodología de Transpote GN

• Documento100 de 2010 soporte Res 126


• Resolución Creg 126 2010

Considerandos:

“Mediante el Decreto 2730 de 2010, modificado por el Decreto 2807 del mismo año, el Gobierno Nacional estableció instrumentos para asegurar el abastecimiento nacional de gas natural que deben ser incorporados en el marco regulatorio que fije los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte y el esquema general de cargos del sistema nacional de transporte.”

Artículo 15.3: Parejas de Cargos Regulados. Corresponderán al conjunto de parejas de cargos que se formarán teniendo en cuenta los cargos calculados de conformidad con los numerales 15.1 y 15.2 de la presente Resolución.


• Para determinar la pareja de cargos entra a considerarse λf.

Artículo 16.1.2 Procedimiento de aproximación ordinal si el Factor de Carga del remitente es inferior a 0.5

Cuando el Factor de Carga promedio de un remitente durante el periodo tarifario t- 1 sea inferior a 0.5, para el procedimiento de aproximación ordinal este remitente y el transportador sólo podrán expresar preferencias por Parejas de Cargos Regulados en las que λf sea como mínimo uno (1) menos el valor del Factor de Carga promedio durante el Periodo Tarifario .


• Cual es la posible afectación del cambio en las parejas actuales de transporte de gas natural para las plantas térmicas?


IMPACTO DE LA APLICACIÓN DE LA RESOLUCION CREG 126 DE 2010 CON TARIFAS ACTUALES

PLANTA / UNIDAD

Gas OEF_Día (MPC)

COSTO AÑO (USD)

[50 - 50]

COSTO AÑO (USD) [RES 126/10]

INCREMENTO (USD/AÑO)

INCREMENTO PERIODO

REGULATORIO [CINCO AÑOS]

(USD/AÑO)COSTA TEBSA 141,46 8.465.459 10.983.212 2.517.754 12.588.768Barranquilla 3 11,97 716.024 1.128.048 412.023 2.060.117Barranquilla 4 11,18 669.315 992.433 323.118 1.615.592Flores IV 74,90 4.482.121 4.153.693 0 0Flores I 25,31 1.514.357 1.684.071 169.714 848.569Candelaria 1 36,32 2.545.580 3.699.012 1.153.432 5.767.158Candelaria 2 0,00 0 0 0 0Proeléctrica 17,99 1.261.093 1.832.509 571.416 2.857.079Termoguajira 1 29,48 1.370.251 2.111.666 741.415 3.707.073Termoguajira 2 26,31 1.222.731 450.134 0 0INTERIOR Termoemcaili 30,27 7.594.338 15.188.585 7.594.247 37.971.234Merieléctrica 38,39 4.500.162 8.640.312 4.140.149 20.700.747TOTAL 443,6 34.341.432 50.863.675 17.623.268 88.116.339

Fuente XM

Propuestas:

• Revisión por parte de la empresas de estos estimativos para validar valor de la afectación.

• Enviar Comunicación• Solicitar cita a la CREG, una vez sea expedido el Decreto.

Opciones para ajuste:

• Respetar los cargos negociados durante el periodo anterior. Aplicación solo para nuevos contratos. Considerando que una modificación de esta naturaleza hace inviable el cumplimiento del contrato.

• Permitir la negociación previa al procedimiento de aproximación.


Temario


La reunión con XM, para discutir los temas relacionados con las pruebas que se realizan actualmente se solicitó en la sesión Pasada de JD, aprovechando la asistencia de Pablo Corredor.

Propuesta:1. Instalación2. Inquietudes generadas por el despacho3. Casos Particulares:

– Termocandelaria– Gecelca– Termoflores

4. Presentación XM – Entendimiento aplicación de Pruebas– Liquidación y forma de pago de Pruebas

5. Borrador de propuesta para ajustes en operación, pruebas y remuneración

1. Reunión de trabajo trimestral formalizada.6. Exposición a bolsa por parte de comercializadores

Agenda Reunión XM

Temario


• 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.



• 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.



• 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.


• 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.


• 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.


• De acuerdo con la información de XM la distribución de fallas presentadas por tipo es:


Suministro y/

o transp

orte de co

mbustible

Causa no id

entificada

Caldera

Sistemas d

e manejo de co

mbustible

Sistema de co

ntrol

Vibraciones

Estator

Turbina

Bomba de agua

Condensador

Sistema de ence

ndido

Cojinete

Regulador de te

nsión

Regulador de ve

locidad

Rotor

Transform

ador prin

cipal

Alto sp

read

Bajo nivel

Bajo nivel d

el embalse

Breaker prin

cipal g

enerador

Combustor S

hell

CT Frontera de conexió

n

Deflector (

H)

Falla Aguja # 3

Fase 'S

' aterri

zada

Fuga de aceite

Fuga de vapor e

n extracci

ón

Inundaciones

Inyecto

r (H)

Mantenimiento preve

ntivo

Mantenimiento programado

Posicionador IG

B

Precalentador d

e aire

Sobrevelocid

ad

Tablero eléctrico

480 V

Temp Paquete

Válvula de atemperació

n

Válvula esfé

rica

0102030405060708090

100110120130140150

Aplicación Res. CREG 140/09 - Clasificación de las fallas presentadas

• La principal causa de falla es el suministro de transporte o sumisito de combustibles en el agregado.

• Sin embargo, el número de ocurrencias por combustibles se elimina después de la finalización del fenómeno del niño.

• La principal causa en el segundo semestres son fallas en la caldera.


Total Primer Semestre Segundo Semestre0

50

100

150

200

250

300

350Aplicación Res CREG 140/09

No identificadosOtrasSuministro y/o transporte de combustible

• Propuestas:

1. Solicitar cita a la CREG para revisión del tema con los casos particulares.

2. Definir agenda de trabajo con CREG.

3. Revisión propuesta de ajuste (Termocandelaria)


Temario


Temario

1 Resoluciones CREG 140 y 168 - Situaciones de Técnicas en el Despacho

2 Anexo 8 Resolución 0713 Pruebas de disponibilidad (Colinversiones)4 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

– 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


• Efectos Económicos para el primer trimestre de 2011:

• El efecto se presenta en las plantas con IHF bajos

Diferenica TYP TSJ Gecelca PRG Gensa TCD ANDEG MercadoEnero - 12.222.851 - - 26.972.720 1.553.221 40.748.792 620.441.945 Febrero - 16.063.202 - - 11.886.617 10.262.565 38.212.384 1.052.842.372 Marzo - 14.072.346 - - 19.130.987 10.661.300 43.864.633 1.158.018.760

TSJ1 TCD1 TCD2 PPA1 PPA2 PPA3 PPA4IHF 0,8731 2,7413 18,2596 - 5,0376 5,6740 1,0958Delta Enero 12.222.851 1.553.221 - - - - 26.972.720 Delta FebreroDelta Marzo 14.072.346 10.661.300 - 83.680 - - 19.047.306


• 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:

• Termotasajero presenta propuesta.

Temario


Estatuto de Desabatecimento

• Link:

• http://prezi.com/kcy-vw33sh3l/acolgen-propuesta-estatuto-riesgo-desabastecimiento-25-mayo-2011/

http://prezi.com/kcy-vw33sh3l/acolgen-propuesta-estatuto-riesgo-desabastecimiento-25-mayo-2011/



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