Intervención sobre coyuntura energética en el país by MRG1

El papel de la regulación eléctrica en la coyuntura asociada con el fenómeno de “El Niño” María del Rosario Guerra de la Espriella Senadora Partido Centro Democrático Bogotá D.C., noviembre 10 de 2015

CONTEXTO: Medidas para asegurar la generación eléctrica ante la alta intensidad del Fenómeno de EL NIÑO •

•

Aumentar la oferta de GAS – Dic-15: Entrada en operación del gasoducto Cartagena – Sincelejo. Esto permitirá traer gas proveniente de los campos de Sucre y Córdoba (entregas de promedio diario de 50 millones de pies cúbicos) – Ene-16: Importaciones de gas proveniente desde Venezuela. Se podrá acceder a casi 40 millones de pies cúbicos por día – Flexibilización de las ofertas de gas en el último periodo de negociaciones. Con estos se logra una asignación del gas disponible, tanto de gas firme como interrumpible, más rápidamente. Estimular la oferta de generación eléctrica: – Subastas para proyectos de bajo costo – Aceleración de la fecha de entrada en funcionamiento de Tasajero II y las hidroeléctricas Carlos Lleras y San Miguel

• Garantizar la oferta térmica – Financiar los sobrecostos de producción de energía eléctrica con combustibles líquidos a través de incremento de tarifas al usuario final. 3

El debate del incremento de tarifas a los usuarios para financiar sobrecostos de generación térmica se ha centrado en el CARGO POR CONFIABILIDAD. Poco se ha hablado de la coherencia e idoneidad del contexto regulatorio definido por la CREG en los últimos años.

NO ha sido la REGULACIÓN ELÉCTRICA administrada de forma idónea desde la expedición de la resolución CREG 071 de 2006. 4

1. La resolución CREG 071 de 2006 no ha tenido modificaciones estructurales en 9 años cuando en el último fenómeno intenso de EL NIÑO (agosto 2009-abril 2010) ya se evidenciaban algunas fallas que podrían haberse corregido.

Resolución CREG 071 Cargo por confiabilidad

2006

• OBJETIVO: asegurar la CONFIABILIDAD en suministro de energía eléctrica a largo plazo con la participación de los generadores establecidos en el mercado mayorista de electricidad y los potenciales inversionistas. • METODOLOGÍA: cada 4 o 5 años se asignan obligaciones de energía en firme (compromisos de disponibilidad y generación) que cubren la demanda proyectada del período. – Subasta primaria dinámica de reloj descendente (SRD): obligaciones de energía en firme hasta por 20 años para plantas nuevas, 10 años para plantas en construcción en el momento de la subasta y por un año para plantas existentes – Subasta de sobre cerrado para plantas con horizonte de construcción superior al período de planeación 6

Dimensiones estratégicas del cargo por confiabilidad Incentivo a la inversión Se ha cumplido a través de las subastas con anticipación y la asignación por 20 años. Pero existen dudas sobre la mezcla correcta de energía primaria y su magnitud.

Control del poder de mercado Se ha cumplido parcialmente pues está limitado a situaciones de precios por encima del precio de escasez cuya indexación tiene serios sesgos

Incentivo para la disponibilidad Se puso en duda cuando en 2010 se decretó la intervención del mercado, por un procedimiento que reproducía los mínimos operativos

Incentivo a la disponibilidad exige institucionalidad de regulación prudencial de tipo financiero

• ¿Si el cargo por confiabilidad es como una prima de riesgo de un seguro que pagamos todos los usuarios, cómo es posible que la CREG-SUPERSERVICIOS no hayan diseñado un esquema de REGULACIÓN PRUDENCIAL (típica del sector de aseguramiento) y su respectiva vigilancia y control para garantizar la adecuada destinación de los recursos del cargo por confiabilidad a la remuneración de los costos fijos anuales amortizados de las plantas con obligaciones de energía en firme? • ¿Cómo es posible que no se sepa en qué se han gastado los generadores los recursos del cargo por confiabilidad? 8

2. El 47% de la capacidad que particip贸 en la primera subasta, la de 2008, NO se incorpor贸 al sistema por incumplimiento del proyecto Termocol.

INCENTIVOS A LA INVERSIÓN: 1ª. subasta de obligaciones de energía en firme: mayo-junio de 2008. • Mayo 2008: establecer las OEF para el período 2012-2013. Se asignaron mediante OEF, 3,008.88 GW/h Proyecto Recurso Capacidad MW OEF GWh/año Gecelca 3 Carbón

150.00

1,116.90

Termocol Fuel oil

201.60

1,677.71

78.00

214.27

429.60

3,008.88

Amoyá TOTAL

Hidro

Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.

• Termocol perdió la posibilidad de recibir cargo por confiabilidad por sus incumplimientos que llevaron a no realizar la obra. 10

El proyecto Termocol no se hace realidad y la CREG ejecuta la garantĂa de cumplimiento

3. Cerca del 18% de la capacidad de energía en firme para 2012 (535.2 MW) no ingresaron al sistema eléctrico para proyectos por fuera del período de simulación de la demanda porque NO se cumplieron MIEL II y PORCE IV.

OEF asignadas bajo GPPS (proyectos de generación por fuera del período de simulación de la demanda)

Proyecto

Recurso

Capacidad MW OEF GWh/año 14-15

15-16

16-17

17-18

18-19

Cucuana

Hidro

Miel II

Hidro

135.2

183

184

El Quimbo

Hidro

396

400

850

1,350

1,650

Sogamoso

Hidro

800

400

800

1,550

2,300

2,350

Porce IV

Hidro

400

321

641

962

Pescadero

Hidro

1,200

1,085

2,991.20

1,032

2,205

3,775

5,146

6,281

Total

Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.

4. Errores de estructuraci贸n de proyectos y demoras en licencias ambientales han retrasado la entrada de capacidad de generaci贸n. Hoy el sistema depende de la entrada de TASAJERO 2 para incrementar el margen de reserva de generaci贸n

INCENTIVOS A LA INVERSIÓN: Segunda subasta de obligaciones de energía en firme: dic-11 – dic-12. Subasta de reloj descendente (primaria) Planta

Empresa

Fecha inicio Tipo

OEF GWh/año

Gecelca 32

Gecelca

Dic. 15

Carbón

1971

Tasajero 2

Termotasajero

Dic. 15

Carbón

1332

Carlos Lleras Restrepo Hidroeléctrica del Alto Porce Dic. 15

Hidro

200

San Miguel

Hidro

La Cascada

Dic. 15

Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.

Subasta de sobre cerrado para proyectos de largo plazo Planta

Empresa

Fecha inicio

Tipo

Pescadero-Ituango

EPM

Dic. 21

Hidro

3482

Sogamoso

Isagén

Dic. 16

Hidro

1440

Porvenir 2

Producción de Energía

Dic. 18

Hidro

1445

Termonorte

Dic. 17

Fuel Oil

Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.

OEF GWh/año

619 15

5. La capacidad del sistema apenas creció con el ritmo de la demanda; las ampliaciones de capacidad tienen sesgo hacia la generación hídrica, el esquema de asignación de cargo por confiabilidad premió la eficiencia a costa de la seguridad energética que brinda un parque térmico robusto 16

Entre 2011 y 2015, la capacidad del sistema apenas creció a niveles similares a los de la demanda Capacidad efectiva de generación (MW) MW Agua ACPM Carbón Gas otros TOTAL

nov-15 nov-11 11,469 9,711 1,023 1,339 703 2,077 3,746 731 260 16,639 14,420

var % 18 n.a. 91 -45 181 15% Demanda de energía eléctrica

Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.

Demanada EE 2011 57,201 2012 59,324 2013 60,890 2014 62,748 2015 (esc alto) 65,331 14%

GWh

Fuente: UPME, Base de Datos XM

CONTROL AL PODER DE MERCADO: relevancia del precio de escasez

Resoluci贸n CREG 170 de 2014 modifica la f贸rmula de indexaci贸n del precio de escasez

Fuente: XM y UPME

La CREG no ha sido consciente del verdadero rol del precio de escasez (remuneración de costos variables de la planta pico). Fue temerosa de incrementar el precio de escasez porque: • Debía reconocer que el parque generador llamado a atender la demanda en situación de escasez es MUY INEFICIENTE. • ERRÓNEAMENTE cree que si se incrementa el precio de escasez se debe reducir el cargo de confiabilidad, • Sería una señal POLÍTICAMENTE INCORRECTA en un momento en el que los industriales claman reducción del precio de electricidad. 19

No se registra consumo de fuel oil para la generación eléctrica y el PRECIO DE ESCASEZ sigue indexado al fuel oil No. 6 DESDE 2006 LA INCERTIDUMBRE EN EL DESARROLLO DEL MERCADO DE GAS NATURAL llevó a la CREG a aceptar que las plantas térmicas que se enfrenten a contratos de suministro de gas en firme (como combustible principal) que no se ajusten a sus perfiles de consumo, podrán optar por garantizar la energía firme a través de un combustible alterno 20

Consumo de combustible para generaci贸n el茅ctrica

MBTU

2011

2012

2013

2014

2015 (ene-oct)

ACPM

38,264

1,857,454

1,547,913

1,240,895

4,813,831

Carb贸n 16,748,901

26,894,913

50,017,333

53,264,927

45,927,066

1,757,843

1,480,275

3,374,136

Combust贸leo Fueloil 1,589,044

2,330,768

Gas 71,359,362

75,766,357

98,224,555

110,296,899

86,465,251

78,841

91,128

28,299

218,744

89,735,570

106,928,332

151,638,772

166,311,296

140,799,028

Querosene

Fuente: UPME, Base de Datos XM

La relación de precios entre el DIESEL (ACPM) empleado efectivamente y el FUEL OIL de referencia para indexación del precio de escasez tiene una tendencia creciente desde 2014 ADEMÁS de esta relación creciente desde 2014 en el mercado internacional, en Colombia, al ser regulado el precio del ACPM y no el del Fuel Oil No. 6 se generan dos estructuras de costos distintas con un diferencias de 8.8% en contra del ACPM (Diesel)

Ahora es que la CREG va a revisar la Regulaci贸n!

Sugerencias de regulación prudencial que hoy están AUSENTES en el sector eléctrico 1. Creación de un fondo auditable que administre los recursos recaudados de los usuarios por cargo de confiabilidad. 2. Valoración y supervisión de activos remunerados por los generadores a través del cargo por confiabilidad. 3. Requerimientos mínimos de capital (basado en riesgo) para respaldar situaciones críticas de generación. 4. Definición de mecanismos para la transferencia de riesgos asegurables. 5. Revelación de información financiera con criterios focalizados hacia: – Inversiones del cargo por confiabilidad – Administración de riesgos y control de procesos

6. Definición de reservas técnicas para enfrentar situaciones críticas del mercado eléctrico. 24