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ALTERNATIVAS PARA LA INTEGRACIÓN DE FUENTES NO CONVENCIONALES DE

ENERGÍA RENOVABLE (FNCER) AL PARQUE GENERADOR

DOCUMENTO CREG-161 26 de diciembre de 2016

MIEMBROS DE LA COMISIÓN DEREGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Sesión No.754

ContenidoANTECEDENTES..................................................................................................77

1. INFORMACIÓN GENERAL.............................................................................78

2. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA.......................................................................79

3. OBJETIVOS....................................................................................................81

4. ALTERNATIVAS.............................................................................................814.1 Prima Verde (PV).....................................................................................4.2 Contratos Pague lo Generador (CPG).....................................................4.3 Contrato de Energía Media Energy Purchase Agreement (EPA)............4.4 Contrato Pague lo Contratado (CPC)......................................................

5. ANÁLISIS DE IMPACTOS..............................................................................975.1 Eficacia....................................................................................................5.2 Eficiencia................................................................................................1005.3 Gestión de riesgos.................................................................................102

6. CONSULTA PÚBLICA..................................................................................103

7. CONCLUSIONES.........................................................................................106

76ALTERNATIVAS PARA LA INTEGRACIÓN DE FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA RENOVABLE (FNCER) AL PARQUE GENERADORProceso REGULACIÓN Código: RG-FT-005 Versión: 0

Documento DOCUMENTO CREG 161 Fecha última revisión: 27/12/2016 Páginas: 76 de 33Toda copia en PAPEL es un ¨Documento no Controlado¨ a Excepción del original, por favor asegúrese de que ésta es la versión vigente del documento. La impresión o fotocopia, total o parcial, de su contenido, está restringida sin la autorización expresa del Representante de la Dirección para el Sistema Integrado de Gestión.

Sesión No.754

ANTECEDENTES

La integración de generación proveniente de fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER) es uno de los objetivos de política energética más relevantes para el desarrollo futuro del parque generador en Colombia. La incorporación de estas tecnologías se considera necesaria para asegurar la diversificación de la oferta energética, mejorar la competitividad de la economía, promover la protección del ambiente, incentivar el uso eficiente de la energía y la preservación y conservación de los recursos naturales renovables.

Lograr la integración de éstas tecnologías en el parque generador se encuentra en línea con lo ratificado por el Gobierno Nacional en el Acuerdo de Paris COP21, en el que se adquiere un compromiso para la construcción de una economía de bajo carbono y se define una meta de reducción de emisiones de CO2 del 20% para el año 2030. Para lograr dicho objetivo, se han diseñado una serie de medidas de mitigación sectoriales, entre las que para el sector energético, se contempla la configuración de un portafolio de energías renovables en el parque generador.

Sintonizada con la consigna de migrar hacia una economía de bajo carbono, la Ley 1715 de 2014 “Por medio de la cual se regula la integración de la energías renovables no convencionales al sistema energético nacional” define una serie de incentivos contables, tributarios y arancelarios, con los que se reducen los costos fijos de éstas tecnologías y por ende, abre la primera puerta de entrada al Mercado de Energía Mayorista (MEM), puesto que se reduce el costo de inversión en este tipo de generadores.

Trabajando en la misma dirección, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) ha adelantado una serie de estudios orientados a identificar el potencial de generación para plantas eólicas y fotovoltaicas en el territorio nacional, así como la infraestructura de transmisión necesaria para permitir la interconexión de éstas fuentes de generación al Sistema Interconectado Nacional (SIN), con el objeto de contabilizar la potencia, que posiblemente se instalaría en un futuro cercano y las inversiones en transmisión que deben hacerse para que la instalación de estas tecnologías se materialice.

Enmarcados en este contexto de política energética, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ha diseñado una serie de alternativas de mecanismos adicionales al Cargo por Confiabilidad (CxC) especialmente orientados para los generadores con FNCER, con el único objetivo de lograr una integración de éstas tecnologías en la matriz energética. Las alternativas construidas al interior de la CREG han sido diseñadas para sobrepasar algunas de las barreras que se han identificado pueden existir en el MEM y que podrían limitar la instalación de éstas tecnologías.

Teniendo en cuenta lo anteriormente expuesto, el objetivo de este documento es describir, analizar y evaluar las propuestas para incentivar la entrada de generadores con FNCER que se han estudiado al interior de la CREG, con el fin de recomendar la que permita una integración efectiva de éstas fuentes de generación.



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Este documento se encuentra dividido en siete (7) partes incluida esta sección de antecedentes. En la siguiente sección se presenta el contexto general en el que se enmarca la generación con FNCER, con relación al Mercado de Energía Mayorista en Colombia. En la segunda sección se analizan los posibles obstáculos que encontrarían los generadores que utilizan estas tecnologías y que por ende, justificaría la creación de un mecanismo adicional al CxC. En la tercera se presentan los objetivos que se buscan alcanzar con la implementación de cada una de las propuestas planteadas. En la cuarta sección se describen las cuatro (4) propuestas diseñadas y evaluadas al interior de la CREG, así como las posibilidades de implementación de cada una de ellas. En quinta sección se presenta la comparación y evaluación de las alternativas. En la sexta sección se exponen los comentarios y recomendaciones que realizaron los expertos internacionales que participaron en el Panel del Mercado de Energía Eléctrica, en el mes de octubre de 2016. En la última sección se concluye.

1. INFORMACIÓN GENERAL

La actividad de generación de energía eléctrica en Colombia, se rige por lo dispuesto en las Leyes 142 y 143 de 1994. De acuerdo con lo contemplado en dichas leyes esta actividad se realiza a cuenta y riesgo del inversionista, en la medida que la generación de energía se considera como un segmento en el que hay cierto nivel de competencia y por ende, las señales de mercado lograrían las asignaciones eficientes.

Esta concepción implica que el marco regulatorio que la CREG ha desarrollado para la actividad de generación propende por incentivar la competencia entre los agentes que participan en este segmento, a través de reglas generales que deben cumplir todos los generadores sin importar su tecnología, ni sus costos de operación.

En este sentido los mecanismos comerciales del Mercado de Energía Mayorista (MEM) han sido concebidos para que cualquier generador participe en ellos y que en la búsqueda del interés privado, se logren asignaciones eficientes.

Vale la pena señalar que el MEM se define como “el mercado de grandes bloques de energía eléctrica, en que generadores y comercializadores venden y compran energía y potencia en el Sistema Interconectado Nacional, con sujeción al Reglamento de Operación”1; y que como tal, cuenta con diferentes mecanismos comerciales en los que los compradores y vendedores pueden transar energía.

El primer mecanismo que se contempla en el MEM para la compra y venta de energía eléctrica es la Bolsa de Energía del Mercado Mayorista (i.e. mercado de corto plazo), en la que diariamente, los generadores pujan por ser despachados, entregando sus ofertas de disponibilidad y precio, las cuales son ordenadas por mérito para determinar los generadores que venden su energía en el mercado de corto plazo.

1 El mismo artículo 11 de la Ley 143 de 1994 indica que el Sistema Interconectado Nacional “es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios.”



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Este primer mecanismo de comercialización se complementa con el mercado de contratos, en el que los generadores y comercializadores pueden firmar bilateralmente contratos de largo plazo, en los que se define un precio, una cantidad a ser transada entre las partes, así como una serie de condiciones de pago y cláusulas complementarias.

Mediante estos dos mecanismos, el mercado de corto plazo o Bolsa de Energía y el mercado de contratos, los generadores pueden asegurar ingresos por la venta de su energía en el corto y en el mediano plazo.

Adicional a estos dos mecanismos comerciales, la CREG diseñó el esquema del Cargo por Confiabilidad (CxC). Este último ámbito es mediante cual se incentiva la entrada de nuevos generadores, para asegurar el suministro de energía en el futuro, mediante la compra de energía firme para la demanda esperada en un periodo de 4 años vista.

Este mecanismo, puede ser considerado como un mercado de largo plazo, en la medida que los generadores seleccionados en la subasta del CxC aseguran un ingreso fijo hasta por 15 años, igual a la prima del cargo, que corresponde al precio de la confiabilidad y se expresa en USD/MWh, por la energía firme comprometida en las Obligaciones de Energía en Firme (OEF).

El mecanismo del Cargo por Confiabilidad ha operado ya durante 10 años en el Mercado de Energía Mayorista, y ha permitido la expansión del parque generador, puesto que gracias a las subasta del CxC se ha logrado concretar la inversión y construcción de 14 proyectos de generación que suman 4.136 MW y que representan 24.819 GWh-año en OEF.

Teniendo en cuenta lo anterior, se puede concluir que un generador entrante cualquiera que sea su tecnología puede participar en los tres (3) mecanismos comerciales del MEM. En primer lugar, se cuenta con el mercado spot o bolsa de energía, en donde se puede transar energía en el corto plazo. En segunda instancia se encuentra el mercado de contratos, en donde los generadores pueden asegurar un precio para la energía que venden a mediano plazo y finalmente, se cuenta con el mecanismo del CxC, en donde los generadores reciben la prima del CxC por la energía comprometida en OEF, a cambio de que en situación crítica entreguen la energía firme a un precio máximo denominado precio de escasez.

Bajo este contexto, la integración de nuevos generadores y en particular generadores con fuentes de generación no convencionales de energía renovable (FNCER) debería hacerse respetando el principio fundamental de eficiencia económica, sin desconocer que la configuración del mercado actual podría limitar el crecimiento de estas fuentes en el parque de generación colombiano, dada la naturaleza de la producción de energía que caracterizan a estas fuentes.



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2. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA

La generación con FNCER se caracteriza en su gran mayoría por ser intermitente, es decir, que la energía producida puede variar sustancialmente hora a hora, en la medida que depende de la disponibilidad del recurso (viento, radiación solar, etc) y no es posible acumular o reservar dicho recurso de forma económica. En cuanto a su estructura de costos, las FNCER se caracterizan por un lado, por tener unos altos costos de inversión, con una tendencia decreciente gracias a los avances tecnológicos en esta materia, y por otro, por tener bajos costos marginales de producción.

La intermitencia de la generación FNCER tiene varias implicaciones a la hora de participar en el MEM, las cuales podrían obstaculizar la integración de estas fuentes en el mix energético nacional. En el mercado de corto plazo, es decir, la bolsa de energía, la suma de la alta volatilidad del precio de bolsa y la de la generación FNCER, resulta en una imprevisibilidad de los ingresos que percibiría el generador, lo que haría el proyecto muy riesgoso.

Una posibilidad para reducir esta variabilidad en los ingresos de estas plantas es participar en el mecanismo del CxC, en la medida que si comprometen su energía firme recibirían un ingreso fijo por hasta 20 años. No obstante, se encuentra que a lo largo de un año, a pesar de que la planta genera en promedio el 40 – 45%2 de su capacidad instalada, la energía firme no sobrepasa el intervalo entre el 103 – 20%4, lo que implica que los ingresos fijos que puede garantizar un proyecto de esta naturaleza, mediante el CxC, no es suficiente.

Lo anterior, no se constituye en una barrera per-se, sí las plantas de generación FNCER pueden firmar contratos a largo plazo con un precio fijo, de tal forma que les permita predecir sus ingresos con una mayor certeza. Actualmente, los generadores y comercializadores están en libertad de firmar contratos bilaterales con el plazo, la cantidad de energía y el precio que convenga a ambas partes, sin embargo, se han detectado una serie de barreras que terminarían aumentando los costos de transacción para las partes, minando así la integración de las FNCER.

Por parte de los generadores FNCER, los contratos que pueden ofrecer a un precio atractivo corresponden a contratos de largo plazo, en los que no tengan un compromiso de entrega horario, dada la intermitencia de su recurso. Por parte de la demanda, no se observa una propensión a la contratación a largo plazo, dada la incertidumbre de poder trasladar dichos costos a sus usuarios a través de la tarifa. Adicionalmente, prefieren contratos pague lo contratado o pague lo demandado, en donde sea el generador quien se ajuste a sus cambios y no al contrario.

Este desajuste entre las preferencias de la oferta y la demanda resulta en altos costos de transacción a la hora de participar en el mercado de contratos para los generadores con

2 World Bank, Wind Energy in Colombia3 Documento CREG 145 de 20154 Documento CREG 090 de 2014.



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FNCER, lo que también podría limitar la integración de estas tecnologías en el parque generador.

Teniendo en cuenta lo anterior es posible concluir que en la medida que la generación con FNCER asegura solo un bajo porcentaje de sus ingresos a través del CxC, y que la participación en bolsa es altamente riesgosa desde el punto de vista del generador, el mercado de contratos es una posibilidad atractiva para este tipo de generadores, puesto que pueden pactar un precio para la energía generada. Ante esta situación, la CREG ha diseñado tres (3) alternativas que difieren en la asignación del riesgo entre los generadores y la demanda. Estas alternativas fueron construidas para superar las barreras identificadas y lograr la integración efectiva de las FNCER.

3. OBJETIVOS

El objetivo fundamental que se busca lograr con la propuesta regulatoria que se derive de las alternativas que se ponen a discusión en este documento es integrar a los generadores con fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) en el parque generador colombiano.

4. ALTERNATIVAS

Las tres primeras propuestas analizadas por la CREG parten del supuesto de que las FNCER requieren un tratamiento diferenciado para poder ser integradas en el parque generador. Por lo anterior, requerirían una directriz de política energética en la que se defina una meta de integración de FNCER y que ello justifique la creación de un mecanismo especial para éste tipo de generadores.

Una vez definida la meta de integración, en todas las alternativas planteadas se contempla un proceso de convocatoria de centralizada, en el que se hace llamado a los generadores que estén interesados en participar.

Bajo esta óptica, se han diseñado tres (3) alternativas que se describirán en detalle en esta sección. La primera se denomina Prima Verde (PV) que consiste en un pago adicional al precio de la energía por cada kilovatio hora generador por las FNCER. La segunda corresponde a la asignación de contratos pague lo generado a precio fijo (CPG) y la tercera corresponde a contratos de energía media o Energy Power Agreement (EPA).

Por el contrario, la cuarta alternativa que se presenta en este documento parte asumiendo que las FNCER son lo suficientemente competitivas, frente a las fuentes convencionales, lo que les permite competir en igualdad de condiciones en el mercado de contratos a largo plazo con otro tipo de generadores. En esta dirección se ha diseñado una última



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alternativa en la que se subastan contratos estandarizados pague lo contratado y todos los generadores pueden participar.

Antes de proceder a caracterizar cada una de las alternativas se presentarán los elementos que les son comunes.

Mecanismo de entrada: Subasta de sobre cerrado

Para todas las alternativas estudiadas, el punto de inicio del proceso de integración corresponde a la realización de una subasta centralizada de sobre cerrado. En la subasta los generadores con proyectos de generación nuevos con FNCER compiten por ser seleccionados haciendo la mejor puja, la selección entre los oferentes se determinará con el límite dado por la meta de integración.

Generadores participantes

En las tres (3) primeras alternativas podrán participar en el mecanismo especial para las FNCER, todos aquellos generadores que tengan proyectos de generación nuevos cuyas tecnologías se encuentren definidas como FNCER, de acuerdo con lo establecido en la Ley 1715 de 2014, con una capacidad superior a 20 MW. La cuarta alternativa sería una subasta abierta a cualquier tipo de generador.

Vigencia del contrato regulatorio para FNCER

Las alternativas diseñadas por la CREG contemplan que el plazo del mecanismo regirá por 15 años para los generadores que resulten seleccionados en la subasta. Este periodo es lo suficientemente amplio para que el generador proyecte un flujo de caja estable.

Participación en el mercado de corto plazo

Una vez se seleccionen los generadores en el proceso de la subasta, éstos participarán en el mercado de corto plazo como generadores despachados centralmente.

En este sentido, la CREG ha avanzado en una propuesta para la implementación de un despacho vinculante y mercados intradiarios, con el fin de flexibilizar las condiciones de la programación de recursos y permitir así, que las tecnologías intermitentes puedan actualizar su disponibilidad en periodos más cercanos a la operación, que es precisamente cuando pueden realizar una mejor predicción de sus recursos.

Teniendo en cuenta que el despacho vinculante y los mercados intradiarios se han propuesto para que las tecnologías FNCER participen en el mercado de corto plazo, entre otras cosas, hasta tanto estos mecanismos no se encuentren en funcionamiento en el MEM, las FNCER participarían en el mercado de corto plazo como tomadoras de precio.



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Garantías de participación y construcción de las plantas

Para participar en la subasta de cualquiera de las alternativas, el generador deberá constituir una garantía de seriedad de la oferta, para mitigar el riesgo de que no adquiera los compromisos que se derivan de la subasta, en caso de ser seleccionado.

Si el proyecto queda seleccionado en la subasta, el agente deberá presentar las garantías de construcción del proyecto. Esta garantía busca que el riesgo de demoras en la entrada y la posible no construcción del proyecto sean asumidos por el agente que representa la planta y no por la contraparte.

Participación en el Cargo por Confiabilidad

Todos los generadores seleccionados mediante la subasta especial para las FNCER podrán optar por participar en el mecanismo del CxC como tomador de precio. Es decir, que las plantas FNCER que decidan adquirir Obligaciones de Energía en Firme (OEF) recibirían la prima del cargo de la última subasta realizada y su energía en firme sería contabilizada en el balance al momento de convocar una nueva subasta del CxC.

Teniendo en cuenta estos elementos en común, se procede a presentar las características fundamentales de las cuatro (4) alternativas analizadas por la CREG.

4.1 Prima Verde (PV)

La primera propuesta se denomina Prima Verde (PV) y consiste en definir mediante la subasta, una prima por encima del precio de la energía, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh) que recibirían los generadores FNCER por cada kilovatio hora que generen.

Esta alternativa busca reducir el riesgo de los ingresos que percibe un generador, en la medida que establece una prima por encima del precio de bolsa que percibirían los generadores FNCER seleccionados en la subasta, garantizando de esta forma, un ingreso constante que incentive el desarrollo de estas tecnologías.

Ofertas en la subasta

En la subasta de entrada de FNCER se define una capacidad (MW) a instalar en estas tecnologías para una ventana de tiempo en el futuro. Los agentes interesados envían sus ofertas, que se componen de dos elementos: la mínima prima verde que están dispuestos a recibir, expresada en COP/kWh y la capacidad de la planta que se va a construir, expresada en MW.

Una vez se reciban las ofertas, éstas se ordenan en mérito, es decir, de menor a mayor prima verde ofertada, adicionalmente se va sumando la capacidad de las ofertas en dicho orden. Los generadores seleccionados serán aquellos cuyas primas verdes ofertadas sean inferiores a las del generador marginal. El generador marginal corresponde al



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proyecto, que al momento de agregar su capacidad a las demás ofertas, se alcanza la meta establecida.

Ilustración 1. Subasta de cargo verde

La anterior ilustración permite ejemplificar la subasta para la definición de la PV. Los generadores participantes envían sus ofertas (i.e. parejas PV (COP/kWh) y Capacidad (MW)), estas se ordenan por mérito y se va agregando la capacidad de cada proyecto, hasta alcanzar la meta definida. De esta forma, la igualdad entre la capacidad agregada y la meta permite identificar, los proyectos seleccionados, que para el caso de la ilustración fueron los 3 primeros (G1, G2 y G3) y la prima verde que recibirán todos ellos, que está dada por la oferta marginal, es decir la del G3, que corresponde al PV3*.

Como se mencionó en la sección precedente, la subasta es de sobre cerrado, y se podrá fijar un techo a las ofertas que se reciban por parte de los generadores, en caso, que se identifique que la competencia es reducida.

Ingreso para el Generador

El esquema de PV garantiza un ingreso fijo al generador FNCER puesto que le otorga una prima por encima del precio de la energía a cada kilovatio hora que generen los proyectos FNCER seleccionados en la subasta, por un periodo de 15 años. En ese sentido, el recaudo de la PV se haría de forma centralizada a través del mercado mayorista, en el que los comercializadores pagarían la PV a prorrata de su demanda regulada.

En términos generales, los ingresos (I) de un generador (g) FNCER, en un año (t) se podrían describir de la siguiente forma:



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I g , t=∑m=1

12

PV∗GRg ,m+(PC g−CEREm)∗EC g ,m+∑h

(PBh−CEREm)∗E Bg ,h+CEREm∗OEFg ,m

Donde:

PV∗G Rg ,m: Corresponde al ingreso de la prima verde. Este producto es el valor de la prima verde PV por la generación real del generador GRg ,m en un mes (m) determinado.

(PCg−CER Em)∗EC g ,m: Corresponde a los ingresos por contratos. Que sería el producto entre el precio del contrato PCg y la energía comprometida en el contrato.

∑h

(PBh−CEREm)∗EBg ,h: Corresponde a los ingresos por ventas en bolsa. Este ingreso

tiene en cuenta la liquidación centralizada del CxC, razón por la que se resta el CERE del precio de bolsa horario PBh por la energía vendida en bolsa E Bg , h.

CEREm∗OEF g ,m: Corresponde a los ingresos al cargo por confiabilidad. Suponiendo que el generador FNCER decida participar en este mecanismo, sería acreedor a un ingreso igual a la energía firme comprometida en una Obligación de Energía en Firme (OEF) por el cargo por confiabilidad de la última subasta realizada.

Es importante mencionar que bajo este esquema se supera la barrera imprevisibilidad de los ingresos del generador, pues aumenta la porción del ingreso que es fija (i.e. prima verde más cargo por confiabilidad) sin embargo, la gestión comercial de los contratos queda en manos del generador.

Con el fin de ejemplificar este mecanismo se van a simular los ingresos que tendría un generador eólico seleccionado en la subasta de la PV y que vende toda su energía en la bolsa, se asumirá que el generador decide participar en el CxC y utiliza la metodología default para calcular su ENFICC. El perfil de generación de la planta se elaboró a partir de un proceso generador de números aleatorios para una planta de 100 MW para las 8670 horas del año y se tomó la serie del precio de bolsa y valor del CERE del año 2014.



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Ilustración 2. Generación y precios de bolsa para la simulación de ingresos

En la ilustración 2 se presentan los datos utilizados para la simulación de ingresos de un generador que decide vender toda su energía en bolsa. En la siguientes graficas se compara la diferencia de ingresos en un periodo de un año, entre la situación actual, en donde el generador recibe los ingresos en bolsa y del CxC (Ilustración 3) y los ingresos que se obtendrían con la PV, asumiendo que ésta tiene un cierre de dos veces el CERE vigente (Ilustración 4).

Ilustración 3. Ingresos de ventas en bolsa y CxC



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Ilustración 4. Ingresos de ventas en bolsa, CxC y Prima Verde

Claramente, la PV mitiga parcialmente la incertidumbre del generador, en la medida que además de los ingresos del cargo (asumiendo que quiera participar) obtiene un valor adicional al precio de bolsa por cada kilovatio generado. Ahora bien, si el generador puede firmar contratos de suministro para reducir más el riesgo ligado a las variaciones del precio de bolsa, podría tener un flujo de caja aún más estable.

Si para este año de ejemplo, comparamos los coeficientes de variación5 entre los ingresos del caso base (ventas en bolsa y CxC), con el caso en que el generador tiene la prima verde, el CxC y los ingresos en bolsa, encontramos lo que la dispersión de ingresos se reduce de 38% al 31%.

Caso Base Caso PVMedia 6.158 8.125 Desv. Est 2.359 2.533 CV 0,38 0,31

Traslado al Usuario

Los comercializadores que atienden demanda regulada serán los agentes que paguen la PV en el mercado mayorista y podrán trasladar a los usuarios dicho pago a través de un nuevo componente en la formula tarifaria del costo unitario de prestación del servicio (CU).

5 El coeficiente de variación es una medida de dispersión relativa, pues se define como la razón entre la desviación estándar y la media. Con esta medida se puede comprar la dispersión entre dos series.



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La asignación del pago de la PV entre los comercializadores se hará a prorrata de su demanda regulada durante un mes. Es decir que el pago de un comercializador (c) de la prima verde sería la siguiente:

PPV c, m=∑gPV∗G

Rg , m∗D Rc ,m∑cDRc, m

Donde:

PPV c, m Corresponde al pago de prima verde que debe hacer el comercializador c en el mes m.

∑gPV∗GRg ,m. Corresponde al total de ingresos por concepto de prima verde que hay

que recaudar para los generadores seleccionados en la subasta PV. Este total de ingresos es el producto del valor de la prima verde por la generación real de los generadores FNCER seleccionados en el mes m.

D Rc ,m∑cDR c, m . Corresponde a la participación de la demanda regulada del comercializador c

en el mes m, D Rc ,m , sobre el total de la demanda regulada.

En el costo unitario al consumidor atendido por el comercializador c, se incluirá un nuevo componente tarifario correspondiente a la integración de las FNCER que resultaría de la división entre el pago por prima verde que realizó el comercializador en el mercado mayorista PPV c, m−1, sobre su demanda regulada. Se calcularía de la siguiente forma:

CU FNCE Rc, m=¿

PPV c,m−1

D Rc ,m−1¿

4.2 Contratos Pague lo Generador (CPG)

La segunda alternativa diseñada por la CREG para la integración de FNCER en el parque generador colombiano consiste en la adjudicación centralizada de un contrato pague lo generado. Bajo este contrato, el generador recibe un precio fijo por toda la energía entregada durante el periodo de vigencia del contrato, la cual la pagan los comercializadores que atienden demanda regulada. Con esta alternativa se mitiga el riesgo de precio de bolsa y por otro lado, no hay un compromiso de entrega horaria, lo que se acopla con los perfiles de generación de estas fuentes.




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Al igual que en el mecanismo anterior, en esta segunda alternativa parte de la convocatoria de una subasta, en la que se define una cantidad de MW a instalar en FNCER para tener una venta en un tiempo determinado. Las ofertas que deberán enviar los generadores participantes en este mecanismo tienen dos elementos: la capacidad instalada de su proyecto en MW, así como una oferta de precio en pesos por kilovatio hora (COP/kWh) a la que estarían dispuestos a vender su energía (i.e. incluido el CERE).

Ilustración 2: Subasta Contratos Pague lo Generado

Las ofertas de precio recibidas se ordenan en mérito, es decir, de menor a mayor precio y se va adicionando la capacidad ofertada en cada una de los sobres. Los proyectos seleccionados serán todos aquellos que tengan un precio inferior al generador marginal, es decir, aquel que al adicionar su capacidad se alcanza la meta definida. El precio ofertado por el generador marginal corresponderá al precio de cierre de la subasta, lo que significa que a todos los generadores seleccionados se les pagará dicho precio por la energía generada durante un periodo de 15 años.

Por ejemplo, en la Ilustración 2 se presenta en caso en que se reciben 4 ofertas (Oi, MWi), donde el primer componente Oi corresponde al precio ofertado por el generador i, y el segundo componente MWi, indica la capacidad del proyecto de generación del agente i. En este caso la meta en MW se alcanza con las tres primeras ofertas y el precio de cierre de la subasta corresponde al del generador G3. Este precio O3 será el que se le pague por cada kilovatio hora a los tres (3) generadores seleccionados.



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Vale la pena señalar que la CREG podrá definir un precio techo, en caso que se identifiquen problemas de competencia ex ante. Lo anterior, para evitar que un precio ineficiente sea trasladado a la demanda, quien no participa directamente en el mecanismo de compra. En principio, el precio de un contrato pague lo generado, al no garantizar una firmeza para el comprador debe tener un precio menor al de un contrato pague lo contratado. Por lo anterior, el precio techo que se determine, podría tener en cuenta un promedio de los precios de los contratos pague lo contratado y el descuento que frente a este último se debería esperar en un contrato menos firme.

Ingreso al Generador

El contrato pague lo generado que se propone en esta alternativa determina un precio fijo al que el generador FNCER recibirá por cada kilovatio hora que genere por un periodo de 15 años. El pago del contrato a los generadores FNCER se haría de forma centralizada a través del mercado mayorista, en el que los comercializadores pagarían la energía generada al precio del contrato, a prorrata de su demanda regulada.

En términos generales, los ingresos (I) de un generador (g) FNCER, en un año (t) bajo la segunda alternativa planteada serían los siguientes:

I g , t=∑m=1

12

∑h

(PC−CEREm)∗G Rg ,h+CEREm∗OEF g ,m

Donde: ∑h

(PCh−CEREm)∗G Rg ,h: Corresponde al ingreso por el contrato pague o generado. El

generador recibe por la energía real generada en GRg , h un precio fijo PC que fue el resultante de la subasta.


Utilizando los mismos datos de la alternativa 1, se simularon los ingresos que obtendría un generador seleccionado en la subasta para un contrato pague lo generado con un precio final de 170 COP/kWh, los resultados se encuentran en la siguiente Ilustración.



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Ilustración 5. Ingresos alternativa del CPG más CxC

De igual forma se calculó el coeficiente de variación de esta alternativa versus el caso base. Los resultados indican que con esta alternativa también se reduce la dispersión de los ingresos que obtendría un generador, puesto que el coeficiente se reduce de 38% a 32%.

Caso Base

Caso PV

Media 6.158 4.527 Desv. Est 2.359 1.426CV 0,38 0,32

Traslado al Usuario

En cuanto al proceso de asignación de la energía proveniente del contrato pague lo generado que se tiene con los generadores FNCER seleccionados en la subasta, se propone que los comercializadores paguen la energía generada a través de sus compras en el mercado mayorista, determinando a prorrata de la demanda regulada el valor a pagar por cada comercializador.

El valor de las compras realizadas por los comercializadores a los generadores FNCER a través de este mecanismo se trasladará a los usuarios regulados a través del componente de generación (G) del costo unitario del servicio (CU).

4.3 Contrato de Energía Media Energy Purchase Agreement (EPA).

La tercera y última alternativa diseñada por la CREG corresponde a la adjudicación centralizada de un contrato sobre un compromiso de entrega de energía media. Bajo este



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contrato, toda la energía generada proveniente de los generadores FNCER seleccionados es comprada a un precio fijo.

El pago mensual al generador será fijo correspondiente a 1/12 del valor anual del contrato, siempre que la energía se encuentre entre las bandas de tolerancia que se establezcan. Al finalizar cada año se realiza un balance anual, en donde se compara la energía entregada versus la comprometida. En caso que haya excedentes, el comprador paga al precio de contrato dicha energía, en caso contrario, el generador devuelve la diferencia monetaria al comercializador, de la energía no entregada, valorando el déficit de energía al precio del contrato.

De forma adicional, se propone una verificación quinquenal del promedio de energía entregada anualmente, versus, la energía comprometida. En caso que el promedio sea superior a lo comprometido, el generador podrá aumentar su compromiso voluntariamente, mientras que en caso contrario, el valor del compromiso se ajusta y el generador debe ofrecer una garantía para cubrir el faltante.


En la subasta que se convocaría en este tercer caso, los generadores FNCER interesados deben presentar una oferta con los siguientes elementos: un precio en COP/kWh (i.e. incluyendo el CERE) al que están dispuestos a vender su energía y un total de energía anual, expresado en MWh-año que se comprometen a entregar con un rango de tolerancia de +/-10%. La meta de la subasta en esta alternativa, no estaría en términos de una cantidad de MW a instalar en FNCER, como en las dos propuestas precedentes, sino que estaría definida en energía, es decir, MWh-año.

Ilustración 6. Subasta Contratos EPA



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Al igual que en los demás mecanismos, las ofertas se ordenan de menor a mayor y se eligen tantas ofertas hasta que se alcance la meta proyectada. El precio de cierre de la subasta será el precio al que los generadores seleccionados se les pagará la energía comprometida y corresponderá al de la oferta de precio del generador marginal.

Ingresos del Generador

El contrato de energía media garantiza un ingreso mensual fijo a los generadores seleccionados, en la medida que los comercializadores deberán pagar mensualmente 1/12 del valor anual del contrato.

Al finalizar el año se realiza un balance, en el que se comprara la energía entregada frente a la energía comprometida. Las diferencias de energía que se encuentren dentro de la banda de tolerancia serán tenidas en cuenta para el balance del siguiente año.

En caso que el generador haya entregado una mayor energía con respecto a la banda superior de tolerancia, entonces el comercializador deberá pagar el excedente marginal acumulado en el año, al precio del contrato. En caso que por el contrario, la energía generada a lo largo del año sea menor que la banda inferior de tolerancia, entonces será el generador quien deberá pagarle al comercializador la energía no entregada, valorada al precio del contrato.

Adicionalmente, el esquema prevé una revisión quinquenal en la que se compara el promedio de la generación anual real entregada con respecto al compromiso de energía media del contrato. Si se encuentra que el promedio es mayor entonces el generador podrá optar por aumentar la cantidad de energía comprometida, en caso contrario, el compromiso se revisa a la baja de forma automática, pero el generador deberá disponer de garantías que cubran al comercializador por la diferencia.

Los ingresos (I) de un generador (g) FNCER, en un año (t) con un contrato como el que se propone en la tercera alternativa serían los siguientes:

I g , t=∑m=1

12 (PC−CEREm )∗112

EMCg+CER Em∗OEFg ,m+ f (cumplimientog , t)

Donde:

∑m=1

12 (PC−CER Em )∗112

EMCg: Corresponde al ingreso por el contrato de energía media. El

generador recibe por 1/12 de la energía media comprometida EMC g , el PC que fue el resultante de la subasta.

CEREm∗OEF g ,m: Corresponde a los ingresos al cargo por confiabilidad. Suponiendo que el generador FNCER decida participar en este mecanismo, sería acreedor a un ingreso



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igual a la energía firme comprometida en una Obligación de Energía en Firme (OEF) por el cargo por confiabilidad de la última subasta realizada.

f (cumplimientog ,t): Función de cumplimiento del año t, que se define continuación.

f ( cumplimiento )={SiGRg , t+∆G Rg , t−1∈ [0.9∗EMCg ;1.1∗EMCg ]¿

0

¿SiGRg ,t+∆GRg , t−1<0.9∗EMCg (GRg , t+∆G Rg,t−1−0.9∗EMC g )∗PCGRg , t+∆G Rg ,t−1>1.1∗EM Cg (G Rg ,t+∆GRg ,t−1−1.1∗EMCg )∗PC

¿

Donde:

GRg , t+∆G Rg ,t−1: Corresponde a la generación real del generador g en el año t GRg , t

más las desviaciones positivas o negativas dentro de las bandas de tolerancia acumuladas hasta el año t-1 de la generación real versus la energía media comprometida.

[0.9∗EMCg ;1.1∗EMCg ]: Intervalo de tolerancia dentro del que el generador puede

desvaírse con respecto a la energía media comprometida.

Esta función de cumplimiento corresponde al balance anual que se realiza bajo esta alternativa. Si la energía real que el generador entregó en el año en curso más las desviaciones acumuladas del año anterior no se desvían de las bandas de tolerancia, entonces, se entiende que el generador cumplió con el contrato, razón por la que esta función toma un valor de cero.

En el caso que la generación real del año más las desviaciones acumuladas del año anterior no pertenezcan al intervalo definido por las bandas por tolerancia, entonces se hace un llamado a margen. En caso que la desviación sea positiva, el comercializador deberá pagar la diferencia al precio del contrato. Si por el contrario, la desviación es negativa, la diferencia deberá ser pagada por el generador al comercializador al precio de contrato.

Para ejemplificar el mecanismo anteriormente descrito, se va a suponer que un generador seleccionado ofertó un compromiso de 350.400 MWh-año y que las bandas de tolerancia son fijadas entre +/-10%, es decir, la banda superior es 385.400 MWh y la inferior 315.360 MWh. En la Ilustración 7 se presenta la generación real versus estos parámetros en una ventana de 5 años.



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Ilustración 7. Generación real versus banda de tolerancia.

Como se puede ver en la Ilustración 7, en el primer año el generador entregó un total de 379.236 MWh-año, cantidad que se encuentra dentro de las bandas de tolerancia y es ligeramente superior a la cantidad comprometida. En este caso, la diferencia entre lo generador y el compromiso (i.e. 28.836 MWh-año) se acumula para el balance del segundo año.

Al finalizar el segundo año, se comprara la generación real, que para este caso fueron 568.855 MWh-año más el excedente el año anterior, del que se obtiene un total de 597.691 MWh-año con la banda de tolerancia. Como se ve en la Ilustración 7, en el año 2 se superó el límite superior, razón por la que es necesario hacer un llamado a margen. En esta situación, el comercializador debe pagar al generador el excedente (i.e. 212.251 MWh-año) al precio del contrato.

En el tercer año se encuentra la situación contraria. La generación real 227.542 MWh-año más la energía acumulada del año anterior 35.040 MWh-año da un total de 247.291 MWh-año, lo que es menor que el límite inferior de la banda de tolerancia, razón por la que se hace un llamado a margen, pero esta vez, es el generador quien debe pagar al comercializador, la desviación de 103.109 MWh-año por el precio del contrato.

En este orden de ideas, el coeficiente de variación de esta alternativa sería de 0% en los años que no hay llamado a margen y aumentaría levemente en caso que se registre una desviación con respecto a las bandas.



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Traslado al Usuario

En cuanto al proceso de asignación de la energía proveniente de los contratos energía media, se propone que los comercializadores paguen la energía generada a través de sus compras en el mercado mayorista, determinando a prorrata de la demanda regulada el valor a pagar por cada comercializador.


4.4 Contrato Pague lo Contratado (CPC)

La cuarta alternativa diseñada por la CREG para la integración de FNCER en el parque generador colombiano, al contrario de las alternativas anteriores, parte del supuesto de que éstas tecnologías pueden competir con el resto bajo las mismas condiciones y que por ende, no requieren mecanismos especiales, ni particulares.

Al igual que las alternativas 2 y 3, en esta última alternativa se basa en la adjudicación centralizada de un contrato, pero en esta ocasión el contrato es tipo pague lo contratado. Este contrato define un compromiso de entrega horaria por parte del generador, por el que recibe un precio fijo durante el periodo de vigencia del contrato. Para la asignación de contratos se puede pensar en dos alternativas: la primera que la subasta sea de dos puntas, por lo que el contrato es comprado por los comercializadores que estén interesados y la segunda, que se obligue a cierto porcentaje de la demanda regulada a comprar este producto de largo plazo, con el fin de garantizar suficiente participación.


Dado que en esta subasta no hay una meta de MW a instalar en FNCER, los generadores entregan en sus pujas la energía que quieren comprometer en los contratos, acompañada por una oferta de precio en pesos por kilovatio hora (COP/kWh) a la que estarían dispuestos a vender su energía (i.e. incluido el CERE). Por su parte, los comercializadores interesados, entregan sus pujas, en las que indican sus preferencias de cantidades y precios a adquirir en estos contratos.

En la medida que esta subasta es de dos puntas, las ofertas de precio tanto de la oferta como de la demanda, las cuales se ordenan en mérito y se define el precio y las cantidades de equilibrio, es decir, las que igualan la oferta y la demanda.

Los proyectos seleccionados serán todos aquellos que tengan un precio inferior al generador marginal. El precio ofertado por el generador marginal corresponderá al precio de cierre de la subasta, lo que significa que a todos los generadores seleccionados se les pagará dicho precio por la energía generada durante un periodo de 15 años.



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Ingreso al Generador

El contrato pague lo contratado que se propone en esta alternativa determina un precio fijo al que el generador FNCER recibirá por cada kilovatio hora que genere por un periodo de 15 años. El pago del contrato a los generadores FNCER se haría de forma descentralizada puesto que como resultado de los contratos se generarían contratos con los comercializadores seleccionados en la subasta y son quienes pagarían la energía generada al precio del contrato.

En términos generales, los ingresos (I) de un generador (g) FNCER, en un año (t) bajo la esta alternativa serían los siguientes:

I g , t=∑m=1

12

∑h

(PC−CER Em )∗CC g ,h+¿ (P Bh−CEREm )∗(G Rg , h−CCg , h)+CER Em∗OE Fg ,m¿

Donde: ∑h

(PCh−CEREm)∗CC g ,h: Corresponde al ingreso por el contrato lo contratado. El

generador recibe por la contratada CC g ,h un precio fijo PC que fue el resultante de la subasta.

∑h

(P Bh−CER Em )∗(G Rg ,h−CC g , h): Corresponde al ingreso por las compras y ventas en

bolsa. El generador recibe por la diferencia entre la energía generada GRg , h menos la energía contratada CC g ,h el precio de bolsa de cada hora.


Traslado al Usuario

En cuanto al proceso de asignación de la energía proveniente del contrato pague lo contratado que se tiene con los generadores FNCER seleccionados en la subasta, se propone que los comercializadores paguen la energía contratada de forma bilateral.




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5. ANÁLISIS DE IMPACTOS

En esta sección del documento se lleva a cabo una evaluación de las alternativas propuestas teniendo en cuenta los siguientes criterios:

Eficacia: ¿Logra el objetivo propuesto? Eficiencia: ¿Distorsiona las señales de precio en los mercados?¿Es la de menor

costo para el usuario? Gestión del riesgo: ¿Quién asume los riesgos del mercado?

5.1 Eficacia

La eficacia de cada alternativa depende del grado en que se alcanza el objetivo que se pretenda alcanzar con su implementación, que a su vez se encuentra relacionado con los posibles obstáculos identificados para la incorporación de FNCER al parque generador colombiano.

Como se mencionó en la introducción de este documento, las FNCER son fuentes de generación intermitentes, lo que implica que su energía en firme es baja con respecto a su energía media. Por lo anterior, se ha identificado que el mecanismo de expansión actual, el CxC, no representa un flujo de ingreso certero suficiente para que un proyecto de esta naturaleza se financie.

Ante esta problemática, el generador interesado puede gestionar la firma de contratos que aumenten la proporción de ingresos certeros para lograr la financiación de la planta, sin embargo, bajo el mecanismo de negociación bilateral descentralizado de contratos con el que se opera actualmente, se pueden generar altos costos de transacción para un generador de esta naturaleza, en particular, si el oferente es un nuevo jugador en el mercado y su proyecto aún no está construido.

Finalmente, se considera que la suma de la alta volatilidad de la generación de estas fuentes más la del precio de bolsa, resulta en que los ingresos provenientes de la venta en energía en el mercado spot es poco predecible.

A continuación se evaluará cualitativamente de qué forma las alternativas planteadas pueden solventar los dos obstáculos identificados (i.e. variabilidad en el ingreso y altos costos de transacción en la contratación bilateral de largo plazo) y que pueden potencialmente frenar la instalación de proyectos de generación con FNCER, que es único objetivo que persigue con la puesta en marcha de alguna de estas alternativas.

Los indicadores de la evaluación de cada alternativa en los criterios seleccionados se deben interpretar así: verde es que cumple con el criterio, amarillo es que cumple parcialmente con el criterio y rojo significa que no cumple.

Alternativa Criterio 1: Efectividad ¿Logra el objetivo propuesto?

Indicador



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Prima Verde Al dar un valor en COP/kWh por cada kilovatio generado, el generador FNCER puede asegurar, además del CxC en caso que decida participar, el valor de la PV durante 15 años. En la medida que las predicciones de estos generadores en el largo plazo es más acertado que en el de corto plazo, el valor esperado del mínimo ingreso fijo sería la PV por la energía media del proyecto.

En la medida que el generador debe gestionar comercialmente la firma de los contratos, esta alternativa no resuelve las posibles barreras que puedan tener los FNCER a la hora de firmar contratos de largo plazo. Por lo anterior, la financiación del proyecto podría verse comprometida, en especial, si el proyecto es de un agente nuevo independiente.

Contratos Pague lo Generador

Al igual que en el caso de la prima verde, con este mecanismo se asegura un precio en COP/kWh por toda la energía generada por las FNCER. Esto evita el riesgo de la variación en los precios de bolsa, razón por la que en un horizonte de 15 años, el ingreso fijo esperado sería la energía media del proyecto por el precio del contrato.

La compra centralizada de la energía producida por estos generadores se propone como mecanismo para superar los altos costos de transacción del mercado de contratos bilaterales.

Contratos tipo EPA

Este mecanismo contractual es diseñado para garantizar un ingreso fijo al generador tanto en el corto plazo, es decir, en la ventana de un año, como durante los 15 años de duración del contrato. Por tal motivo la incertidumbre de ingresos del generador se reduce sustancialmente.

Al igual que en el caso de los contratos pague lo generado, en esta alternativa se contempla una compra centralizada para la energía comprada por estos generadores, razón por la que se superarían los altos costos de transacción al contratar y se viabilizaría la financiación de un proyecto de esta naturaleza.

Contratos Este mecanismo contractual garantiza un



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pague lo contratado

precio fijo para la energía comprometida en el contrato, durante los 15 años de duración del mismo. Por tal motivo la incertidumbre de ingresos del generador se reduce aunque no al punto de los contratos pague lo generado.

Dado que la compra de contratos es centralizada se superarían parcialmente los altos costos de transacción al contratar y se viabilizaría la financiación de un proyecto de esta naturaleza.

Esta alternativa supone que las FNCER son competitivas frente a las demás fuentes de generación y serían seleccionadas en la subasta solo si ofertan mejores precios que el resto de generadores.

5.2 Eficiencia

Sin lugar a dudas, la entrada de nuevos proyectos de generación tiene impactos en los mercados que componen el Mercado de Energía Mayorista (i.e. corto plazo, contratos y CxC) sin importar cuál sea su naturaleza. Sin embargo, el hecho de que la CREG deba intervenir en el mercado para promover la entrada de generadores FNCER, podría generar distorsiones en los precios, si los mecanismos propuestos no incentivan la revelación de costos eficientes, alteran la forma en cómo se determinan los precios en cada mercado o trasladan riesgos que no son administrables por las partes afectadas.

Por lo anterior, en esta sección se evalúan las alternativas a la luz del criterio de eficiencia. En esta evaluación se pregunta si el mecanismo distorsiona las señales de precio en los mercados y sí sería la de menor costo para el usuario.

Alternativa Criterio 2: Eficiencia¿Distorsiona la señal de precios de los mercados? ¿Minimiza el costo para el

usuario?

Indicador

Prima Verde Dado que la prima verde es un pago que hacen todos los usuarios a los generadores FNCER, pero que éstos deben gestionar sus contratos con comercializadores, entonces podría considerarse como un subsidio cruzado entre los usuarios que no contratan con estos proyectos y los que sí lo hacen, puesto que los primeros pagan por un servicio que no están utilizando. Lo anterior podría tener un impacto en el mercado de contratos.



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El que participe como tomador de precios en el CxC puede que retrase proyectos que ofertarían una menor prima.

Esta alternativa haría explicito el pago extra que los usuarios deben hacer para que los generadores FNCER entren en el mercado.

Contratos Pague lo Generador

El precio resultante de la subasta con el que se remuneraría la energía de las FNCER se puede esperar sea eficiente siempre que haya un nivel de competencia suficiente a la hora de convocar la subasta y en caso que se requiera fijar un precio techo, éste tendrá en cuenta la información del mercado de contratos y reconocerá mediante un descuento en el precio esperado, el riesgo que debe asumir la demanda por la falta de firmeza en la generación de éstas fuentes. No obstante, el segregar la participación de otras tecnologías introduce distorsiones en el mercado.

De acuerdo con las experiencias de las subastas de largo plazo que se han llevado a cabo en países de la región, se podría esperar que con esta alternativa, el precio ofertado sea menor frente a los precios de los contratos en la actualidad. Sin embargo, los costos de inversión de estas tecnologías han mostrado reducciones importantes, razón por la que se puede contratar a un precio alto frente al que se obtendría si se posterga la decisión de instalar.


Contratos tipo EPA

Dado que el producto que se transa en esta libra de riesgo al generador es probable que se alcancen precios bajos en la subasta por energía media. Sin embargo, los costos de inversión de estas tecnologías han mostrado reducciones importantes, razón por la que se puede contratar a un precio alto frente al que se obtendría si se posterga la decisión de instalar.

Al tener un mecanismo particular para las FNCER y segregar la participación de otras tecnologías puede generar distorsiones e



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ineficiencias en la formación del precio de los contratos.


Contratos pague lo contratado

Dado que en esta subasta participan muchos generadores el precio de este contrato sería eficiente y permitiría identificar si efectivamente las FNCER son competitivas.

Dado que en esta propuesta, los generadores aceptados en la subasta participarán como los demás generadores en el mercado spot, no se prevén distorsiones en los precios de corto plazo. En la medida que éstos generadores tienen un bajo margen de maniobra para gestionar inter temporalmente el recurso de generación, es decir, el viento, el sol, etc, siempre estarán dispuestos a ofrecer su generación a un costo bajo para aumentar la probabilidad de ser despachados, de lo contrario no tienen forma de almacenar su recurso para horas posteriores.

Teniendo en cuenta que sin importar la gestión comercial de los generadores con FNCER en materia de contratos (i.e. son netamente financieros), la disponibilidad física de los recursos provenientes siempre serán ofertados en el mercado de corto plazo a bajo costo para poder ser despachados. Adicionalmente, se encuentra dentro de las propuestas de la CREG (Documento CREG 004B de 2016) la adopción de un despacho vinculante y un mercado intradiario, lo que permitiría que ante cambios en la disponibilidad, los generadores puedan re ofertar sus recursos en horas más cercanas a la operación, lo que le daría en el corto plazo la flexibilidad para optimizar el despacho.

Finalmente, se propone que los generadores seleccionados sean tomadores del CxC por lo que no participarían en la subasta, se les asignarían OEF por su ENFICC y recibirían la prima del cargo de la última subasta realizada. En este caso, la no participación de las FNCER en la subasta del CxC y la inclusión de su energía en firme para el balance podría atrasar la convocatoria de la subasta y la entrada de proyectos que podrían pujar por primas más bajas del CxC.

5.3 Gestión de riesgos

Un elemento importante que debe ser tenido en cuenta en la evaluación de estas alternativas es la forma en cómo se reparte el riesgo entre los generadores y los comercializadores que representan a la demanda.

En el caso de la prima verde, el generador debe ser quien gestione el riesgo inherente a la volatilidad de su generación mediante la firma de contratos con comercializadores. En este sentido, con este mecanismo sólo se garantiza una fracción del ingreso fijo que requieren estos proyectos para que sean financiados. Lo anterior, implica que la demanda



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en su totalidad, apalanca parcialmente a estos generadores con el fin de posibilitar su entrada en el mercado, pero una vez instalados, son ellos quienes deben buscar las contrapartes en el mercado de contratos, razón por la que el generador debe gestionar el riesgo del precio de bolsa, de la intermitencia de su generación y de posibles cambios tecnológicos que impliquen reducciones en los costos fijos y variables de éstas tecnologías.

Para las alternativas de los contratos CPG y EPA, el generador queda cubierto ante las variaciones en el precio de bolsa pues el contrato tiene un precio fijo, sin embargo es la demanda quien asume el riesgo que se deriva de las variaciones en la producción de las FNCER y por ende el precio de bolsa, en los momentos en que deba comprar más energía. Adicionalmente, en la medida que el contrato que se propone es de largo plazo (i.e. 15 años), la demanda también asume los riesgos inherentes a mejoras tecnológicas que supongan reducciones en los costos a los que se puede producir energía mediante estas fuentes.La alternativa del contrato pague lo contratado es el análogo al pague lo generado. En este caso, el generador asume la variación de su generación y por ende del precio de bolsa, en los periodos en los que no puede cumplir con su compromiso.

Para finalizar, vale la pena recalcar que dado que los contratos son de 15 años, ambas partes de enfrentan al riesgo de renegociación del contrato. Si en dicho periodo se presentan innovaciones o circunstancias en los que el precio de bolsa y los precios de los contratos se reduzcan sustancialmente, los comercializadores tendrán incentivos para renegociar los términos del contrato. De igual forma, los generadores seleccionados estarán interesados en cambiar los términos del contrato, si en el mercado se observan precios sustancialmente mayores a los pactados en el contrato.

6. CONSULTA PÚBLICA

En esta sección se presentarán las recomendaciones que a la luz de estas propuestas, hicieron los expertos internacionales: Niels-Henrik M von der Fehr, David Harbord y Luciano de Castro, que la CREG contrató en el marco de un estudio integral del Mercado de Energía Mayorista. De igual forma, se presentará la propuesta que en esta misma dirección hace el estudio de la firma consultora E&Y resultante del Contrato de Consultoría N° DNP-626-2015 celebrado con el Departamento Nacional de Planeación, en la medida que también hace parte del espectro de propuestas que podrían implementarse para las FNCER.

Niels-Henrik von der Fehr

De acuerdo con el análisis del experto von der Fehr el fundamento económico que sustentaría un mecanismo especial para promover la instalación de FNCER sería que por un lado, los consumidores le den un valor adicional a la energía proveniente de este tipo de generadores, por el hecho de ser “verde”, es decir, porque no utilizan combustibles fósiles ni tecnologías convencionales. Y por el otro, que en el estado actual del mercado,



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estas tecnologías no sean competitivas frente a otras fuentes y que por ende, requieran de un mecanismo especial o ser subsidiadas.

Bajo esta perspectiva, el consultor señala que el mecanismo que la CREG debería proponer debe estar ligado a la disponibilidad a pagar de los usuarios o el gobierno por tener energía proveniente de generadores con las características de las FNCER, en la medida que es la cualidad de ser “verde” lo que sustentaría un pago adicional por cada kilovatio generado.

Teniendo en cuenta lo anterior, este consultor sugiere que no hay motivos que sugieran que los generadores FNCER deberían tener tratamiento especial para participar en los mercados spot, contratos y cargo por confiabilidad. Por lo que bastaría con diseñar un mecanismo en el que se refleje la disponibilidad a pagar de los usuarios por la característica “verde” que se encuentre ligado a la energía real producida y que sea suficiente para que el generador FNCER sea competitivo frente a otro tipo de tecnologías.

En conclusión, este experto considera que la alternativa de la prima verde, haría explicito el valor necesario que se requiere subsidiar a las FNCER para que puedan participar en el mercado, y el precio máximo que se les pagaría correspondería a la “disponibilidad” a pagar de los usuarios por tener en el parque generador kilovatios provenientes de estas tecnologías.

David Harbord

En el reporte entregado por David Harbord a la CREG, se menciona que las propuestas en torno a las FNCER se alinean con las prácticas internacionales recientes en las subastas para estas tecnologías.

En su criterio la propuesta de los contratos pague lo generado y la prima verde son buenas opciones, pero sugiere realizar una consulta con la industria antes de que cualquier decisión sea tomada. En este sentido señala que la prima verde tiene la ventaja de hacer explícito que los generadores FNCER tienen una desventaja en el mecanismo del CxC, dado que su ENFICC es menor en proporción a su energía media, frente a otras tecnologías y por ende, requiere un ingreso adicional. Por su parte, señala que los contratos “pague lo generado”, disminuyen el riesgo al generador, por lo que puede resultar en menores costos para la demanda.

De acuerdo con este experto, se debe revisar la metodología de ENFICC para las plantas eólicas para que con dicho ajuste puedan competir en el CxC y así reconsiderar el diseño de mecanismos especiales para este tipo de tecnologías.

Adicionalmente, se menciona que el formato de subasta de sobre cerrado y precio uniforme es adecuado. Con respecto a los contratos, recomienda considerar contratos por



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diferencias netamente financieros con el fin de eliminar la necesidad de llevar registro de la energía producida.

Finalmente recomienda que sí se adopta una subasta en la que se asignen contratos, y en caso que se decida establecer precios de reserva, entonces es preciso hacer un análisis cuidadoso del mismo, especialmente sí hay una oferta insuficiente.

Luciano de Castro

En el reporte final de Luciano de Castro se recomienda adoptar la alternativa del contrato pague lo generado. Según el experto, la subasta es adecuada, sencilla y cumple con el objetivo. Sin embargo, recomienda que se estipule un precio techo, para evitar problemas en la realización y los resultados que se obtengan de la subasta.

Propone que el precio techo sea algo más alto que el precio medio de bolsa del año anterior (por ejemplo 10%). Lo anterior, protege la demanda para no contratar un precio excesivamente alto y al mismo tiempo, se generan incentivos necesarios a muchos generadores a participar. De igual forma, en la fijación del precio techo se debe tener en cuenta que el tipo de contrato debe tener un valor más bajo, una vez que representa riesgo bajo para los generadores.

Frente a la propuesta de la prima verde considera que un tratamiento diferenciado puede distorsionar los incentivos en el mercado y crear situaciones indeseables para los otros generadores. Por ejemplo, es probable que haya un impacto en los precios de bolsa, porque estos generadores podrán competir con precios muy bajos. Por lo que recomienda no adoptar esta alternativa.

Propuesta E&Y

Como se mencionó anteriormente, aprovechando los diversos estudios que se están llevando a cabo en el sector, se presenta a continuación la propuesta regulatoria para promover el desarrollo de proyectos FNCER resultante del contrato de consultoría del DNP con la firma E&Y. Lo expuesto en esta sección corresponde a lo contenido en el documento “Revisión de Propuestas y Alternativas de Incorporación de Fuentes de Energía Renovable No Convencionales en el Mercado de Energía Mayorista- Producto 5”. Basados en este estudio se formuló la cuarta alternativa presentada en este documento.

La propuesta de los mencionados consultores se fundamenta en definir un mecanismo de contratación de largo plazo, permita la financiación de los proyectos. Al igual que en las alternativas de la CREG y las prácticas observadas en la región con respecto a FNCER se propone la realización de una subasta, en la medida que es un mecanismo eficiente que permite escoger las alternativas de mejor precio para el sistema.



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En concreto, la propuesta señala que las FNCER deberían participar en subastas de compra de energía de contratos de suministro de largo plazo (15 a 20 años), que serían convocadas a discreción por la CREG y en las que se adjudicarían contratos de compra de energía tipo “pague lo contratado” con inicio de vigencia futura (similar al periodo de planeación de las subastas de confiabilidad).

Las ofertas de la subasta son de cantidad y precio para energía, a una sola ronda en sobre cerrado, y la oferta marginal que cubre la demanda establece el precio de cierre de la subasta y la remuneración para todas las ofertas adjudicadas.

En la medida que el objetivo de las subastas es disminuir la exposición de bolsa de la demanda regulada y dar señales de precio de largo plazo al sistema, no hay una restricción en la participación para otras tecnologías de generación. En este mecanismo, la demanda está obligada a contratar un porcentaje de su mercado regulado y puede participar voluntariamente con el mercado no regulado.

El contrato propuesto es un pague lo contratado, en el que hay un cumplimiento horario, por tanto, para disminuir el riesgo de cumplimiento de la generación renovable, se recomienda que se subasten tres bloques de carga por separado: demanda fuera de punta, demanda intermedia y demanda de punta.

Con respecto a la participación de los generadores FNCER en el CxC se propone por un lado, que dichos generadores tengan la opción de entrar automáticamente como tomador de precio, por un período que depende de la cantidad de energía contratada. Por otro lado, se recomienda que la ENFICC se calcule de manera estacional o mensual (en lugar de anual) y que se permita la presentación de ofertas de portafolio binarias, compuestas por una planta de generación renovable y una de generación convencional.

7. CONCLUSIONES

En línea con las perspectivas energéticas de largo plazo, en las que se considera necesaria la incorporación de fuentes no convencionales de energía renovable a la oferta del parque generador, la CREG ha diseñado una serie de mecanismos orientados a superar los posibles obstáculos que podrían afrontar los generadores con FNCER y que limitarían la entrada de estos proyectos en la matriz energética.

En este documento se presentan cuatro alternativas para la incorporación de FNCER al parque generador alternativas al CxC. La primera propuesta denominada Prima Verde consiste reconocer un valor adicional en COP/kWh a los proyectos seleccionados, para garantizar así un ingreso fijo por la energía media. La segunda propuesta corresponde a la asignación centralizada de contratos tipo pague lo generado a un precio fijo para los generadores con FNCER, lo anterior con el doble propósito de que el generador cuente con ingresos ciertos que le permitan financiar su proyecto y garantizar así su entrada al parque generador. Como tercera alternativa, se propone un contrato de energía media, en el que se garantiza un ingreso fijo al generador por un año y se realiza un balance anual para llamar a margen siempre que haya desviaciones por fuera de las bandas de



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tolerancia y un balance quinquenal para revisar el compromiso anual. Finalmente, se propone una subasta para compra y venta de contratos pague lo contratado, en la que podrían participar todas las fuentes de generación, en la medida que se supone que las FNCER son competitivas.

Estas propuestas se fundamentan en la naturaleza de la generación intermitente de la mayoría de FNCER y los altos costos de transacción a los que se podrían enfrentar en la firma de contratos bilaterales con la demanda.

Asimismo, se presentaron en este documento los comentarios recibidos por parte del Panel de Expertos que contrató la CREG para evaluar sus propuestas de regulación para todos los ámbitos del Mercado de Energía Mayorista, así como las recomendaciones que en esta materia se derivan del estudio de consultoría que el DNP realizó con la firma E&Y.

Teniendo en cuenta que las alternativas son diversas y que cada una de ellas tendría diferentes impactos en el mercado mayorista, se considera pertinente publicar esta propuesta a consulta para recibir comentarios de los agentes interesados y definir una alternativa regulatoria.



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